.
4.3.5. Температура нефти.
Температура нефти постоянно определяется преобразователями температуры в блоке качества, на рабочих и (или) резервной измерительных линиях, на выкидном коллекторе, а также контролируется с помощью ртутных термометров типа ТЛ-4 с ц. д. 0,1оС. В любой момент на экране компьютера оператор может видеть мгновенное значение температуры на любом из установленных датчиков. Разность показаний преобразователей температуры и ртутных термометров не должна превышать 0,3 оС. Температура нефти на измерительной линии не должна превышать 40 оС.
Температура нефти БИЛ – контролируется по управляющему компьютеру (или по термометру, установленному на измерительной линии) и регистрируется в журнале регистраций показаний средств измерений через каждые два часа в четные часы московского времени, а также перед каждой остановкой и после возобновления сдачи – приема нефти по СИКН. Если разность температур по датчику температуры и термометру превышает +/- 0,4оС, проверяется термометр, при исправном термометре передается заявка в обсуживающей организации, для устранения неисправности датчика температуры и данные по температуре заносятся вручную по показаниям термометра.
4.3.6. Плотность нефти.
В схеме блока качества имеется два поточных плотномера.
Плотность нефти при товарно-коммерческих операциях определяется постоянно поточным плотномеров. Контроль работы плотномеров описан в п. 6.1.4. настоящей инструкций. Плотность нефти. Измеряется автоматическим плотномером в БИК и сравнивается с лабораторным анализом. (1 раз в 10 дней).
4.3.7. Обводненность нефти.
Обводненность товарной нефти контролируется поточным влагомером “УДВН ПМ». Каждые 2 часа операторами вносятся в Режимный лист показания поточного влагомера.
Контроль показаний поточного влагомера производится 1 раз в сутки методом их сличений на момент отбора с результатами лабораторного анализа. При отклонении показаний поточного влагомера от результатов лабораторного анализа на величину, превышающую допустимую, производится корректировка вторичного прибора влагомера на величину полученного отклонения.
Расчет массы нетто нефти за смену производится по результатам лабораторного анализа по ГОСТ 2477-65 по среднесменной объединенной пробе.
4.3.8. Контроль фазового состояния потока нефти.
В нефти должен отсутствовать свободный газ. Контроль за появлением свободного газа в нефти осуществляется индикатором фазового состояния (ИФС).
При срабатывании одного из ИФС внешняя откачка нефти прекращается до выяснения причин срабатывания. Если же причина срабатывания в наличии свободного газа в нефти, то откачку прекращают до его устранения.
После этого составляется двухсторонний акт о причине, повлекшей к попаданию свободного газа в нефть, и о мерах, принятых к ее устранению:
а) проверка давления газа на концевой сепарационной установке (КСУ) – не выше указанного в технологическом регламенте (0,05 кгс/см2), проверка правильности показаний самопишущего прибора.
б) внеочередная проверка работоспособности ИФС согласно инструкции по эксплуатации в присутствии обеих сторон.
в) проведение лабораторных анализов на давление насыщенных паров по ГОСТ 1756-00 и содержание механических примесей по ГОСТ 6370-83.
г) проверка работоспособности дыхательных клапанов в РВС, участвующих в технологической схеме подготовки товарной нефти.
После восстановления товарных характеристик нефти, поступающей на УУН, по согласованию с принимающей стороной откачка возобновляется, после письменного подтверждения сдающей стороны об отсутствии в нефти газа.
Наличие свободного газа - контролируется прибором ИФС, регистрируется в журнале регистраций показаний технологического оборудования по мере срабатывания.
Контроль содержания наличия свободного газа по УОСГ проводится в соответствии с утвержденным графиком «Контроля метрологических характеристик СИ»
Выполнение измерений содержания свободного газа
подготовка и выполнение измерений
В исходном состоянии клапаны прибора открыты, и поток исследуемой нефти движется по измерительной камере. Давление в пробоотборной камере равно давлению в трубопроводе.
Перед началом измерений проверяют пробоотборную камеру на герметичность и наличие циркуляции через прибор.
Закрывают пробоотборные вентили на входе и выходе прибора, дают выдержку 15 минут если температура окружающей среды ниже температуры нефти то давление в пробоотборной камере снижается; если выше то давление поднимается, если этого не происходит, то циркуляция через прибор отсутствует, тогда прикрывают секущую задвижку и вновь проверяют наличие циркуляции.
Определяют коэффициенты сжимаемости нефти выполняя следующие операции:
Устанавливают плунжер по лимбу и линейной шкале в нулевое положение. При этом поток исследуемой нефти движется через термостатирующую рубашку.
Внедрением плунжера проводят сжатие пробы до давления 8 МПа дают выдержку 15 мин затем движением плунжера устанавливают стрелку манометра на ближайшем делении и фиксируют показания Р и ∆V.
Прибор приводят в исходное положение.
По полученным значениям проводят вычисление величины относительного количества свободного газа.
Vk – объем пробы нефти, равный вместимости пробоотборной камеры, по паспорту 10-6 м3;
Р0 – первоначальное избыточное давление в камере, равное давлению в трубопроводе, МПа;
β – коэффициент сжимаемости нефти в пробоотборной камере
За результат измерения принимают среднее арифметическое значение двух последовательных измерений.
Результаты измерений оформляют записью в журнале.
4.4 Порядок включения в работу поверочного устройств, обязанности и действия персонала при этом.
Поверка массомеров производится по МИ 2463 – 98 с использованием поверочного устройства ТПУ Прувер С-300-6,3 1-го разряда, согласно графику поверки. Поверка или контроль МХ ПР по ТПУ осуществляются УОИ автоматически или вручную с клавиатуры рабочей станции оператора (задвижки переключаются вручную).
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.