4.2.5.Проверка пробозаборного устройства производиться не менее одного раза в квартал с составлением совместного акта «Поставщика», «Приемщика» и представителя СП.
4.2.6. Анализ проб нефти производится в лаборатории НПС Конда совместно представителями обеих сторон по следующим показателям:
4.2.6 1. На содержание воды по ГОСТ 2477-85 один раз в смену
4.2.6.2. На содержание хлористых солей по ГОСТ 21534-76 один раз в смену
4.2.6.3. На содержание механических примесей по ГОСТ 6370-83 один раз в 10 дней.
4.2.6.4. Давление насыщенных паров по ГОСТ 1756-52 с дополнениями по ГОСТ 9965-76 один раз в 10 дней по индивидуальной пробе
4.2.6.5. Вязкость нефти при температуре 20 0С – один раз в месяц, при температуре перекачки, при проведении сличения и поверки, а также по требованию одной из сторон.
4.2.6.6. Плотность нефти один раз в смену по среднесменной пробе в соответствии с ГОСТ 3900-85 и МИ 2153.
4.2.6.7. Определение содержания серы по ГОСТ 1437-75 или автоматическим анализатором – каждую смену.
4.2.5. Арбитражная проба снимается совместно представителями сторон 3 раза в сутки с каждой объединенной пробы в объеме 0,7-1,0 литра и хранится в арбитражном шкафу лаборатории ЛПДС Конда. Срок хранения арбитражных проб при поставках по России – 15 суток, при поставках на экспорт – 3 месяца. Объединенная проба снимается совместно представителями сторон на 8-00;16-00;24-00 часа московского времени в объеме 3 литра.
4.3. Перечень контролируемых параметров, порядок и периодичность их контроля.
4.3.1. Расход нефти, измеряемый в м3/час, должен находиться в пределах, обозначенных на дисплее красными стрелками (ниже верхнего аварийного значения и выше нижнего аварийного значения расхода) и быть равным калибровочному по результатам последнего сличения ±250м3/час. В случае выхода расхода нефти за пределы аттестованного диапазона, ТПР выводиться из работы и составляется совместный акт с указанием причин и пересчетом нефти, а в случае невозможности пересчета, составляется акт по договоренности сторон об урегулировании количества нефти с учетом предыдущих режимов работы СИКН.
4.3.2. Для СИКН № 913 рабочий диапазон через измерительные линии устанавливается в пределах 20-80%, т.е. каждый ТПР, находящийся в работе, должен работать с производительностью не менее 380 мЗ/ час и не более 1520 мЗ/ час
4.3.3. Плотность нефти контролируется двумя поточными преобразователями плотности “Solartron” 7835 с пределом погрешности 0,03%, измеряется в кг/м3. При выходе из строя плотномера или выхода показаний плотномера за пределы аттестованного рабочего диапазона, резервный плотномер включается автоматически.
Контроль метрологических характеристик поточных ПП осуществляется согласно пункта 6.1.4.3. РД 153-39,4-042-99.
4.3.4. Измерение температуры и давления нефти, проходящей через ТПР, производится после ТПР с постоянным контролем параметров на мониторе. Один раз в смену производиться сравнение показаний приборов, установленных по месту с показаниями вторичной аппаратуры и монитора компьютера. Давление нефти на выходе СИКН должно обеспечивать безкавитационную работу ТПР и должно быть 0,3 МПа < Р < 1,6 МПа.
4.3.5.Контроль вязкости ведется двумя поточными преобразователями вязкости “Solartron” 7827. В случае отклонения среднесуточной вязкости от значений, при которых проводилась поверка ТПР на величину, превышающую ± 5 сСт, сторонами принимается решение о проведении внеочередной поверке ТПР.
4.3.6. Перепад давления на фильтрах ИЛ должен быть не более 0,1 мПа контролируется дифманометром и манометрами на входном коллекторе СИКН и каждой линии. При не соответствии перепада давления установленному пределу, производится внеочередная чистка фильтра. Плановая чистка фильтров – грязеуловителей СИКН производится по графику технического обслуживания технологического оборудования СИКН, согласованному со специализированным предприятием обслуживающим СИКН.
4.3.7. Расход нефти через БКК контролируется турбинным преобразователем расхода, установленным на ветви качества. Величина расхода нефти в блоке качества должна быть не ниже расчетной. Расчет расхода нефти через ББК в режиме работы «Оператор» выполнять в соответствии с пунктом 2.13.1.2. ГОСТ-2517, в режиме работы ,,Автоматический,, расход через БКК определяет и поддерживает управляющий компьютер в зависимости от расхода через СИКН.
4.4. Последовательность переключения задвижек для соединения рабочих средств измерений со средствами измерений, по которым проводят контроль, и порядок регулирования технологических параметров.
4.4.1.Включить в работу ТПУ Smith – 1900 м3/час CS 23/250 BIDIR (0.375)
4.4.1.1. Закрыть и проверить на герметичность задвижки технологии подключения СИКН №№913, 914 к ТПУ №№ 38, 38а, 46, 47, 48, 49, 66, 67, 84, 85, 95, 97, 98, дренажные краны ТПУ.
4.4.1.2. Открыть задвижки №№ 20, 86, 87, 88, 89, 94.
4.4.1.3. Заполнить ТПУ нефтью.
4.4.2. Выбираем “Режим управления оператором с помощью компьютера”(основной режим контроля).
4.4.2.1. Оператор на дисплее компьютера производит выбор рабочих и проверяемых линий и задает точки контроля в поверяемом диапазоне от 20% до 80%.
4.4.2.2. Открытие и закрытие задвижек на проверяемой линии контрольной линии и задвижек №№43,45, а также выбор точек заданного расхода происходит автоматически.
4.4.2.3.Программа устанавливает требуемый расход на контролируемой линии и запускает шар ТПУ по калиброванному участку. Переход к расходу второй и последующих точек в пределах заданного оператором диапазона происходит автоматически.
4.4.2.4. Отчеты результатов проверки по каждой точке и протокол распечатывается на принтере компьютера.
4.4.3. “Режим управления оператором с панели управления”.
4.4.3.1. Выбор рабочих и проверяемых линий оператор производит на панели управления исполнительным механизмом из операторной.
4.4.3.2. На дисплее вторичной аппаратуры рабочих ТПР «Geoflo” оператор выбирает диапазон работы измерительных линий.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.