│                  
│        │

│7. Пробоотборники
по ГОСТ 2517     │        -          │    -   │

└───────────────────────────────────┴───────────────────┴────────┘

 

6.3.2.
Основные требования к условиям эксплуатации

6.3.2.1.
Технологическая обвязка и запорная арматура резервуаров и СИКН должны быть
технически исправны и не допускать перетока и утечки нефти.

6.3.2.2.
Для обеспечения учетных операций резервуары должны подвергаться периодической
очистке от пирофорных отложений, высоковязких остатков, минеральных
загрязнений, ржавчины, воды.

6.3.2.3.
Базовую высоту резервуара измеряют 1 раз в год.

6.3.2.4.
Прием и сдачу нефти с использованием резервуаров проводят после не менее
2-часового отстоя.

6.3.3.
Основные требования к проведению измерений объема, плотности и температуры
нефти

6.3.3.1.
Уровень общего объема жидкости в резервуарах измеряют стационарными
уровнемерами или вручную измерительной рулеткой с грузом.

Измерение
уровня рулеткой осуществляют в следующей последовательности.

    Проверяют базовую  высоту как расстояние по вертикали от днища

в точке касания  груза 
измерительной  рулетки  до 
верхнего  края

измерительного    люка   
или   до   риски  
направляющей   планки

измерительного
люка.  Полученный результат сравнивают
с  известной

(паспортной)  величиной базовой высоты,  нанесенной на резервуаре.

Если базовая высота  (H ) 
отличается  от  полученного 
результата

                       б

более  чем 
на  0,1%  H , 
необходимо  выяснить  причину изменения

                       б

базовой высоты и
устранить ее.

На
период, необходимый для выяснения и устранения причин изменения базовой высоты,
разрешается измерения уровня нефти проводить по высоте пустоты резервуара.

Опускают
ленту рулетки с грузом медленно до касания лотом днища или опорной плиты (при
наличии), не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за
внутреннее оборудование и сохраняя спокойное состояние поверхности нефти, не
допуская волн.

Поднимают
ленту рулетки вверх строго вертикально, не допуская смещения в сторону, чтобы
избежать искажения линии смачивания на измерительной ленте.

Отсчет
по ленте рулетки проводят до 1 мм сразу после появления смоченной части ленты
рулетки над измерительным люком.

Для
измерения высоты пустоты рулетку с грузом опускают ниже уровня нефти. Первый
отсчет (верхний) берут по рулетке на уровне риски планки замерного люка. Для
облегчения измерения и расчетов высоты пустоты рекомендуется при проведении
измерения совмещать отметку целых значений метра на шкале рулетки с риской планки
замерного люка. Затем рулетку поднимают строго вверх без смещения в стороны и
берут отсчет на месте смоченной части ленты (или лота) нефтью (нижний отсчет).

Высота
пустоты находится как разность верхнего и нижнего отсчетов по рулетке.

Уровень
нефти в резервуаре определяют вычитанием полученного значения из паспортной
величины базовой высоты (высотного трафарета) для данного резервуара.

Измерение
уровня общего объема жидкости в каждом резервуаре проводят дважды. Если
результаты измерений отличаются на 1 мм, то в качестве результата измерения
уровня принимают их среднее значение. Если полученное расхождение измерений
более 1 мм, измерения повторяют еще дважды и берут среднее по трем наиболее
близким измерениям.

Затем
по градуировочной таблице на данный резервуар вычисляют общий объем жидкости в
резервуаре.

Ленту
рулетки до и после измерений необходимо протереть мягкой тряпкой насухо.

6.3.3.2.
Измерение уровня подтоварной воды в резервуарах проводят при помощи водочувствительной
ленты или пасты в следующей последовательности.

Водочувствительную
ленту в натянутом виде прикрепляют к поверхности лота с двух противоположных
сторон.

Водочувствительную
пасту наносят тонким слоем (0,2 - 0,3) мм на поверхность лота полосками с двух
противоположных сторон.

Рулетка
с лотом с водочувствительной пастой или с прикрепленной водочувствительной
лентой при определении уровня подтоварной воды должны выдерживаться в
резервуаре неподвижно в течение 2 - 3 минут, когда водочувствительный слой
полностью растворится и грань между слоями воды и нефти будет резко выделена.

Измерение
уровня подтоварной воды в резервуаре проводят в последовательности, описанной в
6.3.3.1.

Измерение
уровня подтоварной воды должно быть повторено, если на ленте или пасте она
обозначается нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон,
что указывает на наклонное положение лота при выполнении измерений.

Размытая
грань является следствием отсутствия резкой границы раздела между водой и
нефтью и свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае
необходимо измерение повторить после отстоя и расслоения эмульсии.

Измерив
уровень подтоварной воды с помощью водочувствительной ленты или пасты, по
градуировочной таблице резервуаров находят объем подтоварной воды.

Измерение
уровня нефти и подтоварной воды может производиться другим способом, например,
при помощи электронных рулеток.

6.3.3.3.
Для определения фактического объема нефти нужно из объема, соответствующего
уровню наполнения резервуара, вычесть объем подтоварной воды.

6.3.3.4.
Плотность нефти измеряют плотномером в соответствии с инструкцией по
эксплуатации на данный тип или по ГОСТ 3900 и МИ 2153 по объединенной пробе
нефти в соответствии с ГОСТ 2517, отобранной из резервуара или из трубопровода,
по которому проводится закачка (откачка) нефти. Полученное значение плотности
приводят к средней температуре нефти в резервуаре в соответствии с МИ 2153.

6.3.3.5.
Среднюю температуру нефти в резервуаре определяют с помощью стационарных
преобразователей температуры в соответствии с требованиями инструкции по
эксплуатации одновременно с измерением уровня или путем измерения ее при отборе
точечных проб.

При
отборе объединенной пробы стационарными пробоотборниками в один прием по ГОСТ
2517 определяют среднюю температуру нефти путем измерения температуры этой
пробы термометром.

При
отборе точечных проб температуру нефти в пробе определяют в течение 1 - 3 минут
после отбора пробы, при этом переносной пробоотборник выдерживают на уровне
отбираемой пробы не менее 5 минут. Термометр погружают в нефть на глубину,
указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживают в пробе до
принятия столбиком ртути постоянного положения.

Среднюю
температуру нефти рассчитывают по температуре точечных проб, используя
соотношение для составления объединенной пробы из точечных по ГОСТ 2517.

Допускается
измерять температуру нефти преобразователем температуры, входящим в состав
переносного плотномера с одновременным измерением плотности или электронных
рулеток с одновременным измерением уровня.

6.3.3.6.
Массу брутто нефти, т, в резервуаре вычисляют по формуле:

 

                                         -3

                      М   = V 
x ро  x 10  ,                  (15)

                       бр    н    
н

 

    где:

    ро  -  плотность 
нефти  при  температуре 
измерения  объема в

      н

резервуаре, кг/куб. м;

    V 
-  объем  нефти, 
куб.  м,  определенный  по градуировочной

     н

таблице резервуара в
соответствии с результатами измерения 
общего

уровня  жидкости 
в  резервуаре в соответствии с
6.3.3.1 настоящей

Инструкции и уровня
подтоварной воды,  измеренной в
соответствии с

6.3.3.2, и вычисленный
по формуле:

 

                       V  = K 
x (V  - V ),                   (16)

                        н    р     ж   
в

 

    где:

    K 
-  поправочный  коэффициент 
на изменение объема нефти V  в

     р                                                         н

зависимости от
температуры стенки  резервуара,  значения 
которого

приведены в Приложении Ж;

    V 
- общий объем жидкости, куб. м;

     ж

    V 
- объем воды, куб. м.

     в

    6.3.3.7. При откачке резервуара  объем 
сданной  партии  нефти

определяют  как 
разницу первоначального объема и объема остатка в

резервуаре.  Если 
при  измерении  объема 
остатка  температура  в

резервуаре  отличается 
от  температуры  нефти 
в момент измерения

первоначального уровня
на +/- 2 град.  C,  то объем сданной  нефти

вычисляют по формуле:

 

             V  = V   - V   x [1 + бета x (t  - t )],         (17)

              н    н1    н2                 1    2

 

    где:

    V  
-   объем   нефти  
до   начала  откачки, 
измеренный  при

     н1

температуре t , куб. м;

             1

    V  
- объем остатка,  измеренный при
температуре t ,  куб.  м;

     н2                                               2

    бета - 
коэффициент объемного расширения нефти при температуре

t , значения которого
приведены в МИ 2153.

 2

    Массу сданной  партии  нефти  вычисляют по  формуле (15),  где

значение плотности нефти
определяют для температуры t .

                                                    
1

    Соответственно, при приеме нефти в
резервуаре  объем  принятой

нефти вычисляют по
формуле:

 

             V  = V   - V   x [1 + бета x (t  - t )],         (18)

              н    н2    н1                 2    1

 

    где:

    V  
- объем нефти в резервуаре по окончании процесса закачки и

     н2

отстоя нефти, измеренный
при температуре t , куб. м;

                                          2

    бета - 
коэффициент объемного расширения нефти при температуре

t .

 1

    Плотность нефти в этом случае определяют
при температуре t .

                                                              2

    6.3.3.8. Для определения содержания
балласта в нефти пробу  из

резервуара отбирают в
соответствии с ГОСТ 2517.

    6.4. Определение массы нетто нефти

    При учетных операциях массу нетто нефти
определяют по формуле:

 

                                      W  + W 
+ W

                                       в    п   
хс

            М 
= М   - m = М   x (1 - -------------),         (19)

             н    бр        бр            100

 

    где:

    m - масса балласта, т;

    W 
- массовая доля воды в нефти, %;

     в

    W 
- массовая доля механических примесей в нефти, %;

     п

    W  
- массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисленная по

     хс

формуле:

 

                                     фи

                                       с

                         W   = 0,1 x ---,                     (20)

                          хс         ро

 

    где:

    фи 
- концентрация хлористых солей в нефти, мг/куб. дм (г/куб.

      с

м);

    ро - плотность нефти при температуре
определения массы брутто,

кг/куб. м.

    Если определяется не массовая,  а объемная доля воды в  нефти,

массовую долю вычисляют
по формуле:

 

                              фи  x ро

                                в     в

                         W  = ---------,                      (21)

                          в      ро

 

    где:

    фи 
- объемная доля воды в нефти, %;

      в

    ро 
- плотность воды при температуре определения объема нефти,

      в

кг/куб. м.

 

7. Оформление результатов измерений

 

7.1.
Результаты измерений объема по измерительным линиям, объема по СИКН и массы
брутто нефти записывают в "Журнал регистрации показаний средств измерений
СИКН" (форма журнала приведена в Приложении И), считывая с дисплея или
электромеханических счетчиков через интервалы времени, установленные в
договорах на поставку нефти, а также при каждой остановке и возобновлении
перекачки нефти.

7.2.
Результаты измерений плотности, содержания воды, хлористых солей, механических
примесей, давление насыщенных паров заносят в "Паспорт качества
нефти" (форма паспорта приведена в Приложении К).

В
случае применения поточных анализаторов качества нефти результаты должны
выводиться на печатающее устройство с интервалом выдачи распечаток,
установленным сдающей и принимающей сторонами.

7.3.
На основании записей в "Журнале регистрации показаний средств измерений
СИКН" и в "Паспорте качества нефти" оформляют "Акт приема -
сдачи нефти" (форма актов приведена в Приложении Л). Паспорт является
неотъемлемой частью "Акта приема - сдачи нефти".

"Акт
приема - сдачи нефти" оформляют в трех экземплярах с приложением
"Паспорта качества нефти".

При учете
нефти по массомерам графы 2 - 6, 8, 9, 11 "Акта приема - сдачи нефти"
не заполняют.

7.4.
При оснащении СИКН ЭВМ, позволяющей проводить распечатку документов согласно
7.1 - 7.3, перечисленные документы ведутся с помощью ЭВМ и являются основными
отчетными документами.

7.5.
Должностные лица, ответственные за прием - сдачу нефти, составление и
подписание приемо - сдаточных документов, назначаются приказами руководителей
сдающей и принимающей сторон.

Образцы
подписей ответственных лиц за прием - сдачу не