Регламент учета нефти при проведении комплексного опробования системы измерения количества и показателей качества нефти, страница 2

•  проверить   исправность   систем:      контроля   загазованности,  систем вентиляции;

•  проверить техническое состояние фильтров, трубопроводов, запорной  арматуры, обо­рудования БИК;

•  проверить  включенное состояние вторичной  аппаратуры на щите управления
и занести контролируемые начальные показания в журнал;

•  полностью открыть входные задвижки и шаровые краны контрольной измерительной линии №1;

•  после получения согласия диспетчерской службы НУМН открыть выходную задвижку №211 линию №1 задвижки 213, 9, 10, 11;

•  установить расход нефти через линию № 1 в низшей точке аттестованного диапазона расходов, указанной в свидетельстве о поверке массомера с помощью регулятора расхода Р032.

•  Проверить расход нефти через БИК по индикатору расхода.

Регулирование объемов откачки произвести в низшей точке аттестованного диапазона расхода массомера №1. Товарные операторы должны своевременно через оператора НУМН, а в случае его отсутствия самостоятельно, предоставлять диспетчеру НУМН информацию о любых изменениях давления после КУУН и их причинах, а также руководство УПН. При дальнейшей эксплуатации производится контроль работы средств измерений.

4.2. Блок серомера системы компаундирования (БССК).

Особой функцией данного СИКН является регулирование расхода нефти через СИКН №546 (расхода нефти через ПСН напорного нефтепровода Нижнее – Шапшинской группы м/р. Компании ОАО «НАК «АКИ – ОТЫР») в зависимости от содержания серы в нефти, транспортируемой по магистральному нефтепроводу «Холмогоры – Клин». В обеспечение этой функции СИКН выполняет измерения содержания серы в магистральном нефтепроводе «Холмогоры – Клин». Отбор проб на поточный серомер производится на узле компаундирования в 50 м от точки подключения нефтепровода внешнего транспорта ОАО «НАК «АКИ – ОТЫР»  к магистральному нефтепроводу «Холмогоры – Клин».

Отбор нефти для БССК производится с помощью щелевого пробозаборного устройства по ГОСТ 2517-85, установленному на байпасе, специально для этой цели сооруженном на магистральном нефтепроводе «Холмогоры-Клин». Возврат нефти производиться в тот же байпас – ниже по течению нефти нефтепровода Шапшинской группы месторождений.

Прокачка нефти через БССК обеспечивается насосом с диапазоном расхода через серомер – 0,63 -9,58 м³/ч (по условию изокинетичности) и с учетом потерь давления по всей длине линии серомера – от пробозаборного устройства до точки врезки возвратного трубопровода. Насос VerderMag типа HC 40-25-125, работает в диапазоне расходов 1,3-10 м³/ч при максимальном напоре 20 м. водяного столба. Перед насосом установлен фильтр тонкой очистки с размером ячейки фильтрующего элемента 2х3,5мм. Перепад давления на фильтре контролируется визуально – по двум манометрам, установленным до и после фильтра.

В трубной обвязке БССК предусмотрены фланцы, обеспечивающие возможность установки плотномера при отсутствии плотномера в составе БССК обеспечена возможность ввода в ВА серомера усредненного значения плотности нефти за предшествующий период на основании данных, получаемых по информационной сети ОАО «Сибнефтепровод».

4.2.1. Контроль работы поточного влагомера.

Конроль работы влагомеров производится двумя методами:

1. Контроль работы влагомера анализом точечной пробы с периодичностью раз в два часа. Для проведения контроля поточного влагомера необходимо произвести отбор точечных проб нефти через ручной пробоотборный кран с одновременным снятием показаний влагомера с вторичного прибора. Нефть с отобранной пробы анализируется на содержание воды экспресс – анализатором «Mettler Toledo DL 31» на узле учета нефти. Проверку правильности работы поточного влагомера осуществляют путем сличения показаний поточного влагомера с показаниями прибора. Должно выполнятся условие:

Δφ_в = |φ_{в п} – φ_{в л}| ≤ Δ_{в п} + Δ_{в л}                                 (1)

где - φ_вл - значение объемной доли воды в нефти, определяемое экспресс – анализатором в пробе, отобранной в момент измерения φ_{в п} %;

φ_вп – значение объемной доля воды в нефти, измеренное поточным влагомером %;

 Δ_{в п} – пределы допускаемой абсолютной погрешности поточного влагомера , % об (± для поточного влагомера УДВН).

Δ_вл  - погрешность определения содержания воды автоматическим экспресс – анализатором «Mettler Toledo DL 31» ( 0,03 % в диапазоне содерхания воды в нефти до 1% масс.).

В случае не выполнения условия (1) выясняется причина метрологического отказа поточного влагомера №1 . Если повторный контроль подтверждает отказ влагомера №1 производится запуск в работу влагомера №2, и производятся все мероприятия аналогично первому. В случае метрологического отказа обоих влагомеров, контроль за содержанием воды в нефти производится по индивидуальным точечным пробам, отбираемым с периодичностью раз в два часа по экспресс – анализатору.

2. Контроль работы влагомера  анализом объединенной сменной пробы в ХАЛ ОАО «НАК «АКИ – ОТЫР». Проверку правильности работы поточного влагомера осуществляют путем сличения показаний поточного влагомера с результатом определения влагосодержания нефти по ГОСТ 2477-65. Должно выполняться условие:

Δφ_в = |φ_{в п} – φ_{в л}| ≤ Δ_{в п} + Δ_{в л}  = 0,19                     (2)

где:

φ_вл   − значение объемной доли воды в нефти, определенное по ГОСТ 2477-65 в объединенной сменной пробе, %;

φ_{в п}             − значение объемной доли воды в нефти, измеренное поточным влагомером,   выданное СОИ %;

Δ_вп     − пределы допускаемой абсолютной погрешности соответственно поточного влагомера, %об ( ± 0,05 для поточного влагомера УДВН);

Δ_{в л}      − характеристика погрешности метода КХА, определенная МИ 2336-95, % об. (± 0,14).

            В случае невыполнения условия (2) выясняется причина метрологического отказа поточного влагомера №1. Если повторный контроль подтверждает отказ влагомера №1 производится запуск в работу влагомера №2 и производятся все мероприятия аналогично первому. В случае метрологического отказа обоих влагомеров контроль за содержанием воды в нефти производится по индивидуальным точечным пробам, отбираемым с периодичностью раз в 2 часа.

4.2.2. Контроль работы поточного плотномера.

                        Контроль поточного плотномера производится измерением плотности нефти ареометром в термостатирующем цилиндре. Для чего производится набор нефти в цилиндр и замер плотности нефти ГОСТ 3900-85 с одновременным снятием показаний плотномера с вторичной аппаратуры узла учета. Должно выполняться условие:

Δ_ρк = |ρ_пл – ρ_а | ≤ Δρ_пл + Δ_а   = 0,8                                (3),

где:

ρ_а –   значение плотности нефти, измеренное ареометром в термостатированном цилиндре, кг/м³;

ρ_пл  – значение плотности нефти, измеренное поточным плотномером и снятое в момент проведения контроля, кг/м³;

Δρ_пл   –  предел  допускаемой абсолютной погрешности поточного плотномера, кг/м³ (± 0,3 кг/м³ для плотномера SOLARTRON);

Δ_а    –  предел  допускаемой абсолютной погрешности измерения плотности нефти ареометром, кг/м³ (± 0,5 кг/м³).

В случае невыполнения условия (3), выясняется причина метрологического отказа поточного плотномера. Если повторный контроль подтверждает отказ поточного плотномера, измерение плотности нефти производится в термостатирующем цилиндре с периодичностью один раз в 4 часа.

4.2.3. Контроль работы преобразователей давления и температуры.