Инструкция по эксплуатации системы измерения количества и показателей качества нефти ОАО «НАК «Аки-Отыр» ОАО «НК «Русснефть», страница 3

            Показания преобразователей давления и температуры нефти, размещенных за выходом из расходомера, используются для вычисления значения объемного расхода и объема нефти.

В рабочем режиме нефть через входной коллектор БИЛ поступает в одну из измерительных линий (ИЛ),  в каждой из которых установлен датчик массового расхода RHM80 Из измерительной линии  нефть поступает в выходной трубопровод СИКН, в конце которого установлены регуляторы расхода.

             Регулирование расхода нефти через БИЛ (и одновременно в нефтепроводе Шапшинской группы месторождений) осуществляется дистанционно с помощью одного из двух регулирующих линейных клапанов с электроприводами, установленных параллельно на выходе из КТ. Регулирование осуществляется путем плавного открытия или закрытия регулирующего затвора. Расход определяется углом открытия затвора.

          Показатели качества нефти определяются с помощью приборов, установленных на линии измерения показателей качества БИК:  плотность -  поточным плотномером 7835 фирмы «Solartron»; объемное содержание воды – влагомером «УДВН ПМ» Одновременно осуществляется измерение давления и температуры нефти на измерительных линиях и в линии измерения показателей качества нефти. Приемосдаточные и периодические испытания нефти проводят согласно ГОСТ Р51858-2002 на основе объединенной пробы, отобранной автоматическим пробоотборником «True Cut», расположенным в линии измерения показателей качества.

         БИЛ может работать в нескольких режимах

а).  В режиме измерения по рабочей измерительной линии запорная арматура СИКН находится в следующем положении (см. гидравлическую схему 0095.10.00.000 Г3):

         - открыты: краны К201, К211, К213 в (БИЛ);

- закрыты: краны К202, К203, К212 (в БИЛ);

- остальная запорная арматура СИКН может находиться в любом положении;

- краны в линии БИК находятся в положении, обеспечивающем работу БИК.

- все краны выхода в линии дренажа и промывки, а также воздушники должны быть закрыты.

б). В режиме измерения по резервной измерительной линии запорная арматура СИКН находится в следующем положении (см. гидравлическую схему 0095.10.00.000 Г3):

- открыты: краны К202, К212, К213 (в БИЛ);

- закрыты: краны К201, К203, К211 (в БИЛ);

- остальная запорная арматура СИКН может находиться в любом положении;

- краны в линии БИК находятся в положении, обеспечивающем работу БИК;

 - все краны выхода в линии дренажа и промывки, а также воздушники должны быть закрыты.

в). В режиме поверки и контроля МХ рабочего СРМ по стационарной ТПУ запорная арматура СИКН находится в следующем положении (см. гидравлическую схему 0095.10.00.000 Г3):

- открыты: краны К201, К211, К203 (в БИЛ), кран К503 (в УПП ТПУ);

-  закрыты:  краны К202, К212, К213 (в БИЛ), краны К501, К502 (в УПП ТПУ); фланцы подключения передвижной ТПУ закрыты заглушками;

-  закрыты поворотные заглушки на выходе в линии поверки и промывки ТПУ (В БТПУ);

- краны в линии БИК находятся в положении, обеспечивающем работу БИК;

- остальная запорная арматура СИКН может находиться в любом положении;

- все краны выхода в линии дренажа и промывки, а также воздушники должны быть закрыты.

г). В режиме поверки и контроля МХ резервного СРМ по стационарной ТПУ запорная арматура СИКН находится в следующем положении (см. гидравлическую схему 0095.10.00.000 Г3):

- открыты: краны К202, К212, К203 (в БИЛ), кран К503 (в УПП ТПУ);

-  закрыты: краны К201, К211, К213 (в БИЛ), краны К501, К502 (в УПП ТПУ); фланцы подключения передвижной ТПУ закрыты заглушками;

-  закрыты поворотные заглушки на выходе в линии поверки и промывки ТПУ (В БТПУ);

- краны в линии БИК находятся в положении, обеспечивающем работу БИК;

- остальная запорная арматура СИКН может находиться в любом положении;

- все краны выхода в линии дренажа и промывки, а также воздушники должны быть закрыты

          Все работы на СИКН производятся при закрытых и опломбированных задвижках указать номера бйпасных задвижек, проверенных на герметичность.

Нефть через задвижки ЗД 52 и ЗД 53 поступает во входной коллектор блока измерительных линий. Из входного коллектора блока измерительных линий нефть через краны шаровые КШ15, или КШ16 поступает в измерительные линии (рабочую или резервную - она же контрольная) и далее пройдя фильтры Ф1 или Ф2, сенсоры массовых расходомеров РМ1 или РМ2,  краны шаровые КШ18 или КШ17 поступает в выходной коллектор блока измерительных линий.

При этом краны шаровые КШ20 или соответственно  КШ19 должны быть закрыты и проверены на герметичность открытием шаровых кранов КШ49, КШ50.

          На входном коллекторе блока измерительных линий установлено устройство пробозаборное ПУ щелевого типа выдвижное в соответствии с изменением 1 ГОСТ 2517-85. Через ПУ, кран шаровой КШ58 или 57, фильтр Ф3 или Ф4, электронасос Н1 или Н2 нефть подается в линию измерения показателей качества нефти. На трубопроводе Ду - 50 измерительной ветви смонтированы поточный преобразователь плотности (ПП), поточный влагомер, преобразователь температуры, преобразователь давления, карманы для термометров, манометры, узел подключения поверочной установки, пробоотборник с ручным и автоматическим отбором проб, индикатор расхода. Нефть из БККН подается на выходной коллектор. Все переключения в блоке качества проводятся вручную с помощью шаровых кранов, слив нефти при дренаже из технологии БККН осуществляется в дренажную емкость. Выход нефти из линии измерения показателей качества осуществляется через кран шаровой КШ56.

На выходном ( и входном на перспективу) коллекторе БИЛ установлен индикатор фазового состояния ИФС.

          После СИКН установлен узел регулирования давления, который регулирует давление на  СИКН и защищает магистральный трубопровод от превышения давления.

В качестве дренажных емкостей для дренажа учтенной нефти ДЕ-2 и  неучтенной нефти ДЕ-1 в проекте заложены подземные емкости ЕП 12,5-2000-1-3-К

В качестве канализационной емкости ЕК для сбора производственно-дождевых стоков в проекте заложена подземная емкость ЕП12,5-2000-1-3-К.