СИКН «ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Янаул»» » Мы с АГНИ

метки: Оборудование, Измерение, Нефть, Качество, Арланский, Комплект, Манометр, Характеристика

Для прохождения производственной практики мы были направлены в ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Янаул» в отдел АСУ. Руководителем был назначен ведущий инженер ОАСУ.

Цель практики состояла в следующем:

• Закрепление теоретических знаний, полученных при изучении учебных дисциплин;
• Приобретение навыков, умение ими пользоваться;
• Овладение практическими навыками, технологией работы по специальности непосредственно на рабочих местах с использованием ПК, современного программного обеспечения и современной оргтехники;
• Изучение системы измерения количества и показателей качества нефти (СИКН) на примере СИКН № 612 ППСН (ПСП) «Калтасы», его состав, основные средства измерений и оборудование;
• Ознакомление с технологической, структурной, резервной схемами СИКН, а также режимами их работ;
• Изучение назначения и эксплуатации программного комплекса АРМ-оператора «CROPOS»;
• Сбор материала для выполнения рефератов, курсовых и дипломных работ.

Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) –

• получения информации об измеряемых параметрах нефти;
• автоматической и ручной обработки результатов измерений;
• индикации и регистрации результатов измерений и результатов их обработки.

В данной работе рассмотрен СИКН № 612 ППСН (ПСП) «Калтасы», предназначенный для определения количества и качества нефти, с погрешностью не превышающей ± 0,25% по массе брутто, поставляемой ОАО АНК «Башнефть» на приемо-сдаточный пункт нефти ППСН (ПСП) «Калтасы» для сдачи Арланскому нефтепроводному управлению ОАО «Уралсибнефтепровод»

Основные определения

Средства измерений — преобразователи расхода (объемного и массового), преобразователи плотности, влагосодержания, вязкости, температуры, давления. В резервной схеме учета нефти – резервуары, уровнемеры, преобразователи плотности и температуры.

Средство обработки информации (СОИ ) – вычислительное устройство, принимающее, обрабатывающее информацию о количественно – качественных параметрах нефти, измеренных первичными преобразователями и включающее в себя блоки индикации и регистрации результатов измерений.

Тема работы Технология проведения товарно-коммерческих операций ...

... выпускной квалификационной работы Дипломной работы Студенту: Группа ФИО 3-2Т01 Адушкин Антон Валерьевич Тема работы: «Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием ... НЕФТИ СИКН 566, назначение и состав Основные средства измерений и технологическое оборудование Блок фильтров Блок измерительных линий Блок измерения параметров качества нефти Блок ТПУ Система обработки ...

Технологическое оборудование, использующееся в составе СИКН – трубопроводы, запорная и регулирующая арматура, фильтры, циркуляционный насос, пробоотборники, пробозаборное устройство, дренажные емкости, промывочный насос с соответствующей технологической обвязкой и др.

Измерительная линия (ИЛ) – часть конструкции СИКН, состоящая из преобразователей расхода (ПР) в комплекте со струевыпрямителями и прямолинейными участками трубопроводов, оснащенными устройствами отбора давления и карманами для термометров, датчиками температуры и давления, задвижками и фильтрами.

Измерительная линия рабочая – измерительная линия, находящаяся в работе при нормальном режиме эксплуатации СИКН.

Измерительная линия контрольная – измерительная линия, применяемая для контроля метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода и для обеспечения учета количества нефти при поверке ПР рабочих измерительных линий.

Измерительная линия резервная – измерительная линия, находящаяся в ненагруженном резерве, которая в любой момент времени может быть включена в работу.

Фактический параметр – реальное зафиксированное приборами значение контролируемой величины.

Масса брутто нефти – общая масса нефти, включающая массу

балласта.

Масса нетто нефти – разность массы брутто нефти и массы балласта

Список сокращений и обозначений

БИК – блок измерения показателей качества нефти;

ВЛ – влагомер;

ВС – вискозиметр;

ИЛ – измерительная линия;

НА – насосный агрегат;

ПА – пробоотборник;

ПУ – поверочная установка;

ПР – преобразователь расхода;

ПЛ – плотномер;

РР – регулятор расхода;

РД – регулятор давления;

ТПУ – турбопоршневая установка.

Состав СИКН. Основные средства измерений и оборудование

Таблица №1

Наименование СИ и оборудования	Кол-во, шт.	Обозначение, тип	Пределы измерения	Примеча-ния
1. Основные СИ и оборудование, устанавливаемые на технологической части СИКН
1.1 Измерительные линии,	5			ИЛ1-ИЛ5
1.1.1 Струевыпрямительная секция фирмы «Smith-Meter», шт.	5	6«, ANSI 300		— » —
1. 1.1.2. Турбинный преобразователь расхода жидкости с двумя предусилителями РА-6 фирмы «Smith-Meter», компл.	5	MVTM 6«, K 2VMGBLA3030 ANSI 300	200…640 м 3 /ч	— » —
1.1.3 Преобразователь температуры с сенсором, компл	5	модель 644Н	0…+50 0 С	— » —
1.1.4 Преобразователь избыточного давления, шт.	5	модель 3051	0…5,52 МПа	— » —
1.1.5 Термометр ртутный стеклян-ный, шт.	5	ТЛ-4	0…+55 0 С	— » —
1.1.6 Манометр для точных измерений, шт.	5	МТИ	1,6 МПа	— » —
1.1.7 Фильтр, шт.	5	МИГ-Ф-150-4,0		— » —
1.1.8. Преобразователь дифференциального давления	5	Метран-100-Ех-ДД-1496	0…400 кПа	— » —
1.1.9 Кран шаровой с электроприводом, компл.	16	Ду150; Ру 4,0МПа		БИЛ
1.1.10 Кран шаровой с электроприводом, компл.	2	Ду 50; Ру 4,0МПа		для подклю-чения БИК
1.1.11 Регулятор расхода с электроприводом, компл.	5	Ду150; Ру 4,0МПа		ИЛ1-ИЛ5
1.1.12 Устройство пробозаборное щелевого типа.	1	по ГОСТ 2517-85 Ду 400		Выходной коллектор
1.1.13 Регулятор давления с электроприводом, компл.	1	Ду300; Ру 4,0МПа		Выходной коллектор
1.1.14. Манометр электро-контактный, шт.	1	ВЭ-16Рб	0…1,6 МПа	Выходной коллектор
1.2 БИК
1.2.1 Счетчик нефти турбинный, компл.	1	МИГ-32, Ду 32, Ру 4,0МПа	2-20 м/ч 3	БИК
1.2.2 Пробоотборник фирмы «Clif Mock», компл.	2	Серия «С»		БИК
1.2.3 Поточный преобразователь плотности, шт.	2	Solartron — 7835В	300-1100 кг/м 3	БИК
1.2.4 Пробоотборник нефти ручной, компл.	1	«Стандарт»-Р		БИК
1.2.5 Преобразователь температуры с сенсором, компл.	1	модель 644Н	-50…+50 0 С	БИК
1.2.6 Термометр ртутный стеклян-ный, шт.	1	ТЛ-4	0 0 С…+55	БИК
1.2.7 Преобразователь избыточного давления, шт.	1	модель 3051	0…5,52 МПа	БИК
1.2.8.Регулятор расхода	1	Ду 25 Ру 4,0 МПа		БИК
1.1.9 Манометр для точных измерений, шт.	1	МТИ	1,0 МПа	БИК
1.2.10 Циркуляционный насос фирмы «HMD Seal/Less Pumps Ltd» , компл.	2	HPGS 1x1x6 C-A3-49бар	Q=1,2..8,8м 3 /ч Н=30м; N=4кВт; n=2900 об/мин	БИК
2. Основные СИ и оборудование, устанавливаемые вне технологической части СИКН
2.1 СОИ
1.4.1 Вычислитель расхода фирмы «Solartron», шт.	2	Solartron 7955		Операторная
1.4.2 Рабочая станция оператора в составе : Системный блок НР Монитор 17« Принтер	2	P-VI-1600-MHz, RAM 512MB, HDD-40GB, не менее 3х портов RS-232 и 2х портов RS-485, CDROM-50X, модем		Операторная
3.Дополнительные СИ и оборудование
3.2 Индикатор фазового состояния потока, компл.	1	ИФС-1В-700		Выходной коллектор
3.3 Измерительный преобразователь вязкости	1	Solartron 7827		БИК
3.4 Сигнализатор загазованности, компл.	1	СТМ-30-50	0…50%НКПР	СИКН, БИК
3.5 Вентилятор вытяжной	1			БИК
3.6 Датчик пожара	2			БИК

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 ^о С;
• рабочее давление………………………..……… 0,5 МПа
• режим работы …………………………………периодический;
• плотность нефти ……………………………….877-895 кг/м³ ;
• вязкость нефти………………………………..не более 40 сСт.

Стационарная ПУ

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)

б)

в)

г)

д)

е)

ж)

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).

ТО технологической части СИКН заключается в своевременной чистке фильтров, ПР от отложений механических примесей, парафинов, в техническом обслуживании запорной арматуры, пробозаборных устройств, манометров и БИК.&