Счетчики количества жидкости - сырой нефти СКЖ-СН

Назначение

Счетчики количества жидкости - сырой нефти «СКЖ-СН» (далее - СКЖ-СН) предназначены для измерений массового расхода и массы жидкостей, в том числе дебита нефтяных скважин по сырой нефти.

Описание

СКЖ-СН конструктивно выполнен из двух функциональных частей:

- первичный преобразователь расхода жидкости;

- вторичный прибор - электронный блок вычислений, который устанавливается вне взрывоопасной зоны.

Первичный преобразователь расхода жидкости представляет собой техническое устройство камерного типа с призматическими ковшами и грузовыми уравновешивателями, служащее для опрокидывания массовой порции сырой нефти.

Первичный преобразователь расхода жидкости монтируется непосредственно на трубопроводе с измеряемой средой при помощи фланцевых соединений.

Состав первичного преобразователя, его основные узлы, оборудование и контрольноизмерительные приборы:

- входной коллектор, для подачи газожидкостной смеси (далее - ГЖС), состоящей из сырой нефти и попутного нефтяного газа в корпус СКЖ-СН;

- эжектор, для возврата излишней жидкости в сопло-сепаратор;

- камера измерительная (далее - КИ);

- блок измерительный ковшовый (далее - БИК);

- сопло-сепаратор, для отделения сырой нефти и свободного газа;

- выходной коллектор, для отвода ГЖС из СКЖ-СН;

- эжектор, для отвода отсепарированного газа.

В состав электронного блока вычислений (далее - ЭБВ) входит контроллер программируемый SIMATIC S7 - 1200 (зарегистрированный в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под регистрационным номером 15771-10) или вычислитель БЭСКЖ-СН.

Общий вид первичного преобразователя расхода и ЭБВ c обозначением места нанесения знака поверки приведен на рисунках 1 и 2.

Место для клейма Поверителя

Рис.1. Общий вид первичного преобразователя расхода СКЖ-СН

Контроллер программируемый SIMATIC S7 1200          Вычислитель БЭСКЖ-СН

Место для клейма поверителя

Рис.2. Общий вид ЭБВ СКЖ-СН c обозначением места нанесения знака поверки

Принцип работы СКЖ-СН основан на прямом методе измерений массы и массового расхода сырой нефти и заключается в поочередном заполнении сырой нефтью одного из двух призматических ковшей, находящихся в измерительной камере с последующим их опрокидыванием в момент достижения в них определенной массы жидкости. Частота заполнений и последующих сливов измерительных камер определяет массовый расход и массу протекающей жидкости.

Преобразование числа поворотов (опрокидываний) ковшей в измерительной камере в электрические импульсы осуществляется посредством воздействия магнитных датчиков, закрепленных на ковшах.

Для подвода рабочей жидкости и ее отвода предназначен коллектор и регулируемое входное устройство (в дальнейшем - сопло-сепаратор). ГЖС подается во входной коллектор, и через сопло-сепаратор в один из ковшей измерительной камеры, заполняет ковш до величины (в единицах массы), приводящей к изменению условия устойчивого равновесия, обусловленного положением центра масс ковшей в измерительной камере, что приводит к повороту ковшей измерительной камеры и сливу жидкости из ковша в корпус камеры. Затем этот процесс повторяется на втором ковше камеры. Одновременно в выходной коллектор вытесняется жидкость, находящаяся в нижней части корпуса камеры. При заполнении измерительной камеры часть газа из ГЖС выделяется за счет эффекта гравитационной сепарации.

Избыток газа также вытесняется в выходной коллектор. Необходимым условием работы в закрытой системе сбора (под избыточным давлением), является наличие газа в корпусе преобразователя.

Текущие и суммарные значения массы и массового расхода жидкости вычисляются в ЭБВ и отображаются на индикаторе или на главном меню монитора компьютера, а также фиксируются и хранятся в течение определенного времени в архиве. Кроме того, возможна передача нормируемого импульса в систему телеметрии.

Основное функциональное назначение СКЖ-СН:

- вычисление массового расхода сырой нефти;

- вычисление массы сырой нефти;

- накопление и хранение интегральных значений измеренных параметров;

Лист № 3

Всего листов 5

- индикация измеряемых, вычисляемых, программируемых параметров на жидкокристаллическом индикаторе ЭБВ;

- хранение ранее записанных данных при отключении сетевого питания;

- передача измеряемых и расчётных параметров на автоматизированное рабочее место -оператора.

Программное обеспечение

СКЖ-СН имеет программное обеспечение (далее - ПО), реализованное в ЭБВ

СКЖ-СН, сведения о котором приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Уровень защиты ПО ЭБВ СКЖ-СН от непреднамеренных и преднамеренных изменений

соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077 - 2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Технические характеристики

Основные технические и метрологические характеристики СКЖ-СН приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Основные технические и метрологические характеристики СКЖ-СН

Лист № 4

Всего листов 5

Типоразмеры и диапазоны измерений массового расхода СКЖ-СН приведены в таблице 3.

_____Таблица № 3 - Типоразмеры и диапазоны измерений расхода СКЖ-СН

Знак утверждения типа

наносится в верхней части по центру титульного листа руководства по эксплуатации СКЖ-СН типографским способом.

Комплектность

Комплектность поставки СКЖ-СН и приведена в таблице №4 .

Таблица №3 - Комплектность поставки СКЖ-СН

Поверка

осуществляется по документу МП 0384-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Счетчики количества жидкости - сырой нефти «СКЖ-СН». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 01 марта 2016 г.

Основные средства поверки:

- Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011 по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков», с диапазоном расходов от 2 до 110 т/ч (для жидкости), от 0,1 до 250 м3/ч (для газа), суммарные неопределенности: расхода газа находится в пределах ±0,38 %, расхода жидкости находится в пределах ±0,46 %;

- эталоны 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013, с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 0,5% до 1,0 %.

- эталоны 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013, с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 1,5% до 2,0 %.

Знак поверки наносится: на корпус первичного преобразователя расхода (рис. 1) ударным методом; на электронный блок (рис. 2); в паспорт СИ с подписью поверителя и знаком поверки или выдачей свидетельства о поверке в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

Сведения о методах измерений

Методы измерений содержатся в документе «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений с помощью счетчиков количества жидкости - сырой нефти «СКЖ-СН», утвержденной ФГУП «ВНИИР» «21» декабря 2015 г. (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/45909-15 от «21» декабря 2015 г.)

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.

ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-99) Электрооборудование взрывозащищённое. Часть 0. Общие требования.

ГОСТ Р 51330.10-99 (МЭК 60079-11-99) Электрооборудование взрывозащищённое. Часть 11. Искробезопасная цепь i.

ГОСТ Р 51330.13-99 (МЭК 60079-14-99) Электрооборудование взрывозащищённое.

Часть 14. Электроустановки во взрывоопасных зонах (кроме подземных выработок).

Технические условия ТУ 4818-007-60313662-2014.

ГОСТ 8.637-2013. ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков.