Система измерений количества и показателей качества нефти: Пояснительная записка, страница 5

6.3.2 В данном проекте применена измерительная линия БИК насосного типа. Два насоса установлены параллельно на входном участке измерительной линии БИК. Выбор насосов осуществлен на основе расчета потребного расхода в измерительной линии БИК, исходя из определенного соотношения расходов нефти в месте отбора пробы и в трубопроводе БИК (изокинетичности). Интервал параметров расхода, удовлетворяющий требованию изокинетичности для данного случая пробозабора составляет 0,6 – 3,8 м3/ч; диапазон характеристик расхода выбранного насоса VerderMag типа HC 40-25-125, по данным поставщика, указанным для данного заказа, составляет от 2,5 до 6,5 м3/ч, т.е. требование изокинетичности удовлетворяется - при условии регулирования расхода с помощью ручного регулятора РР131 (смотри схему 0095.10.00.000 Г3) по показаниям счетчика-расходомера ТПР101. Перед насосами установлены фильтры тонкой очистки с размером ячейки фильтрующего элемента 2х3,5мм. Перепад давления на фильтре контролируется визуально – по двум манометрам, установленным до и после фильтра.

6.3.3 Основное измерительное оборудование БИК:

·  преобразователь плотности нефти;

·  поточные влагомеры;

·  преобразователи давления;

·  преобразователи температуры;

·  манометры ;

·  термометр;

·  автоматический пробоотборник;

·  ручной пробоотборник;

·  индикатор расхода в измерительной линии БИК (с выводом токового сигнала в СОИ).

Более подробно – смотри 0095.00.00.000 Д5.

6.3.4 В состав БИК включена система промывки, обеспечивающая возможность промывки как всей линии контроля показателей качества, так и отдельно преобразователя плотности.

6.3.5 В БИК предусмотрена закрытая дренажная система с комплектом дренажных и воздушных шаровых кранов. Дренажный трубопровод БИК на выходе подключен к коллектору дренажа учтенной нефти.

6.3.6 В обвязке плотномера обеспечена возможность подсоединения пикнометрической установки и устройства обнаружения свободного газа.

6.3.7 Вблизи БИК предусмотрено рабочее место для лаборанта, оборудованное рабочим столиком.

6.4 БТПУ

6.4.1 Для поверки метрологических характеристик СРМ используется стационарная трубопоршневая поверочная установка «Сапфир М»-300-6,3, имеющая следующие характеристики:

-  пропускная способность – 300 м3/час;

-  рабочее давление – 6,3 МПа.

6.4.2 ТПУ обеспечивает поверку СРМ на месте эксплуатации в автоматизированном и ручном режимах (при постоянном учете перекачиваемой нефти).

6.4.3 ТПУ укомплектована оборудованием и средствами измерений, указанными в Сводной спецификации оборудования (см. 0095.00.00.000 Д5).

6.4.4 Поверка стационарной ТПУ осуществляется с помощью передвижной ТПУ, устанавливаемой для этого вне сборного здания КТ, либо по образцовому мернику 1-го разряда, имеющемуся в составе установки поверки и калибровки ТПУ (УПК ТПУ) – смотри раздел 6.6. Подключение передвижной ТПУ на период проведения поверок осуществляется с помощью Узла подключения передвижной ТПУ (УПП ТПУ). Фланцы для подключения передвижной ТПУ (Ду150) выведены вовне здания.

6.4.5 Местный контроль протечек рабочей среды (воды), применяемой при поверке ТПУ с помощью мерника УПК ТПУ, обеспечивается запорной арматурой, оснащенной  устройствами контроля протечек, которая установлена на смежных участках трубопроводной обвязки (на выходном коллекторе БИЛ и в УПП ТПУ).

6.4.6 Промывка ТПУ в обеспечение ее поверки по образцовому мернику осуществляется с помощью передвижных средств промывки, имеющихся в распоряжении эксплуатирующей организации. Штуцеры для подключения средств промывки выведены вовне здания.

6.4.7 Для слива промывочной жидкости и воды (после поверки ТПУ по образцовому мернику) предусмотрена специальная линия слива промывочной жидкости и воды, присоединенная к патрубку дренажа ТПУ. Трубопровод слива выведен вовне здания для подсоединения к промливневой канализации по проекту ЗАО «Институт «Нефтегазпроект».

6.4.8 ТПУ подключена к дренажной системе учтенной нефти через   дренажную задвижку, имеющуюся в ее составе.

6.5 УПП ТПУ

6.5.1 Узел подключения передвижной ТПУ размещается на трубопроводе выхода из ТПУ. Трубопроводы для подсоединения передвижной ТПУ выведены за пределы сборного (модульного) здания и заканчиваются фланцами Ду150.

6.5.2 Трубопроводы выхода на передвижную ТПУ и возврата нефти из нее снабжены запорной арматурой (шаровыми кранами).

6.5.3 Между тройниками, к которым приварены трубопроводы выхода на передвижную ТПУ установлен шаровой кран с контролем протечек.

6.5.4 Для освобождения трубопроводов подключения к передвижной ТПУ от нефти после проведения поверки ТПУ они снабжены выходами в коллектор дренажа учтенной нефти.

6.6 УПК ТПУ

6.6.1 Установка для поверки и калибровки ТПУ (УПК ТПУ) предназначена для поверки, калибровки и аттестации ТПУ в соответствии с МИ 1972-95 «Рекомендация. ГСИ. Установки поверочные трубопоршневые. Методика поверки поверочными установками на базе весов ОГВ или мерников» (по варианту поверки с остановкой поршня).

6.6.2 Установка (с обвязкой) позволяет осуществить:

- калибровку и поверку ТПУ объемным способом по образцовому мернику 1-го разряда с использованием накопительной емкости;

- калибровку и поверку ТПУ весовым способом с использованием накопительной емкости и образцовых платформенных весов;

- калибровку образцового мерника по образцовым весам;

- калибровку весов с помощью комплекта гирь.

6.6.3 УПК ТПУ 0095.16.00.000  является конструктивно законченным изделием. Основное оборудование УПК ТПУ размещено в отдельном взрыво-пожаробезопасном помещении сборного (модульного) здания КТ (смотри раздел 6.8).

6.6.4 Емкость-хранилище воды для УПК ТПУ (бак ATV-5000) размещена вне здания и соединена с поверочным оборудованием УПК ТПУ трубопроводами. Бак ATV-5000 с установочными конструкциями, а также лестница для обслуживания накопительной емкости УПК ТПУ транспортируются отдельно от модулей, составляющих здание КТ. Бак ATV 5000 закрепляется на площадке по рабочему проекту ОАО «Институт «Нефтегазпроект»