4.3. Определение плотности нефти, нефтепродуктов

Определение плотности нефти, нефтепродуктов выполняют ареометрами по ГОСТ 3900-85 в пробе, отобранной из резервуара, емкости или цистерны. В работе используют ареометры типа АН, АНТ1 с ценой деления 0,5 кг/м³ по ГОСТ 18481-81Е.

Сущность метода заключается в погружении ареометра в испытуемый продукт и снятии показаний по шкале ареометра при температуре испытания. Показания отсчитывают по верхнему мениску, так как ареометры АН и АНТ1 отградуированы на верхний мениск (см. рис. 4.1)

Рис. 4.1 – Определение плотности нефтепродуктов ареометром

Цилиндры могут быть стеклянными или металлическими, их размеры обеспечивают всплытие ареометра. Цилиндры устанавливаются на ровную плоскую поверхность.

Термометры должны соответствовать ГОСТ 28498 тип А жидкостной или тип ТИН5 по ГОСТ 400-80 с ценой деления 0,1 °С.

Допускается температуру испытуемой пробы измерять до и после измерения плотности по термометру ареометра, при точных измерениях – дополнительным термометром. При этом допускается температуру измерять на резервуаре, а плотность измерять в принесенной пробе в лаборатории, доводя температуру испытания в лаборатории до температуры резервуара.

Отсчет по шкале ареометра соответствует плотности продукта по температуре испытания.

Для измерения количества нефти или нефтепродуктов по известному объёму плотность определяют при температуре, при которой измерен объём.

ГОСТ 3900-85 имеет приложение 1, по которому осуществляют перевод значений плотности от измеренной температуры до значений плотности при 20 для заполнения паспортов или перевода объёма и плотности к стандартным условиям (20 °С, Р_изб = 0).

ГОСТ 3900-85 определяет замер плотности при давлении, равном атмосферному. Чтобы при необходимости учесть давление в трубопроводе, в дополнение к ГОСТ 3900-85 изданы методические указания МИ 2153-2001, которые определяют порядок пересчета показаний ареометра при атмосферном давлении и какой-либо температуре к температуре и давлению, при которых известен объём, и имеет приложение для пересчета плотности от температуры t°С к 15 °С при атмосферном давлении, так как в настоящее время стандартными условиями считаются 15 °С, Р_изб = 0.

Пересчет плотности с учетом температуры и давления проводится по формуле 4.5:

, (4.5)

где

ρ_ар – плотность, замеренная ареометром;

β – коэффициент объёмного расширения, гр^-1;

t_ар- температура при измерении плотности ареометром, °С;

t – температура, при которой замерялся объём;

γ – коэффициент сжимаемости нефти, МПа^-1, приведен в МИ;

Р – избыточное давление, при котором определен объём.

Определение плотности производится в пробе, отобранной из резервуаров, емкостей, трубопроводов, железнодорожных и автомобильных цистерн.

Для количественной оценки нефти, нефтепродукта объёмно-массовым статическим методом операция по отбору проб является столь же важной, как и определение плотности.

Отбор проб регламентируется ГОСТ 2517-85.

Так как транспортировке по трубопроводам подлежат, как правило, нефти, бензины с давлением насыщенных паров ниже 750 мм рт. ст. (ниже 100 кПа), то из этого ГОСТ нас будут интересовать те сведения, которые относятся к данным нефтям и нефтепродуктам.

Отбор проб продукта с Р_н.р.<750 мм рт. ст. из резервуаров типа РВС производится:

- стационарными пробоотборниками с перфорированной заборной трубкой, расположенной внутри резервуара от замерного люка до днища резервуара. Чтобы смешение всех частей продукта по высоте трубки отвечало необходимому соотношению между верхом, серединой и нижней частью, перфорацию (отверстия) выполняют на расстоянии в соответствии с рис. 4.2;

- стационарными пробоотборниками, обеспечивающими отбор продукта с трёх уровней;

- переносными пробоотборниками, которые могут быть металлическими, бутылки в металлической оплетке, термостатированные.

Для горизонтальных резервуаров и цистерн, как правило, используются ручные пробоотборники.

Для отбора проб из трубопроводов используют автоматические и ручные пробоотборники.

Схемы пробоотборных устройств показаны на рис. 4.2 – 4.5.

Рис. 4.2 – Пробоотборное устройство с перфорированной трубкой

1 – максимальный уровень продукта;

2 – корпус резервуара;

3 – перфорированная стойка;

4 – кран

Рис. 4.3 – Пробоотборное устройство с отбором с трёх уровней

1 – поплавок;

2 – несущий шарнирный рычаг;

3, 4, 5 – пробоотборные трубки, открытые на верхнем конце;

6 – шарнир;

7 – пробоотборные краны

Рис. 4.4 – Переносной пробоотборник

1 – корпус с входным отверстием и трубкой, продукт входит под действием силы тяжести;

2 – крышка;

3 – штуцер для выхода вытесняемого воздуха

Рис.4.5 – Термостатированный пробоотборник

1 – бутылка;

2 – каркас из металлических полос прутков с утяжеленным днищем;

3 – пробка;

4 – веревочные тросики для спуска пробоотборника и открытия пробки

Термостатированные пробоотборники состоят из цилиндра, окруженного внешним изоляционным покрытием. Верх цилиндра закрыт пробкой. Размеры: высота – 250 мм, диаметр – 80 мм.

Пробоотборник служит для переноса пробы от резервуара в лабораторию, если температура окружающей среды и продукта значительно отличаются друг от друга.

Все переносные пробоотборники должны иметь массу, обеспечивающую их погружение в слой жидкости в резервуаре с дальнейшей установкой на днище резервуара.

Для отбора проб из трубопровода при диаметре больше 400 мм чаще всего используют пятислойные пробоотборники (рис. 4.6.). Пять трубок, расположенных на разных расстояниях от центра, дают возможность отобрать пробу из 5 точек по диаметру трубы.

Рис. 4.6 – Пятислойные пробоотборники

1 – трубки;

2 – крышка;

3 – внешняя пробоотборная трубка;

4 – вентиль

Диаметры трубок:

d₁ – по центру трубопровода (1 трубка);

d₂ – 0,4 диаметра от центра (2 трубки);

d₃ - 0,8 диаметра от центра (2 трубки).

Соотношение d₁:d₂:d₃ = 6:10:13. Расчет диаметра трубок определяется из условия: скорость жидкости на входе в пробоотборное устройство должна быть не менее 1/2 и не больше, чем в 2 раза скорости потока в трубопроводе.

Для автоматического отбора проб необходимо собрать дополнительную схему, которая выглядит как показано на рис. 4.7

Проба прокачивается насосом 5 и с помощью регуляторов 6, 7 через определенные промежутки времени попадает в приёмник 8. Запорное устройство 7 приводится в действие с помощью электрического, пневматического или электромагнитного привода, который включается по заданной программе. Кран 4 и приёмник 3 предусматриваются для ручного отбора проб при неработающем автоматическом отборе.

Рис. 4.7 – Схема для автоматического отбора проб

1 – трубопровод;

2 – пробозаборное устройство;

3, 8 – пробоприёмники;

4 – кран;

5 – насос;

6 – регулятор;

7 – запорное устройство;

9 – обратный клапан;

10 – вентиль

Далее ГОСТ 2517-85 регламентирует методы отбора проб из резервуаров, цистерн, трубопроводов.

Основные правила отбора проб из резервуаров следующие:

- перед отбором проб продукт отстаивают не менее 2 часов, затем удаляют отстой воды и загрязнений;

- точечные пробы продукта из РВС допускается отбирать стационарными или переносными пробоотборниками с трех уровней:

верхний – 250 мм от поверхности нефти или нефтепродукта;

средний – середина высоты столба нефти или нефтепродукта;

нижний – нижняя образующая приёмо-раздаточного патрубка для нефти и 250 мм от дна резервуара для нефтепродуктов.

Объединенную пробу по резервуару составляют из точечных в соотношении 1:3:1.

При высоте уровня в резервуаре 2000 мм и менее отбирают две пробы: из верхнего и нижнего слоёв. Объединенную пробу получают смешением отобранных проб в соотношении 1:1.

Если взлив в резервуаре менее 1000 мм, отбирают одну пробу с нижнего уровня.

Отбор проб из цистерн.

Из цистерн отбирают одну точечную пробу с уровня, расположенного на расстоянии 0,33 диаметра цистерны от нижней образующей.

Для маршрута объединенную пробу составляют из точечных проб, взятых из каждой четвертой цистерны и смешанных в равных пропорциях.

Отбор проб из трубопроводов.

Пробу нефти или нефтепродукта отбирают из трубопровода стационарным пятислойным пробоотборником только в процессе перекачки при наличии однородного потока жидкости. Пробоотборник желательно размещать на горизонтальных участках и узел выхода пробоотборного устройства располагать сверху трубопровода.

Точечные пробы отбирают либо ежечасно, либо через определенные объёмы перекачанной жидкости. Объединенные пробы за сутки, за партию (по производственной необходимости) составляются из точечных проб, смешанных в равных объёмах. Автоматический отбор проб из трубопровода осуществляется с использованием выше приведенной схемы. Периодичность отбора точечных проб, попадающих в общий пробоотборник также зависит от производственной необходимости.

Отбор донных проб из резервуаров, цистерн производят переносными пробоотборниками типа показанного выше металлического переносного пробоотборника, показания жидкости в который происходят за счет силы тяжести или, иначе, силы давления столба жидкости.

Важным является и хранение проб.

В операциях приёма-сдачи нефтепродуктов на ПСП объединенную пробу делят на две части. Одну часть анализируют, другую хранят опечатанной на случай разногласий с Потребителем или Заказчиком в оценке качества или количества.

При транспортировке на речных судах (танкерах) объединенную пробу делят на части по числу получателей. Одна часть – для анализа, другая - на случай возможных разногласий, остальные отдаются получателям.

Для экспортных поставок по железной дороге или трубопроводом объединенную пробу делят на три части: одну часть – для анализа, две - на случай разногласий.

Пробы обязательно имеют этикетки, где указаны:

- номер пробы по журналу;

- вид продукта, ТУ или ГОСТ на данный продукт;

- наименование предприятия-поставщика;

- номер резервуара, уровень заполнения;

- номер партии, цистерны, маршрута;

- дата, время отбора пробы;

- срок хранения;

- должность, Ф.И.О. лиц, отобравших и пломбировавших пробу.

Горловину закупоренной бутылки обертывают полиэтиленом, обвязывают шнуром, оба конца шнура продевают в отверстие на пластине из твердого картона или дерева, завязывают и концы либо опломбируют, либо заливают сургучем и опечатывают. Хранят в специально оборудованном помещении. Сроки хранения:

- 45 суток со дня отгрузки или сдачи;

- в случае экспортных поставок для нефти – 3 месяца, для нефтепродуктов – 4 месяца;

- при поставке в КНДР, КНР – 6 месяцев.