При сдаче нефти м/у предприятиями ТТ пункты с 11 по 15 не заполняются.

3-ая форма – Форма паспорта качества для поставки нефти на экспорт. Оформляется на 2-х языках (русский и английский).

4-ая форма – Форма паспорта качества для поставки нефти на экспорт морским транспортом. Оформляется на 2-х языках (русский и английский).

Шапка: №, дата, порт погрузки, разрешение на вывоз, проба, дата отгрузки, название танкера, количество массы брутто в тоннах. (12 показателей, кроме 1, 2, 3 пунктов). Ставят 1 подпись: представитель испытательной лаборатории.

4) Правила безопасности при отборе проб в ночное время.

В местах отбора проб должны быть установлены светильники во взрывозащищенном исполнении. При отборе проб в неосвещенных местах следует пользоваться переносными светильниками во взрывозащищенном исполнении. Переносные светильники включают и выключают за земляным валом или ограждением резервуарного парка.

Для местного освещения применять аккумуляторные фонари взрывозащищенного исполнения напряжением не более 12 В, включение и выключение которого производить за пределами газоопасной зоны (на расстоянии не ближе 10 м от обвалования за пределами каре резервуарного парка).

 

 

БИЛЕТ № 8.

Объемно-массовый статический метод измерения массы нефти

Косвенный объемно-массовый статический метод применяют при измерении массы нефти в градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости и другие).

Массу нефти определяют по результатам измерений:

1) в мерах вместимости:

уровня нефти - стационарным уровнемером или другими средствами измерений уровня жидкости;

плотности нефти - переносным или стационарным средством измерений плотности, или ареометром;

температуры нефти - термометром в точечных пробах или с помощью переносного или стационарного преобразователя температуры;

объема нефти - по градуировочной таблице меры вместимости с использованием результата измерений уровня;

2) в мерах полной вместимости:

плотности нефти - переносным средством измерений плотности, или ареометром в лаборатории, лабораторным плотномером, или с применением преобразователя плотности;

температуры нефти - переносным преобразователем температуры или термометром в точечной пробе нефти;

объема нефти, принятого равным действительной вместимости меры, значение которой нанесено на маркировочную табличку и указано в свидетельстве о поверке, с учетом изменения уровня нефти относительно указателя уровня.

Результаты измерений плотности и объема нефти приводят к нормальным условиям или результат измерений плотности нефти приводят к условиям измерений ее объема в мерах вместимости и мерах полной вместимости.

Объем нефти в резервуарах определяют с помощью градуировочных таблиц резервуаров по значениям уровня наполнения, измеренным уровнемером, метроштоком или металлической измерительной рулеткой. В емкостях, градуированных на полную вместимость, контролируют уровень наполнения, и определяют объем по паспортным данным.

Определение массы нетто продукта. При определении массы нетто нефти определяют массу балласта. В балласт входят содержащиеся в нефти вода, хлористые соли и меха­нические примеси.

Содержание воды в нефти и концентрацию хлористых со­лей измеряют, соответственно, поточными влагомерами и со­лемерами или определяют по результатам анализов объеди­ненной (среднесменной) пробы нефти, проведенных в анали­тической лаборатории.

Массу нетто нефти при учетно-расчетных операциях оп­ределяют как разность массы брутто нефти и массы балласта М_б

М_н = М_бр-М_б. (1.43)

На магистральных нефтепроводах, имеющих системы из­мерения количества и качества нефти (СИКН), массу балла­ста в нефти определяют по формуле

М₆= М_бр(W_мп + W_в + W_хс)/100, (1.44)

где М_бр - масса брутто нефти, т; соответственно

М_н = М_бр(1 – (W_мп + W_в + W_хс)/100) (1.45)

где W_мп - массовая доля механических примесей в нефти, %; W_в - массовая доля воды в нефти, %; W_хс - массовая доля хлористых солей в нефти, %.