Схемы  СИКН

Технологическая схема ППСН (ПСП) «Калтасы»

  Технологическая схема СИКН № 612  ППСН (ПСП)  «Калтасы» приведена в приложении №1 и обеспечивает:

• автоматическое  измерение  количества  нефти  в  единицах  объема  и  массы;
• автоматическое  измерение  плотности,  влагосодержания,  вязкости,  давления  и  температуры  нефти;
• автоматическое  измерение  перепада  давления  на  фильтрах;
• автоматический  контроль  наличия  свободного  газа;
• автоматический  и  ручной  отбор  пробы  нефти;
• автоматическое  регулирование  расхода  по  измерительным  линиям:
• автоматическое  регулирование  давления  в  выходном  коллекторе  СИКН;
• контроль  уровня  в  дренажных  емкостях
• поверку  рабочих  и  контрольного  турбинных  преобразователей  расхода  (ПР)   по  стационарной  и  передвижной  ПУ;
•  контроль  метрологических  характеристик  ПР и ПП;
•  поверку  стационарной  ПУ  по  передвижной  ПУ;

 контроль  герметичности  запорной  арматуры;

•  сбор  продуктов  утечек  и  дренажа  оборудования  и  трубопроводов  в    дренажную  систему.

В состав СИКН  входят следующие функциональные блоки:

• блок измерительных линий БИЛ;
• блок измерения показателей качества нефти (БИК);
• стационарная трубопоршневая поверочная установка (ПУ);
• устройство обработки информации (СОИ);
• датчик наличия свободного газа на выходном коллекторе;
• щелевое пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-85, установленное до регулятора давления;
• регулятор давления на выходе СИКН;
• узел подключения передвижной  ПУ;
• байпасная линия СИКН.

Блок измерительных линий (БИЛ) состоит из 5-х линий:

• измерительные линий  ИЛ№1, №2, ИЛ №3, ИЛ №4, ИЛ №5 - рабочие.

     На БИЛ установлено следующее оборудование:

• входной коллектор с фланцами на обоих концах;
• фильтр на каждой ИЛ с быстросъёмной крышкой;
• каждая измерительная линия имеет секущие электроприводные шаровые краны с контролем протечек и  электроприводной  шаровой  кран-регулятор  расхода для  равномерного  распределения  потока  нефти  по  одновременно  работающим  измерительным  линиям.
• расходомер турбинный мультивязкостный с высоколинейной характеристикой в комплекте со струевыпрямителем, с ответными фланцами, с двумя МИДами и с предусилителем сигнала;
• фильтры, оснащенные сигнализаторами перепада давления;
• преобразователь давления;
• преобразователь температуры в комплекте с термокарманом;
• манометр МТИ;
• стеклянный ртутный термометр в комплекте с термокарманом;
• выходной коллектор с фланцами на обоих концах,
• дренажная система с комплектом дренажных и «воздушных» шаровых кранов.

Блок  измерения  параметров  качества  нефти  (БИК)

 Блок измерения показателей качества нефти БИК выполнен по схеме подачи нефти циркуляционными насосами, с отбором нефти до регулятора давления и сбросом после регулятора давления.

В БИК установлено следующее оборудование:

• автоматический пробоотборник с герметичным контейнером, с индикатором заполнения, клапаном выравнивания давления, контроллером пробоотборника, с устройством отбора проб согласно ГОСТ 2517 – 2 шт.;
• пробозаборное устройство для ручного отбора проб согласно ГОСТ 2517;
• регулятор расхода с электроприводом;
• влагомер товарной нефти, в комплекте с вторичной аппаратурой во взрывозащищенном исполнении – 2 шт.;
• вискозиметр товарной нефти во взрывозащищенном исполнении, в комплекте с вторичной аппаратурой во взрывозащищенном исполнении – 1 шт.;
• преобразователь плотности– 2 шт.;
• преобразователь давления;
• преобразователь температуры в комплекте с термокарманом;
• манометр МТИ;
• стеклянный ртутный термометр, в комплекте с термокарманом;
• расходомер-индикатор потока;
• узел подключения эталонного плотномера и пикнометрической установки;
• насос и бак для системы промывки приборов качества;
• закрытая дренажная система с комплектом дренажных и «воздушных» шаровых кранов,
• датчики сигнализации загазованности и пожара;
• запорная арматура: шаровые краны.

Технологический  режим  работы  СИКН:

• рабочий  расход  суммарный.….…………….…200-1250 м³/ч
• температура  нефти……………………………..15- 30 ^оС;
• рабочее  давление………………………..……… 0,5 МПа
• режим  работы  …………………………………периодический;
• плотность  нефти ……………………………….877-895 кг/м³;
• вязкость  нефти………………………………..не  более  40 сСт.

Стационарная  ПУ  предназначена  для  поверки,  контроля  метрологических  характеристик  преобразователей расхода.

На входе    ПУ  расположены: 

• Преобразователи  температуры  модели  644Н К5L1Q4    фирмы  «Emerson  Process  Management»  термометр  ртутный  стеклянный  ТЛ4 - для  измерения  температуры.
• Преобразователи  давления  модели  3051TG-3-A-2B-2-1-A-S5-B4-K5-T1-Q4 фирмы  «Emerson  Process  Management»  , манометр  для  точных  измерений МТИ.
• Задвижки Ду=200 мм, Ру= 4,0 МПа и  шаровой  кран Ду=200 мм, Ру= 4,0 МПа с  контролем  протечек – запорная  арматура.

Узел  подключения  передвижной  ПУ.

Предназначен  для  подключения  передвижной  ПУ  с  целью  поверки  стационарной  ПУ  или  преобразователей  расхода.  На  узле  расположены:

• Преобразователи  температуры  модели  644Н К5L1Q4    фирмы  «Emerson  Process  Management»  термометр  ртутный  стеклянный  ТЛ4 - для  измерения  температуры.
• Преобразователи  давления  модели  3051TG-3-A-2B-2-1-A-S5-B4-K5-T1-Q4 фирмы  «Emerson  Process  Management»  , манометр  для  точных  измерений МТИ.
• Задвижки Ду= 200 мм, Ру= 4,0 МПа и  шаровой  кран Ду=200 мм, Ру= 4,0 МПа с  контролем  протечек – запорная  арматура.

Узел  регулирования  давления.

Предназначен  для  регулирования  давления  на  СИКН  и  установлен  на  выходном  коллекторе  СИКН.  Конструктивно  состоит  из:

• Двухкомпонентный  шаровой  кран-регулятор   с  электроприводом  AUMA SA  Eex edIIC T4  Ду= 300 мм, Ру= 4,0 МПа  -  в  качестве  регулятора  давления.
• Задвижки  Ду= 400 мм, Ру =4,0 МПа - в  качестве  запорной  арматуры.

Дренажные  подземные  емкости  (2шт.).

Предназначены  для  дренажа  учтенной  и  неучтенной  нефти Е2 и Е3, V=12,5 м³  .  На  емкости  неучтенной  нефти  установлены:

• Погружной насосный  агрегат  12НА9х4.
• Уровнемер  У1500; Ду= 4”.
• Сигнализатор ПМП- 052.
• Манометр  для  точных  измерений - для  измерения  давления  на  выкидной линии  насосного агрегата.

На  емкости  учтенной  нефти  установлены:

• Уровнемер  У1500; Ду= 4”.
• Сигнализатор ПМП- 052.
• Выкидная линия для дренажа учтенной нефти.

  Структурная схема СИКН

         Структурная схема СИКН представлена в Приложении №2. Схема отражает состав средств измерений, их соединение и размещение в двух зонах:

• взрывоопасная зона;
• взрывобезопасная зона.

  Структурная схема СОИ

     Основные сигналы, обеспечивающие учёт перекачиваемой нефти, поступают с ПР, плотномера, преобразователей температуры и давления на устройство обработки информации (СОИ) «Solartron 7955». СОИ обрабатывает поступающую информацию и имеет выход на верхний уровень для регистрации, составления отчётных форм и приёмо-сдаточных актов.

Система имеет канал связи для передачи данных о работе оборудования СИКН по системе телемеханики в диспетчерскую службу Арланского НУ (СДКУ) по протоколу МЭК-870-5.

Аварийные сигналы регистрируются по мере поступления в базе данных СОИ.

 Резервная схема учёта нефти

При отказе СИКН №612 сдача нефти осуществляется по  существующим  СИКН  №348  НСП «Краснохолмский»,  СИКН №603  НСП «Шушнур»,  СИКН №609  НСП «Кереметово».

Решение о переходе на резервную схему учёта нефти принимают представители филиала «Башнефть-Янаул» и Арланского НУ при выходе из строя СИКН,  о чём информируют вышестоящие организации предприятий принимающей и сдающей сторон, а также подрядную организацию, осуществляющую техническое обслуживание СИКН.

До включения СИКН в работу количество нефти определяется по резервной схеме.

Меры безопасности

Условиями  безопасной  эксплуатации  и  технического  обслуживания    СИКН  является  знание и соблюдение персоналом требований «Правил техники безопасности и промышленной санитарии  при эксплуатации магистральных трубопроводов и  действующих  инструкций  по  охране  труда.

         Обслуживание  электрооборудования  и  приборов  контроля  производить  в  соответствии  с  требованиями  Правил  технической  эксплуатации  электроустановок  потребителей.

• Площадка   СИКН   должна   быть   обеспечена  первичными   средствами пожаротушения, содержаться в чистоте. Запрещается размещать на ней легковоспламеняющиеся предметы и материалы.
• При обслуживании СИКН работать в спецодежде.
• При проверке задвижек на герметичность во время открытия вентилей персонал должен находиться с наветренной стороны.
• Не допускать разлива нефти на территории площадки СИКН.
• Для проведения огневых работ оформлять разрешение в установленном порядке.
• Не допускать отогрева застывших трубопроводов открытым огнем.
• Не допускать повышения давления свыше установленного для данного участка трубопровода или технологического участка.
• При переключении участков трубопроводов во время перекачки необходимо закрывать задвижки только после открытия задвижек в новом направлении перекачки.
• Запрещается стоять под любыми работающими грузоподъемными механизмами.
• Запрещается развинчивать любые болтовые соединения задвижек или фланцев на СИКН при ремонтных работах, не убедившись в отсутствии избыточного давления в системе.
• Все площадки, лестницы, переходы, перила содержать в исправном состоянии, в зимнее время своевременно очищать от снега и льда.
• Эксплуатация не взрывозащищенного оборудования и приборов запрещается.
• Во всех других случаях  необходимо руководствоваться «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» и местными Инструкциями по ОТ.

Порядок  эксплуатации  СИКН

Способ  и  периодичность  отбора  проб в БИК

Отбор  проб  осуществляется  автоматически,  согласно  ГОСТ 2517 пробоотборником  фирмы    «Clif  Mock», установленном в БИК.

Снятие  бачка   с  пробой  нефти  производится  операторами  ППСН (ПСП) «Калтасы»  и  Арланского НУ  совместно,  два  раза  в  сутки  (по   сменам):  через  12 часов  и    после  окончания  планового  суточного  объема  откачки  в  течение  2-х  последующих  часов.  Бачок  с  отобранной  пробой  закупоривается и переносится  в  химико-аналитическую  лабораторию ППСН ПСП) «Калтасы» для проведения анализа  нефти. 

Пробу подготавливают на установке М20-3 (смесительная система для пробоотборника CLIF MOCK) согласно инструкции на пробоотборник CLIF MOCK, для проведения испытаний.

 Объединенную  пробу  нефти  делят  на  две  равные  части.  Одну  часть  пробы  испытывают,другую  -  хранят  опечатанной, в течение 15 суток,  на  случай  разногласий   в  оценке  качества  нефти.

Виды  и  периодичность  испытаний проб нефти

Согласно ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»  производятся следующие виды испытаний проб  нефти:

Плотность                                       ГОСТ  3900                           2  раз  в  сутки;

                                                        МИ 2153-2004

Содержание  общей  серы             ГОСТ 1437-75             2 раз  в  сутки;

Содержание  хлористых  солей     ГОСТ  21534                2 раз  в  сутки;

Содержание воды                                    ГОСТ  2477                           2 раз  в  сутки;

Давление  насыщенных  паров      ГОСТ  1756-2000                  2 раза  в сутки;

Содержание  мех.  примесей                   ГОСТ  6370-83            1 раз  в  10 дней;

Хлорорганические  соединения     ASTM D 4929-99                  1 раз  в 10  дней;

Содержание  парафина                           ГОСТ 11 851                1 раз  в 10  дней;

Выход  фракций                             ГОСТ 2177                            1 раз  в 10  дней;

Массовую  долю  сероводорода,

метил- и этилмеркаптанов              ГОСТ Р 50802            1 раз  в 10  дней;

     Контроль  метрологических характеристик поточных плотномеров  проводят  один  раз  в  10 дней  (в  первый  год  один  раз  в  пять  дней)  методом  сличения  показаний  рабочего плотномера  с  результатами  измерения  плотности  нефти  резервным  плотномером.

Контроль  метрологических характеристик поточных плотномеров  производится  совместно  представителями  трех  сторон  (Нефтекамского  НУ, филиала «Башнефть-Янаул»,  Арланского  НУ)  и  оператором АРМ.

Перечень  контролируемых  параметров,  порядок  и  периодичность  их  контроля.

      Через каждые 2 часа смены   операторы ППСН (ПСП) «Калтасы»  и  Арланского  НУ  обязаны контролировать:

–       давление  в  выходном  коллекторе;

–       отсутствие  свободного  газа;

–       перепад  давления  на  фильтрах  тонкой  очистки;

–       температуру нефти в ИЛ и БИК;

–       давление нефти в ИЛ и БИК;

–       показания  влагомера в БИК;

–       вязкость;

–       производить  внешний  осмотр  средств  измерений   и вспомогательного  оборудования  СИКН.

          Выше  перечисленные  параметры  контролируются  постоянно.  При  появлении  аварийных  сигналов,  операторы  обязаны  проанализировать  причину  отклонения  технологических  параметров,  проверить  показания  манометров,  перепад  давления  на  фильтрах,  температуру  нефти  в  БИК  по  показаниям  ртутного  термометра,  поставить  в  известность  мастера – технолога,  диспетчера  и начальника  установки ППСН (ПСП)  «Калтасы», а также начальника  цеха  ППН  филиала «Башнефть-Янаул» и  Арланское  НУ. 

Переход на резервную схему учета нефти

 Переход на резервную схему учета нефти осуществляют в случаях:

а) одновременного отказа ПР, фильтров или струевыпрямителей на рабочей и резервной ИЛ или нескольких рабочих ИЛ, если расход, через одну исправную ИЛ из оставшихся превышает допустимые пределы рабочего диапазона ПР согласно свидетельству о его поверке;

б) отклонения значения вязкости выше +,- 5х10^{-6 м2}  при отказе СОИ с коррекцией коэффициента преобразования турбинного ПР по вязкости;

в) падения давления нефти после ПР ниже 0,21 МПа  и невозможности установления  нормируемого значения;

г) реконструкции и проведения плановых работ по обслуживанию, требующих остановку СИКН, - по взаимному согласию сдающей и принимающей сторон;

д) отключения электроэнергии (при отсутствии резервирования электроснабжения);

е) наличия утечек нефти через задвижки (или отказ), установленных на байпасном трубопроводе СИКН;

ж) аварийных ситуаций, при которых эксплуатация СИКН невозможна (пожар и т.д.).

Учет нефти  по  резервной   ИЛ

         Оператор  переходит  на  резервную измерительную линию в  следующих  случаях:

–       засорение  фильтра;

–       посторонний  шум  в  ИЛ;

–       нарушение  герметичности  в  ИЛ;

–       выход  погрешности  ПР  за  допустимые  пределы  по  результатам  сличения;                        

–       отказ  задвижек  и   шаровых  кранов  с  электроприводами;

–       отказ  преобразователей  давления;

–       отказ  преобразователей  температуры;

–       неустранимые  утечки  нефти    в  местах  соединений  измерительной  линии;

–       повышения  перепада  давления  на фильтрах  более  значения,  указанного  в  паспорте  на  данный  тип  фильтра   0,05 МПа.

       При  переходе  на  другую  ИЛ,  оператор  открывает  задвижки  на  неработающей  ИЛ  и    затем  закрывает  задвижки  на  работавшей  ИЛ,   нефть  дренируют  в  емкость  учтенной  нефти,  а  закрытые  задвижки проверяют  на  герметичность  и  пломбируют.

Обеспечение  единства  измерений  и  пломбирование средств  измерений  и  оборудования  СИКН

    Метрологическое обеспечение включает:

• своевременную поверку органами Государственной метрологической службы рабочих и образцовых средств измерений, входящих в состав СИКН и применяемых в составе химико-аналитической лаборатории ЦНИПРа. Поверка средств измерений производится в соответствии с действующими ГОСТ, инструкциями и методиками поверки и техническими описаниями на эти средства измерений.
• достоверный ввод в СОИ метрологических характеристик средств измерений константы рабочего и резервного плотномеров, коэффициенты рабочего и резервного ПР, параметры ПУ в соответствии со свидетельством на ПУ, пределы шкал датчиков давления и температуры, рабочие пределы плотномеров, ПР.
• контроль метрологических характеристик ПР, поточного плотномера в процессе эксплуатации. В межповерочном интервале проводят контроль метрологических характеристик ПР. Во время поверки ПР, в случае ухода коэффициента преобразования на  ±0,15% от указанного в свидетельстве о  поверке ПР, учёт нефти по ИЛ не допускается. Величина межповерочного интервала устанавливается по результатам статистических данных и оформляется 3-х сторонним актом за подписью представителей филиала «Башнефть-Янаул», Арланского НУ, Нефтекамского НУ. В процессе эксплуатации  межконтрольный интервал ПР может быть уточнён.
• контроль и  соблюдение правил эксплуатации средств  измерений СИКН и химико-аналитической лаборатории, а также контроль и соблюдение технологического режима  СИКН.
• проведение внеочередной, инспекционной и экспертных поверок средств измерений СИКН и химико-аналитической лаборатории согласно ПР 50.2.006-94 «Работы по проведению внеочередной и инспекционных поверок» производятся обслуживающим СИКН Нефтекамским НУ в присутствии поверителя ФГУ «ЦСМ Республики Башкортостан», полномочных представителей филиала «Башнефть-Янаул» и Арланского НУ, на основании письменного заявления одной из сторон. Экспертную поверку средств измерений СИКН проводят территориальные органы Госстандарта в соответствии с требованиями ПР 50.2.006-94.

       Периодическую поверку средств измерений проводят по графику, составленному владельцем СИКН, согласованным с территориальным органом ФГУ «ЦСМ Республики Башкортостан».

 Внеочередная поверка СИ проводится:

• после каждого ремонта связанного с изменением вместимости, резервуар должен быть переградуирован, а после изменения оснащённости его внутренним оборудованием градуировочная таблица должна быть пересмотрена и утверждена в установленном порядке;
• при получении отрицательных результатов при текущем контроле метрологических характеристик СИ;
• при отклонении значений вязкости нефти в условиях эксплуатации от значений, при которых проводилась поверка ПР, более допускаемых пределов.
  • по требованию стороны, сдающей или принимающей нефть.

Порядок доступа в СОИ (Программный комплекс АРМ-оператора «CROPOS»)

      СОИ обеспечивает поимённую регистрацию пользователей с возможностью предоставления (отмены) доступа к тому или иному закрытому ресурсу (просмотр и печать отчётной документации, паспортов качества, актов приёма-сдачи, изменение отчётной документации, управление технологическим оборудованием) для каждого пользователя.

  Возможность изменения списка доступов для пользователя представляют только пользователю, зарегистрированному в системе с правами администратора.

 СОИ обеспечивает 5 уровней доступа: «оператор ПСП + оператор ППСН», «наладчик + оператор ПСП + оператор ППСН», «начальник ПСП + начальник ППСН», «поверитель + наладчик», «администратор».

Изменение регистрационной информации соответствующего уровня доступа допускается после регистрации на данном уровне и только для данного уровня.

Изменение МХ СИ СИКН проводит только пользователь, зарегистрированный в системе с правами поверителя совместно с наладчиком.

Техническое  обслуживание

      Техническое  обслуживание  (ТО)  включает  в  себя  комплекс  операций  по  поддержанию  в  надлежащем  порядке  средств  измерений, технологического  оборудования    СИКН,  ТПУ  при  использовании  по  назначению  и  при  нахождении  в  резерве  (включая  текущий  и  средний  ремонт).

      Техническое  обслуживание  ППСН (ПСП) «Калтасы» филиала  «Башнефть- Янаул» производится с привлечением  подрядных  организаций  и  предусматривает  проведение  ТО  СИКН:

-ежедневного;

-по  графикам;

-внеочередного  (по заявкам);

      Целью  ежедневного  технического  обслуживания  является  проверка  и  подтверждение  готовности  СИКН  к  применению.  Ежедневное  ТО  проводят  силами  персонала  текущей  смены  (оперативным  персоналом).