Приложение Б (справочное). Основные операции программы аттестации пробоотборной системы

Приложение Б
(справочное)

Основные операции программы аттестации пробоотборной системы

Б.1 Программа аттестации

При проведении аттестации пробоотборной системы выполняют следующие операции:

- рассмотрение эксплуатационной документации на технические средства, входящие в состав пробоотборной системы (Б.2.1);

- внешний осмотр технических средств, входящих в состав пробоотборной системы. Проверка работоспособности автоматических пробоотборников (Б.2.2);

- измерение геометрических размеров элементов пробозаборной системы, изменение которых может повлиять на представительность отбора проб (Б.2.3);

- экспериментальная проверка соблюдения условия изокинетичности пробоотбора в диапазоне возможного изменения расхода нефти (Б.2.4);

- экспериментальное определение отклонений объема объединенной пробы нефти, собранной в автоматическом пробоотборнике, от заданного объема (Б.2.5);

- экспериментальное определение равномерности распределения воды в поперечном сечении трубопровода в месте установки пробозаборного устройства (Б.2.6);

- экспериментальное определение достоверности отбора проб (Б.2.7).

Б.2 Проведение аттестации

Б.2.1 Рассмотрение эксплуатационной документации заключается в экспертизе эксплуатационной и проектной документации (при наличии последней), на основании которой выполнена установка пробоотборной системы, на соответствие требованиям технического задания. В состав представляемой технической документации должны входить:

- эксплуатационные документы, включая формуляр при его наличии (для импортного оборудования - эксплуатационные документы фирмы-производителя, переведенные на русский язык);

- программа и методика первичной аттестации пробоотборной системы (при первичной аттестации);

- методика периодической аттестации пробоотборной системы.

Б.2.2 При проведении внешнего осмотра устанавливают соответствие пробоотборной системы следующим требованиям:

- комплектность соответствует эксплуатационной документации;

- на технических средствах, входящих в состав пробоотборной системы, отсутствуют механические повреждения и дефекты покрытий.

Б.2.3 При измерении геометрических размеров элементов пробоотборной системы, изменение которых может повлиять на представительность отбора проб, проверяют соответствие их геометрических размеров требованиям нормативной документации.

Б.2.4 Экспериментальную проверку соблюдений условий изокинетичности проводят при минимальном и максимальном значениях диапазона поверенного рабочего преобразователя расхода.

Значение расхода на входе в пробозаборное устройство и в трубопроводе обводной линии рассчитывают по формуле (А.3).

Б.2.5 Экспериментальное определение отклонений объема точечной пробы или объема объединенной пробы нефти, собранной в автоматическом пробоотборнике, от заданного объема проводят в следующем порядке.

Б.2.5.1 Для получения суточной объединенной пробы объемом не менее 3000 задают необходимую частоту отбора точечных проб и вычисляют заданный объем объединенной пробы. По окончании отбора объединенной пробы ее сливают из пробоотборника и измеряют фактический объем с помощью измерительного цилиндра.

Объем точечной пробы измеряют с помощью измерительного цилиндра.

Б.2.5.2 Отклонение фактического объема объединенной пробы и точечной пробы от заданного объема не должно превышать %.

Б.2.6 Экспериментально определяют равномерность распределения воды в поперечном сечении трубопровода в месте установки пробозаборного устройства в соответствии с разделом 6 [1] или с помощью установки для аттестации пробоотборных систем (см. рисунок Б.1)

Б.2.7 Экспериментально определяют равномерности распределения воды в поперечном сечении трубопровода в месте установки пробозаборного устройства с помощью установки для аттестации пробоотборных систем.

Б.2.7.1 Установку для аттестации пробоотборных систем подсоединяют к трубопроводу и подготавливают ее к работе в такой последовательности.

Пробозаборным устройством 2 отбирают нефть из нефтепровода 1 через пробозаборные зонды 3 и 4 (см. рисунок Б.1). Зондом 4 отбирают нефть только из верхнего слоя потока, а зондом 3 возможно отбирать нефть из любого слоя потока сечения трубопровода.

Нефть через краны 12, 16 и рукава 11 поступает на стойку 7 с первичными преобразователями влагомеров 5, 6, далее по рукаву 18 смесь отводится в контур отбора проб. Кран 14 закрыт, а остальные открыты. Измерение влагосодержания происходит в непрерывном режиме. При этом индикатор на преобразователе влагомера 6 показывает влажность только в одной установленной точке, а индикатор на преобразователе влагомера 5 - в различных устанавливаемых точках сечения трубопровода. На индикаторы блоков обработки данных влагомеров 5 и 6 выводятся мгновенные значения влагосодержания.

Б.2.7.2 Настройку индикаторов влагосодержания проводят, устанавливая краны 12, 14 и 17 в открытое положение, а краны 13 и 16 в закрытое, при этом разность показаний индикаторов должна быть равна.

В.2.7.3 В трубопроводе задают расход нефти в пределах рабочего диапазона. С помощью регулируемого пробозаборника измеряют объемную долю воды по очереди, в верхней, средней и нижней точках в поперечном сечении горизонтального трубопровода и сравнивают их с показаниями индикатора влагосодержания, подсоединенного к неподвижному пробозаборному устройству, установленному в верхней точке трубопровода. Для вертикальных трубопроводов измеряют по очереди, в средней и крайних точках по внутреннему диаметру трубопровода. В каждой точке измерения проводят в течение 15 минут и результаты автоматически записывают в память системы обработки информации установки для аттестации пробоотборных систем.

Разница между показаниями индикаторов влагосодержания, входящих в состав установки для аттестации пробоотборных систем, во всех трех точках не должна превышать:

- при содержании воды в нефти в объемных долях до 1,0% . . . . . . . . . . . . . . .;

- при содержании воды в нефти в объемных долях от 1,0% до 10% . . . . . . . .%;

- при содержании воды в нефти в объемных долях свыше 10% . . . . . . . . . . . .,

где - объемная доля воды в нефти.

Б.2.8 Экспериментальное определение достоверности отбора проб производят сравнением значения среднесуточного значения (среднего значения за период качки) содержания воды в нефти, определенного влагомером, со значением содержания воды в нефти, определенным в лаборатории по объединенной пробе по формуле

,

(Б.1)

где - средняя объемная доля воды по показаниям поточного влагомера, %;

- объемная доля воды, измеренная в лаборатории, %.

Разница между средней объемной долей воды, измеренной поточным влагомером, и измеренной в лаборатории, должна быть не более , которую определяют по формуле

,

(Б.2)

где - абсолютная погрешность влагомера;

- абсолютная погрешность лабораторного метода определения содержания воды, %.

Б.3 Оформление результатов аттестации

Б.3.1 Результаты аттестации заносят в протокол. Содержание протокола первичной аттестации пробоотбор-ной системы приведено в приложении В.

Положительные результаты первичной аттестации оформляют аттестатом установленной формы*, с указанием межаттестационного периода, равного 2 годам.

При отрицательных результатах первичной аттестации в протоколе указывают мероприятия, необходимые для доведения технических характеристик пробоотборной системы до требуемых значений.

Б.3.2 Результаты периодической аттестации пробоотборной системы оформляют протоколом. Протокол с результатами периодической аттестации подписывают лица, ее проводившие. Утверждает протокол руководитель подразделения, проводившего периодическую аттестацию.

При отрицательных результатах периодической аттестации в протоколе указывают мероприятия, необходимые для доведения технических характеристик пробоотборной системы до требуемых значений.

_____________________________

* На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 8.568-97.