Определение массы нефти в мерах вместимости

Массу нефти в мерах вместимости определяют:

косвенным методом статических измерений,

прямым методом статических измерений,

косвенным методом, основанном на гидростатическом принципе.

7.1.1 При измерениях косвенным методом статических измерений в мерах вместимости объем нефти определяют по градуировочной таблице, используя результат измерений уровня нефти в мере вместимости. Плотность нефти измеряют переносным плотномером или определяют в лаборатории по объединенной пробе нефти, отобранной из меры вместимости по ГОСТ 2517. Массу брутто нефти определяют как произведение объема нефти и плотности, приведенной к условиям измерений объема, или как произведение объема нефти и плотности нефти, приведенных к стандартным условиям.

7.1.2 При измерениях прямым методом статических измерений массу порожней меры вместимости и массу меры вместимости с нефтью измеряют на весах. Массу брутто нефти вычисляют как разность массы меры вместимости с нефтью и массы порожней меры вместимости.

7.1.3 При измерениях косвенным методом, основанном на гидростатическом принципе, массу нефти вычисляют, используя результат измерений гидростатического давления столба нефти, а так же градуировочные таблицы меры вместимости.

7.1.4 Определение вместимости при применении косвенного метода статических измерений и косвенного метода, основанного на гидростатическом принципе, проводят по следующим нормативным документам:

вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров – по ГОСТ 8.570 и МИ 1124;

вместимость горизонтальных цилиндрических резервуаров – по ГОСТ 8.346;

вместимость железобетонных резервуаров – по РД 50-156 и МИ 2778;

вместимость железнодорожных цистерн – по ПМГ 65;

вместимость автоцистерн – по ГОСТ Р 8.569;

вместимость резервуаров (танков) речных и морских судов - по МИ 2579.

7.1.5 Учет количества принятой и сданной нефти косвенным методом статических измерений с использованием резервуаров проводят после двухчасового отстоя нефти в резервуарах и дренажа подтоварной воды и загрязнений.

7.1.6 Измерения уровня нефти и подтоварной воды в резервуарах

Уровень нефти измеряют уровнемерами, измерительными рулетками с лотом по ГОСТ 7502 или электронными рулетками.

Уровень подтоварной воды измеряют уровнемерами, измерительными рулетками при помощи водочувствительной ленты или пасты, электронными средствами измерений.

Уровень нефти и подтоварной воды в резервуарах допускается измерять другими техническими средствами, сертифицированными для выполнения данных операций.

Измерения уровня нефти и подтоварной воды уровнемером или электронной рулеткой

Измерения уровня нефти и уровня подтоварной воды уровнемером или электронной рулеткой проводят в соответствии с эксплуатационной документацией на уровнемер или электронную рулетку.

Измерения уровня нефти измерительной рулеткой

Ленту рулетки до и после измерений протирают мягкой тряпкой насухо.

Проверяют базовую высоту резервуара 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 (Н _б) отличается от полученного результата не более, чем на 0,1 % Н _б, то измерение уровня нефти рулеткой осуществляется в следующей последовательности:

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, сохраняя спокойное состояние поверхности нефти и не допуская волн.

Затем рулетку поднимают строго вертикально, не допуская смещения в сторону, и берут отсчет на месте смоченной части ленты нефтью.

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

Измерения уровня жидкости в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более, чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.

Если полученное расхождение измерений составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее значение из трех наиболее близких измерений.

Если базовая высота (Н _б) отличается от полученного результата более, чем на 0,1 % Н _б, выясняют причину изменения базовой высоты и устраняют ее в кратчайшие сроки. Базовую высоту резервуара измеряют не менее, чем 1 раз в год.

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

Определение уровня нефти по высоте пустоты резервуара с помощью измерительной рулетки

Опускают ленту рулетки с грузом медленно до погружения лота в нефть, не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности нефти и не допуская волн.

Первый отсчет (верхний) берут по рулетке на уровне риски планки замерного люка. Затем рулетку поднимают строго вертикально, не допуская смещения в сторону, и берут отсчет на месте смоченной части ленты нефтью (нижний отсчет).

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

Измерения высоты пустоты в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более, чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.

Если полученное расхождение измерений составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее значение из трех наиболее близких измерений.

Высоту пустоты находят как разность верхнего и нижнего отсчетов по рулетке.

Уровень нефти в резервуаре определяют вычитанием полученного значения высоты пустоты из паспортной величины базовой высоты резервуара.

Измерения уровня подтоварной воды в резервуарах измерительной рулеткой

Измерения уровня подтоварной воды в резервуарах проводят измерительной рулеткой 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.

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

Измерения уровня подтоварной воды в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более, чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.

Измерения уровня подтоварной воды повторяют, если на ленте или пасте она обозначена 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 измерения повторяют после отстоя и расслоения эмульсии.

7.1.7 Определение фактического объема нефти в резервуаре

Общий объем нефти в резервуаре и объем подтоварной воды определяют по градуировочной таблице на конкретный резервуар.

Фактический объем нефти в резервуаре вычисляют по формуле

, (7.1.7.1)

где V ₀ – объем нефти в резервуаре по градуировочной таблице, м³, определяемый по формуле

V ₀ = V _ж – V _в, (7.1.7.2)

V _ж – объём жидкости (нефть и подтоварная вода), определяемый по градуировочной таблице резервуара, составленной при температуре 20 ºС по ГОСТ 8.570, м³;

V _в – объем подтоварной воды в резервуаре, определяемый по градуировочной таблице резервуара, составленной при температуре 20 ºС по ГОСТ 8.570, м³;

α_ст – температурный коэффициент линейного расширения материала стенки резервуара, значение которого принимают равным 12,5·10^–6 1/°С;

α_s – температурный коэффициент линейного расширения материала средства измерений уровня, значение которого при измерениях уровня рулеткой из нержавеющей стали α_s принимают равным 12,5·10^–6 1/°С. При измерениях уровня нефти рулеткой по высоте пустоты резервуара, а так же при измерениях уровня нефти уровнемерами принимают α_s = 0;

t _ст – температура стенки резервуара, принимаемая равной температуре нефти в резервуаре.

7.1.8 Определение плотности нефти в мерах вместимости

Плотность нефти измеряют плотномером в соответствии с инструкцией по эксплуатации на данный тип или по ГОСТ 3900 с учетом МИ 2153, или по ГОСТ Р 51069 с учетом систематической погрешности, определенной по МИ 2153, по объединенной пробе нефти, отобранной из резервуара в соответствии с ГОСТ 2517. Значения плотности приводят к температуре измерения объёма нефти в резервуаре и к стандартным условиям в соответствии с МИ 2153 или МИ 2632.

7.1.9 Определение температуры нефти в мерах вместимости

Среднюю температуру нефти в мерах вместимости определяют с помощью стационарных преобразователей температуры или преобразователя температуры в составе электронной рулетки в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации одновременно с измерениями уровня или вручную путем ее измерений при отборе точечных проб.

При отборе объединенной пробы стационарными пробоотборниками в один прием по ГОСТ 2517 определяют среднюю температуру нефти путем измерений 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 в течение не менее пяти 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.

7.1.10 Определение массы брутто нефти в мерах вместимости

Массу брутто нефти, в тоннах, в мерах вместимости вычисляют по формуле

M _бp = V _H·ρ_н·10^–3, (7.1.10.1)

где ρ_н– плотность нефти при температуре измерений объема в резервуаре, кг/м³;

V _H – фактический объем нефти в резервуаре, м³, определенный по формуле (7.1.7.1).

7.1.11 Определение массы брутто нефти при откачке из мер вместимости

При откачке нефти из мер вместимости (резервуара) массу сданной нефти определяют как разность первоначальной массы и массы остатка.

Массу сданной нефти М _СД вычисляют по формуле

М _СД = М _H1 – М _H2, (7.1.11.1)

где М _H1 – масса нефти до начала откачки, определённая по формуле (7.1.10.1), т;

М _H2 – масса остатка нефти, определённая после откачки нефти из резервуара по формуле (7.1.10.1), т.

7.1.12 Определение массы брутто нефти при закачке нефти в меры вместимости

При закачке нефти в меры вместимости (в резервуары, танки наливных судов, железнодорожные цистерны) массу принятой нефти М _ПР вычисляют по формуле

М _пр = М _H2 – М _H1, (7.1.12.1)

где М _H1 – масса нефти до начала закачки нефти в резервуар, определённая по формуле (7.1.10.1), т;

М _H2 – масса нефти, определённая по окончании процесса закачки по формуле (7.1.10.1), т.

7.1.13 Определение содержания балласта в нефти в мерах вместимости

Определение содержания балласта в нефти проводят в испытательной лаборатории с использованием проб, отбираемых в соответствии с ГОСТ 2517.

7.1.14 Определение массы нетто нефти в мерах вместимости

Определение массы нетто нефти проводят в соответствии с 6.5 настоящих рекомендаций.

7.1.15 При автоматизированных измерениях массы нефти в мерах вместимости уровень нефти измеряют уровнемером, входящим в состав автоматизированной системы учета. Плотность нефти определяют по каналу измерений плотности АСУ, или по объединенной пробе нефти, отобранной по ГОСТ 2517. Температуру нефти измеряют автоматически, используя канал измерений температуры автоматизированной системы учета.