КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА НЕФТИ ПРИ ПРИЕМО-СДАТОЧНЫХ ОПЕРАЦИЯХ НА ЛУГИНЕЦКОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ (Томская область)

Очень достойная работа, оценка полученная за диплом 5, такая цена потому что диплом уже готов, но плюс в том что в нем куча информации т.е 80-90% уже готово, останется сделать только расчетную часть( если у вас она имеется).По самому диплому, вся информация содержащаяся в нем актуальна, никакого плагиата. ...

1

5.1.2.1 Определение наличия свободного газа.Индикатор фазового состояния потока (ИФС-1-700) установлен на выходном нефтепроводе ПСП и служит для сигнализации наличия свободного газа в нефти. Вторичная аппаратура находится на щите КИП. Устройство определения свободного газа (УОСГ-100) установлено в БИК СИКН и служит для определения количества свободного газа в нефти при срабатывании ИФС и остановке приема-сдачи нефти.5.1.2.2 Дренажная система.В СИКН используется открытая дренажная система. Проверка герметичности задвижек и шаровых кранов осуществляется визуально. Дренирование (удаление) нефти из технологических трубопроводов СИКН производится «самотеком» в подземную емкость Е-8 м3 .Дренирование (удаление) нефти из нефтепровода от ПСП до точки врезки производится «самотеком» или после срабатывания предохранительных клапанов СППК в подземную емкость Е-63 м3. Рисунок 8Технологическая схема СИКН 5.1.3 Система обработки информации (СОИ) СИКН СИКН состоит из датчиков и первичных преобразователей давления, температуры, расхода, плотности, управляемых устройств, установленных в БФ, БИЛ и БИК, а также из системы обработки информации - СОИ. Структурная схема СИКН изображена на рисунке 9.Функции измерения, расчета и выдачи информации о расходе и параметрах измеряемой среды обеспечивает система обработки информации (СОИ). Структурная СОИ показана на рисунке 10.Рисунок 9Структурная схема СИКН Рисунок 10Структурная схема системы обработки информации СИКН5.1.3.1 Система обработки информации (СОИ) СИКН обеспечивает:сбор и обработку информации со всех первичных преобразователей расхода, плотности, температуры, давления и других;подачу управляющих сигналов на элементы управления СИКН, а также контролирует диапазон измеряемых величин и, при выходе значения сигнала за пределы рабочего диапазона, обеспечивает отработку аварийных алгоритмов;автоматизированное выполнение контроля метрологических характеристик массомеров без нарушения процесса измерений;хранение и отображение на экране монитора измеренных и расчетных значений контролируемых параметров, управление с операторской станции электроприводной арматурой и циркуляционными насосами;передачу данных с операторской станции СИКН в канал связи линейной телемеханики ОАО «Центрсибнефтепровод» по протоколу MODBUS RTU через интерфейс RS485 в следующем составе:Передача массы нефти по СИКН за предшествующий период (2 часа, сутки);Передача плотности нефти при рабочей температуреПередача плотности в пересчете на 15°СПередача плотности в пересчете на 20°СПередача содержания водыПередача содержания серыПередача содержания хлористых солейПередача содержания свободного газа (ввод параметра вручную)Передача вязкости нефти (ввод параметра вручную)Передача температуры нефтиПередача текущего состояния измерительных линийТелесигнализация о превышении давления на выходе регулятораТелесигнализация о снижении давления на выходе СИКНТелесигнализация о превышении плотностиТелесигнализация о превышении содержания водыТелесигнализация о превышении содержания серыТелесигнализация о превышении содержания хлористых солейТелесигнализация о превышении вязкости нефтиПередача уровня нефти в резервуарахПередача процента открытия регулятора давления и величины давления после регулятораТелесигнализация о состоянии насосов внешней откачки нефтиТелесигнализация положения задвижки в узле подключенияПередача давления на выходе насосной внешней откачкиПередача давления до и после обратного клапанаАвтоматическое отключение насосов внешней откачки и закрытие секущей задвижки узла подключения по команде аварии на НПС «Парабель»Дистанционное управление секущей задвижкойУправление регулятором давлениязащиту системной информации от несанкционированного доступа программными средствами и механическим пломбированием соответствующих конструктивных элементов и блоков;самодиагностику измерительных линий и блоков обработки информации;ведение и архивирование журнала событий системы (переключения, аварийные сигналы, сообщения об ошибках и отказах системы и ее элементов), журнала оператора, актов приема-сдачи нефти по соответствующим формам. 5.1.3.2 Система обработки информации (СОИ) СИКН состоит из:щита контроля и управления:операторской станции;щита управления отбором проб;контроллера прувера и панели прувера.5.1.3.3 Щит контроля и управления состоит из:- программируемого логического контроллера КР - 300ИШ, представляющего собой комплекс технических средств, обеспечивающих автоматическое регулирование и логическое управление;- измерительно-вычислительного контроллера Omni - 6000, который осуществляет обработку данных, поступающих от полевых датчиков, определяет значения расхода нефти и осуществляет индикацию данных на своем дисплее, а также формирует отчетные документы с выводом их на печать;- искробезопасного барьера MTL для плотномера;- блоков питания для полевых приборов;- источника бесперебойного питания (UPS), обеспечивающего подачу напряжения на все приборы, при исчезновении питания по основной питания схеме;- электроаппаратуры цепей сигнализации, управления и питания.5.1.3.4 Программируемый логический контроллер КР-300ИШКонтроллер КР-300ИШ - компактный многоканальный измерительный микропроцессорный контроллер, представляющий собой комплекс технических средств, обеспечивающих решение задач автоматического регулирования и логического управления. Контроллер КР-300ИШ обеспечивает: - сбор и обработку информации с первичного преобразователя расхода в БИК и перепада давления на фильтрах в БФ и БИК;- прием и обработку сигналов в импульсной, аналоговой и цифровой форме;- обработку и перевод сигналов в инженерные единицы измерения;- сбор дискретных сигналов с электроприводов шаровых кранов, насосов, и блоков управления пробоотборников;- регулирование расхода через БИК;- управление электроприводами кранов и насосов;- автоматическое управление отбором проб.5.1.3.5 Контроллер расхода Omni 6000Контроллер расхода Omni 6000 обеспечивает: - сбор и обработку информации со всех первичных и вторичных преобразователей расхода, плотности, температуры и давления;- прием и обработку сигналов в импульсной, аналоговой и цифровой форме;- обработку и перевод сигналов в инженерные единицы измерения;- контроль значений параметров на выход за рабочий диапазон и формирование аварийных сигналов;- формирование отчетов по СИКН за заданный интервал времени в автоматическом режиме и по запросу, в соответствии с принятыми и утвержденными формами;- контроль метрологических характеристик рабочих массомеров по контрольному;- ручной ввод информации.В составе контроллера расхода Omni 6000 предусмотрены устройства отображения, хранения и архивирования информации.5.1.4 Порядок эксплуатации СИКНОснованием для перехода на сдачу-прием нефти по СИКН является готовность его и технологической схемы ПСП «Лугинецкое» к товарно-коммерческим операциям, которая определяется наличием следующих документов:действующих свидетельств о поверке средств измерений количества нефти;двухстороннего акта представителей ООО «Томская нефть» и РНУ «Парабель» о готовности СИКН к сдаче - приему нефти.5.1.4.1 Проведение подготовительных работ.Все операции по подготовке и пуску СИКН в эксплуатацию производятся оператором ООО «Томская нефть» и оператором РНУ «Парабель» совместно:В двухстороннем акте о готовности СИКН к сдаче-приему нефти указывается согласованная схема работы СИКН, т.е.:- через какие измерительные линии будет осуществляться сдача-прием нефти;- технологический номер включаемых насосов перекачки нефти;- способ отбора проб (вручную или автоматическим пробоотборником);- по какой линии входа и линии выхода нефти подготовлена схема к сдаче - приему;составляют технологическую схему в соответствии с согласованной схемой сдачи-приема;производят регистрацию в "Журнале наложения и снятия пломб" всех опломбированных задвижек и задвижек, на которых были сняты и наложены пломбы;снимают показания c принтера отчетов или индикации управляющего компьютера нарастающим итогом по массе нефти брутто и записывают их значения в журнале регистрации показаний средств измерений;в случае отказа управляющего компьютера в журнал заносятся данные показаний с щита управления Omni 6000.Оператор ООО «Томская нефть» после получения разрешения диспетчера и согласия оператора РНУ «Парабель» Убедившись в открытии всех необходимых для протока нефти задвижек в блоке фильтров, БИЛ и БИК, и отсутствии воздушных пробок, оператор запускает насос внешней перекачки и проверяет систему на отсутствие утечек.5.1.4.2 Способ, периодичность отбора проб нефтиМетод отбора проб по СИКН, производится в соответствии с ГОСТ 2517-85.Отбор проб нефти производится через щелевое пробозаборное устройство автоматическим пробоотборником, установленным в блоке измерения качества (БИК), посменно с 00 до 12 часов и с 12 до 24 часов (московского времени).Операторы ООО «Томская нефть» и РНУ «Парабель» совместно с лаборантом на СИКН производят:а) смену бачка автоматического пробоотборника в БИК для анализа параметров качества нефти (содержание в нем воды, солей, механические примесей и серы). Одновременно с отбором пробы снимаются показания давления РТ-503 и температуры ТТ-503 управляющего компьютера. При отказе автоматического пробоотборника отбор проб на данные виды анализов производится вручную через ручной пробоотборник в БИК с периодичностью 1 час.б) разовый отбор пробы нефти через ручной пробоотборник в БИК для анализа ее на давление насыщенных паров. При отборе пробы снимаются показания давления РТ-205 и температуры ТТ-102 с управляющего компьютера.в) один раз в 10 дней разовый отбор пробы нефти вручную через ручной пробоотборник в БИК для проведения анализа ее на вязкость.Среднесменная проба 3 литра делится на две части. Одна часть пробы используется для определения качественных параметров нефти, вторая - оформляется по ГОСТ 2517 - 85, опечатывается печатью РНУ «Парабель» и хранится в шкафу хранения арбитражных проб ИХЛ ООО «Томская нефть» в качестве арбитражной в течение 15 суток. Нейтральная лаборатория для анализа арбитражной пробы - лаборатория Института химии нефти СО РАН г. Томск.Определение показателей качества нефти производится в аккредитованной испытательной химической лаборатории ООО «Томская нефть» совместно с представителем РНУ «Парабель» стандартизованными лабораторными методами в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858 с изменением № 1:массовую долю воды по ГОСТ 2477-65 по каждой среднесменной пробе;концентрацию хлористых солей по ГОСТ 21534-76 - по каждой среднесменной пробе;массовую долю серы по ГОСТ 1437-75 -по каждой среднесменной пробе;давление насыщенных паров по ГОСТ 1756-2000 - по точечной пробе 1 раз в смену;плотность нефти по ГОСТ 3900-85 с учетом требований МИ 2153-04 по каждой среднесменной пробе;массовую долю механических примесей по ГОСТ 6370-83 -один раз в 10 дней по накопительной пробе;кинематическую вязкость по ГОСТ 33-2000 - один раз в месяц;выход фракций по ГОСТ 2177-99 - один раз в10 дней по точечной пробе;массовую долю парафина по ГОСТ 11851-85 - один раз в 10 дней по накопительной пробе;объемную долю свободного газа по МИ 2575 -1 раз в месяц и по требованию одной из СторонОпределение массовой доли хлорорганических соединений и сероводорода в нефти производится с периодичностью:массовую долю органических хлоридов по ГОСТ Р.52.247-2004 - один раз в 10 дней по накопительной пробе;массовую долю сероводорода и метил-этилмеркаптанов по ГОСТ Р 50802 один раз в 10 дней по точечной пробе.5.1.4.3 Перечень контролируемых параметровПеречень контролируемых параметров:а) количество перекачанной нефти через расходомеры измерительных линий;б) давление нефти в измерительной линии (в ТКО не участвует);в) давление в БИК (в ТКО не участвует);г) температура в измерительной линии (в ТКО не участвует);д) температура нефти в БИК (в ТКО не участвует);е) плотность нефти, определяемая автоматическим плотномером (в ТКО не участвует);ж) расход нефти через БИК;з) данные лабораторных анализов по качеству сдаваемой нефти по пробам, отобранным через пробозаборное устройство;и) перепад давления на фильтрах (в ТКО не участвует).5.1.4.4 Порядок и периодичность контроляКоличество перекачанной нефти. Показания приборов по количеству перекачанной через измерительные линии нефти в массовых единицах контролируются постоянно. Данные по массе снимаются с управляющего компьютера или контроллера Omni 6000 через каждые 2 часа в нечетные часы и регистрируются в журнале регистрации показаний средств измерений. Кроме того, данные по количеству перекачанной нефти записываются в "Журнал приема-сдачи нефти на ПСП "Лугинецкое" после каждой остановки СИКН и перед возобновлением сдачи-приема.Давление нефти в измерительной линии - контролируется по управляющему компьютеру станции оператора (контроллеру Omni 6000), постоянно и регистрируется в журнале регистрации показаний средств измерений через каждые 2 часа в нечетные часы сличаясь по манометру PI-210, а также перед каждой остановкой и после возобновления сдачи-приема нефти по СИКН.Давление нефти в БИК. - контролируется по управляющему компьютеру станции оператора постоянно, и регистрируется в журнале регистрации показаний средств измерений через каждые 2 часа, а также перед каждой остановкой и после возобновления сдачи-приема Температура нефти в измерительной линии - контролируется по термометру по месту. Температура нефти в БИК. - контролируется по управляющему компьютеру станции оператора постоянно и регистрируется в журнале регистрации показаний средств измерений через каждые 2 часа в нечетные часы. Кроме того, данные по температуре нефти в БИК записываются в этот журнал перед каждой остановкой и после возобновления сдачи-приема конденсата.Плотность нефти - измеряется автоматическим плотномером в БИК или определяется по лабораторным анализом.Расход нефти через БИК контролируется по раcходомеру FТ - 308, регулируется частотно-регулируемым приводом циркуляционных насосов и регистрируется в суточном листе оператора.5.1.4.5 Порядок записи результатов измерений и ведения технической документации на СИКНСОИ СИКН автоматически генерирует журнал регистрации показаний средств измерений СИКН, в конце рабочей смены оператор ООО «Томская нефть» распечатывает лист с данными и подшивает его в журнал регистрации показаний СИ СИКН.Снятие показаний приборов и запись их в «Суточный лист оператора товарного» производится оператором РНУ «Парабель» через каждые 2 часа в присутствии товарного оператора ООО «Томская нефть». Данные по массе учтенной нефти считывают с бланка принтера отчетов или монитора управляющего компьютера станции оператора, или Omni 6000. В случае остановки СИКН показания снимаются сразу после остановки и перед возобновлением сдачи-приема.Данные по давлению и температуре нефти в СИКН снимаются соответственно по показаниям управляющего компьютера или контроллера Omni 6000. В случае остановки работы СИКН показания приборов по температуре и давлению снимаются непосредственно перед остановкой, и после возобновления сдачи-приема нефти. СОИ СИКН также автоматически генерирует паспорт качества нефти, акт приема-сдачи нефти, 2-х часовые отчеты.Данные выполненных записей и расчетов за каждую смену и за сутки в целом подписываются представителями ООО «Томская нефть» и РНУ «Парабель». 5.1.4.6 Перечень ситуаций, при которых продолжается эксплуатация СИКН с одновременным ремонтом (заменой) отдельных элементовотказы приборов технологической части СИКН:- манометров;- термометров;- преобразователь расхода;- преобразователь давления;- преобразователь температуры.отказы в БИК:- поточного преобразователя плотности;- автоматического пробоотборника;- преобразователя температуры;- преобразователя давления;- поточного влагомера;- циркуляционного насоса;- ультразвукового расходомера.отказы управляющего компьютера станции оператора:- монитора;- операторской станции;- принтера отчетов.5.1.4.7 Перечень ситуаций, при которых СИКН должна быть отключена и осуществлён переход на резервную схему сдачи нефтиПереход на резервную схему сдачи нефти осуществляется в случаях:одновременного отказа преобразователей расхода, на рабочих и резервной линиях;превышения значения суммарной погрешности по массе брутто СИКН допускаемого предела ± 0,25 % при проведении очередной или внеочередной поверки средств измерений;реконструкции и проведения плановых работ по обслуживанию, связанных с остановкой СИКН, по согласованию с ООО «Томская нефть» и РНУ «Парабель»;отключения электроэнергии (при отсутствии резервного электроснабжения);наличия утечек нефти через задвижку №5/2(или отказ), находящуюся на байпасном трубопроводе СИКН;аварийных ситуациях, при которых эксплуатация СИКН невозможна (пожар и т.д.);выход из строя циркуляционных насосов в БИК;несоответствия расхода нефти через БИК нормативному (если нет возможности отрегулировать расход). Отсутствие дополнительных средств измерений не является причиной перехода на резервную схему сдачи нефти.5.1.4.8 Действия оперативного персонала при отключении СИКН и переходе на резервную схему сдачи нефти.Резервная схема сдачи нефти должна быть всегда готова к работе и учету нефти. Решение о переходе на резервную схему сдачи принимает оперативный персонал сдающей и принимающей сторон по согласованию со своим руководством. Оператор ООО «Томская нефть» в присутствии оператора РНУ «Парабель», а в аварийных случаях и без него, останавливает откачку нефти, затем все действия в присутствии представителя РНУ «Парабель» в следующей последовательности:после остановки откачки закрывает задвижки на входе и выходе СИКН;снимает необходимые показания по СИКН и заносит их в журнал;совместно с представителями ЛПДС «Парабель» составляет акт об отказе СИКН;сообщает диспетчеру о необходимости перехода на резервную схему сдачи нефти и получает разрешение на работу по резервной схеме;согласовывает со своим руководством и с представителем РНУ «Парабель» способ и схему дальнейшей сдачи нефти;заполняет «Акт о готовности ООО «Томская нефть» к сдаче нефти», в котором указывает согласованные условия, способ и схему дальнейшей сдачи-приема нефти, сообщает об этом дежурному лаборанту;совместно с представителем РНУ "Парабель" приступает к подготовке резервной схемы приема-сдачи нефти;- измеряет фактические уровни нефти в РВС 2000-1,2;- отбирает и отправляет на анализы пробы нефти по ГОСТ 2517-85;- выполняет соответствующие переключения по переходу на схему приема нефти по резервной схеме;- сообщает диспетчеру «Верхне-Салатского» промысла о готовности начать работу по приему нефти по резервной схеме;-начинает работать по резервной схеме.5.1.5 Техническое обслуживание СИКН5.1.5.1 Порядок взаимодействия с обслуживающей организацией и границы технического обслуживания оборудования СИКНПорядок технического обслуживания, организация работ, взаимоотношения сторон, их зоны ответственности при эксплуатации СИКН №593 определены «Положением о техническом обслуживании СИКН ООО «Томская нефть», утвержденным 10.01.2004г. и МИ 2775-2002. Техническое обслуживание технологического, электротехнического оборудования средств измерений и КИПиА производится службами ООО «Томская нефть». Границы обслуживания средств измерений определены вышеуказанным «Положением…» и МИ 2775-2002. Обслуживание СИКН предусматривает ежедневное техническое обслуживание (ТО-Е), ежемесячное техническое обслуживание (ТО-1), ежеквартальное техническое обслуживание (ТО-2), ежегодное техническое обслуживание (ТО-3), капитальный ремонт (КР), метрологическое обеспечение (МО).5.1.5.2 Контроль метрологических характеристик (КМХ) преобразователей массового расходаКМХ массомеров проводят не реже 1 раза в месяц в соответствии с утвержденным графиком проведения КМХ. КМХ проводят с использованием резервно-контрольного массомера, или в случае необходимости (выход из строя резервно-контрольного массомера) с использованием ПУ