3.5.1 Определение массы нефти по градуированным резервуарам выполняют при оперативных измерениях, приемо-сдаточных операциях и инвентаризации нефти.
В системе учета предприятий резервуары являются резервным средством измерения.
3.5.2 Для расчета массы брутто нефти в резервуаре необходимо определять объем, плотность и температуру нефти, для расчета массы нетто дополнительно определять содержание балласта в нефти.
Предел допускаемой суммарной относительной погрешности измерения массы нетто в соответствии с ГОСТ 26976 не должен превышать ± 0,5 %.
3.5.3 По измеренным уровням нефти и подтоварной воды в резервуаре и градуировочной таблице определяется объем нефти. Плотность нефти и массовую долю балласта определяют по объединенной пробе, отобранной из резервуара. Измеренное значение плотности приводят к средней температуре нефти в резервуаре.
3.5.4 Определение уровня нефти
3.5.4.1 Измерение уровня нефти в резервуарах должно проводиться с помощью стационарных уровнемеров в соответствии с инструкцией по эксплуатации таких устройств, обеспечивающих точность определения массы в соответствии с ГОСТ 26976 (погрешность измерения уровня стационарными уровнемерами ±3 мм для применения в приемо-сдаточных операциях, а также при проведении инвентаризации нефти, и ±10 мм для оперативного учета - в соответствии с МИ 2105).
Допускается измерять уровень нефти в резервуаре вручную измерительной металлической рулеткой с лотом (грузом), соответствующей ГОСТ 7502, с ценой деления шкалы 1 мм или другими средствами измерения, допущенными к применению Госстандартом, с аналогичными или лучшими характеристиками.
3.5.4.2 Все средства измерений должны быть поверены и иметь действующие свидетельства о поверке или оттиски поверительных клейм.
Периодичность государственной поверки устанавливается Госстандартом при прохождении средством измерения испытания на утверждение типа.
3.5.4.3 Оперативные измерения уровня нефти в процессе заполнения или опорожнения резервуара должны проводиться не реже чем через каждые два часа. При заполнении последнего метра до высоты максимального уровня нефти в резервуаре контроль уровня должен проводиться постоянно.
3.5.4.4 При приемо-сдаточных операциях измерение уровня в резервуаре проводят после отстоя нефти продолжительностью не менее двух часов с момента окончания заполнения.
3.5.4.5 При измерении уровня вручную опускать и поднимать лот следует так, чтобы стальная лента рулетки все время скользила по направляющей канавке замерного люка.
3.5.4.6 Измерение уровня рулеткой с лотом осуществляется в следующей последовательности:
3.5.4.6.1 Проверяют базовую высоту - расстояние по вертикали между днищем или базовым столиком в точке касания лота рулетки и риской планки замерного люка. Полученный результат сравнивают с известной величиной базовой высоты.
Если базовая высота отличается от полученного результата более чем на 0,1 %, необходимо выяснить и устранить причины изменения базовой высоты.
На период, необходимый для выяснения и устранения причин изменения базовой высоты, разрешается измерения уровня нефти выполнять по высоте пустоты резервуара в соответствии с 3.5.4.6.5.
Если базовая высота отличается от полученного результата менее чем на 0,1 %, осуществляются действия в соответствии с 3.5.4.6.2 - 3.5.4.6.4.
3.5.4.6.2 Опускают ленту рулетки с лотом медленно до касания лотом днища или базового столика, не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование и сохраняя спокойное состояние поверхности нефти.
3.5.4.6.3 Поднимают ленту рулетки строго вверх, без смещения в сторону, чтобы избежать искажения линии смачивания на ленте рулетки.
3.5.4.6.4 Отсчет на ленте рулетки производят с точностью до 1 мм сразу после появления смоченной части ленты рулетки над замерным люком.
3.5.4.6.5 Для измерения высоты пустоты рулетка с грузом опускается ниже уровня нефти. Первый отсчет (верхний) берется 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 определяется вычитанием полученного значения из паспортной величины базовой высоты (высотного трафарета) для данного резервуара.
3.5.4.6.6 Измерение уровня в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются на 1 мм, то в качестве результата измерения принимается их среднее значение. Если полученное расхождение измерений более 1 мм, измерения повторяют еще дважды и берут среднее по трем наиболее близким измерениям.
3.5.4.6.7 Определение уровня подтоварной воды производят лотом с помощью водочувствительной ленты, пасты или другими измерителями уровня подтоварной воды, сертифицированными Госстандартом.
Для определения уровня подтоварной воды 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.
Определение уровня подтоварной воды в резервуарах следует выполнять согласно 3.5.4.6. Определение уровня подтоварной воды должно быть повторено, если на ленте или пасте он обозначается нечетко, с косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, что указывает на наклонное положение лота при измерении.
Определив уровень подтоварной воды с помощью водочувствительной ленты или пасты, по градуировочной таблице резервуара находят объем подтоварной воды.
3.5.4.7 Каждый резервуар, независимо от наличия уровнемера, должен быть оборудован сигнализаторами предельных уровней (верхнего и нижнего).
3.5.4.8 В резервуарах с газовой обвязкой измерение уровня и отбор проб нефти должны выполняться с помощью приборов, предусмотренных проектом.
Допускается выполнение измерений уровня и отбор проб вручную. При этом необходимо соблюдать следующий порядок операций:
- отсоединить резервуар от газоуравнительной системы закрытием задвижки на трубопроводе газовой обвязки;
- замерить уровень или отобрать пробу нефти;
- замерный люк плотно закрыть и затянуть;
- открыть задвижку на трубопроводе газовой обвязки.
3.5.4.9 Под крышкой замерного люка должна быть проложена медная, свинцовая или резиновая прокладка, чтобы не произошло искрообразование при ударе в случае неосторожного закрытия крышки люка.
3.5.4.10 Резервуары, используемые для сернистых нефтей (где возможно выделение сероводорода), должны быть оборудованы приборами, исключающими замеры уровня и отбор проб нефти через замерный люк.
При необходимости измерение уровня и отбор проб через замерный люк следует выполнять в фильтрующем противогазе в присутствии наблюдающего (страхующего) работника.
3.5.5 Отбор проб нефти из резервуара
3.5.5.1 Отбор проб из резервуара должен осуществляться в соответствии с ГОСТ 2517.
3.5.5.2 Отбор проб производится после двухчасового отстоя нефти в резервуаре с момента окончания заполнения.
3.5.5.3 Пробу нефти из резервуара с понтоном или плавающей крышей отбирают из перфорированной колонны.
3.5.5.4 Точечные пробы нефти отбирают с трех уровней:
- верхнего - на 250 мм ниже поверхности нефти;
- среднего - с середины высоты столба нефти;
- нижнего: для нефти - нижний срез приемо-раздаточного патрубка (хлопуши) по внутреннему диаметру. Для резервуара, у которого приемо-раздаточный патрубок находится в приямке, за нижний уровень отбора пробы нефти принимают уровень на расстоянии 250 мм от днища резервуара.
3.5.5.5 Объединенную пробу нефти составляют смешением точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении 1:3:1.
3.5.5.6 Точечные пробы при высоте уровня нефти в резервуаре не выше 2000 мм отбирают с верхнего и нижнего уровней согласно 3.5.5.4. Объединенную пробу составляют смешением одинаковых по объему точечных проб верхнего и нижнего уровней.
3.5.5.7 При отборе пробы с целью определения температуры и плотности нефти пробоотборник необходимо выдержать на заданном уровне до начала его заполнения не менее пяти минут. Допускается вместо выдержки термостатического пробоотборника в течение пяти минут ополаскивать его нефтью, отобранной с уровня, на котором должна быть измерена температура или плотность.
3.5.5.8 Смешение, хранение, упаковка и маркировка отобранных проб производятся в соответствии с требованиями ГОСТ 2517.
3.5.6 Определение средней температуры
3.5.6.1 Температуру нефти в резервуаре определяют с помощью стационарных или переносных датчиков температуры, или путем измерения температуры проб, отбираемых из резервуара по ГОСТ 2517.
3.5.6.2 Измерение средней температуры нефти в резервуаре с помощью стационарных или переносных датчиков температуры производят в соответствии с инструкцией по эксплуатации таких устройств.
3.5.6.3 Для измерения температуры применяют термометры по ГОСТ 28498, ГОСТ 400-80Е, ТЛ № 4, ТУ 25-2021-003-86.
3.5.6.4 При отборе точечных проб температуру нефти в пробе определяют немедленно после отбора пробы. При этом переносной пробоотборник выдерживают на уровне отбираемой пробы до начала его заполнения не менее пяти минут.
Отсчет по термометру берут с точностью до целого деления шкалы, при этом должны использоваться термометры с ценой деления не более 0,5 °С.
3.5.6.5 Среднюю температуру нефти в резервуаре рассчитывают по температуре точечных проб, используя соотношение для составления объединенной пробы из точечных по ГОСТ 2517 (3.5.5.5-3.5.5.6).
3.5.6.5.1 Измерение температуры нефти в резервуаре при высоте уровня более 2000 мм производится по пробам нефти, отобранным стрех уровней, указанных в 3.5.5.4.
Средняя температура нефти в резервуаре (t) определяется расчетным путем по формуле:
, (1)
где tв, tс, tн - температура нефти в пробе, отобранной с верхнего, среднего и нижнего уровней соответственно.
3.5.6.5.2 Измерение температуры нефти в резервуаре при высоте уровня не выше 2000 мм производится по пробам нефти, отобранным с верхнего и нижнего уровней согласно 3.5.5.4.
Средняя температура нефти определяется по формуле:
, (2)
3.5.6.6 Средства измерения температуры должны быть поверены и иметь действующие свидетельства о поверке и соответствующие клейма.
Периодичность поверки устанавливается Госстандартом.
