Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Измерение объема нефти


Измерение количества нефти и нефтепродуктов на потоке — КиберПедия

При приеме нефти на головных сооружениях магистрального нефтепровода и сдаче на конечном пункте требуется определять ее количество. В предыдущие годы и частично в настоящее время количественный учет осуществлялся по резервуарам с помощью систем измерения уровня. Такая система учета требовала определенных затрат ручного труда, была сильно инерционна за счет времени отстаивания нефти в резервуаре после заполнения, не всегда обеспечивала требуемой точности измерения. Поэтому все большее применение для количественного учета нефти и нефтепродуктов стали получать счетчики, которые позволили осуществлять учет непосредственно на потоке, повысить точность измерений, автоматизировать получение результатов измерения, сократить обслуживающий персонал.

Типы используемых счетчиков

Для получения сведений о количестве перекаченной нефти применяют счетчики, обеспечивающие измерение суммарного количества и воспроизведение результатов измерения на механических или электронных указателях.

Существует несколько типов счетчиков, отличающихся по принципу действия. В предыдущие годы широкое распространение нашли объемные счетчики, где для измерения количества поток разделяется механическим способом на отдельные порции, общее число которых подсчитывается. Разделение на порции происходит при помощи эксцентрично укрепленных вращающихся лопастей или шестерен, движимых ротором.

К недостаткам объемных счетчиков следует отнести необходимость тонкой очистки измеряемого продукта. Объемные счетчики применяются для учета нефтепродуктов при малых расходах. В настоящее время они используются в основном только для количественного учета вязких и высоковязких нефтей и нефтепродуктов.

Большее распространение получили турбинные расходомеры, имеющие ряд существенных преимуществ. Они не нуждается в тонкой фильтрации, более долговечны и удобны в эксплуатации, выдерживают более высокое давление, а также более просты при монтаже их на трубопроводе. Недостатком объёмных и турбинных счетчиков, в основу которых положен тахометрический метод подсчета объема, является наличие тела, помещенного в поток и создающего сопротивление потоку.

Существенным недостатком является также необходимость частого ремонта и замены вращающихся подвижных частей. Поэтому все большее внимание стало уделяться разработке счетчиков новых конструкция. Примером таких новых разработок может служить гидродинамический счетчик; электромагнитный метод измерения, основанный на измерении электродвижущей силы, индуцируемой в потоке электропроводной жидкости, проходящей через магнитное поле.

Наиболее перспективными считают счетчики, использующие ультразвуковой метод, который основан на изменении скорости распространения ультразвуковой волны в жидкости при наличии потока. При распространении волны по направлению потока скорость возрастает, а против потока – уменьшается. Эффект этот проявляется в измерении времени распространения ультразвука от излучателя к приемнику, в том случае, если ультразвуковая волна распространяется в жидкости под некоторым углом к оси трубопровода (рис. 6.8).

 
 

К достоинству этих счетчиков следует отнести отсутствие механических частей внутри потока жидкости. Последние разработки фирмы Westinghouse Electric (США) обеспечили точность, позволяющую использовать счетчики на магистральных нефтепроводах.

Они смонтированы на трансаляскинском нефтепроводе, где работают в составе системы обнаружения утечек, так называемой «Расходомерной системы передней кромки» (ГСПК). Система состоит из электронного блока и датчиков (счетчиков), устанавливаемых на выходе потока из предыдущей НПО и на входе в последующую НПО. Достоинством ультразвуковых расходомеров является простота монтажа на трубопроводе, отсутствие сопротивления потоку, отсутствие движущихся частей, в результате чего отпадает надобность в частой периодической калибровке.

РСПК для определения расхода осуществляет следующее двойное интегрирование

, (6.18)

где ν (x,y) – местная осевая скорость потока на измерительном участке; – выполняется ультразвуком; – выполняется численным интегрированием по методу Гаусса.

Затем вводятся поправочные коэффициенты расширения трубы из-за изменения температуры и давления. Уравнение принимает вид

, (6.19)

где – расход, скорректированный на расширение трубы; – поправочный коэффициент изменения D, Lp, Q из-за разницы между рабочей и калибровочной температурой; – поправочный коэффициент измерения D, Lp, Q вследствие разницы между рабочим и калибровочные давлением.

Расход при эксплуатационных значениях температуры и давления может быть пересчитан в приведенный расход . В РСПК включена таблица 6 стандарта 2540 АНИ и таблица 2 стандарта 1101 АНИ. В результате определяется значение при 15°С и атмосферном давлении. Любые интересующие таблицы могут быть введены в систему путем несложного измерения программируемой памяти. Уравнение перевода фактического расхода в приведенный имеет вид

, (6.20)

где Н (Т°р) – коэффициент, выбираемый из программных таблиц для перевода расхода при измеренных, температуре и давлении к расходу при интересующих нас стандартных условиях.

cyberpedia.su

Измерение - количество - нефть

Измерение - количество - нефть

Cтраница 1

Измерение количества нефти в резервуарах должно сопровождаться измерением ее качества - удельного веса, влагосодержания. Для этой цели применяются приборы автоматического контроля. В настоящее время имеется значительное число различных типов приборов для измерения количества и качества нефти в резервуарах. Рассмотрим типовые приборы для измерения уровня.  [1]

Для измерения количества нефти объемным способом измеряют высоту уровня нефти и высоту подтоварной воды, рассчитывают объем нефти при данных высотах уровней по калибровочной таблице резервуара, вносят поправки на температурные измерения.  [2]

Для измерения количества нефти, нефтепродуктов к газа применяют объемные и тахометрические счетчики. Электромагнитные расходомеры, действие которых основано на зависимости индуктированной в потоке электропроводной жидкости электродвижущей силы от скорости потока, используют для измерения расхода глинистого раствора и воды, закачиваемой в пласт.  [3]

Для измерения количества нефти и нефтепродуктов могут применяться объемные счетчики. Получают распространение датчики расхода турбинного типа.  [4]

Для измерения количества нефти, нефтепродуктов и газа применяют объемные и тахометрические счетчики. Электромагнитные расходомеры, действие которых основано на зависимости индуктированной в потоке электропроводной жидкости электродвижущей силы от скорости потока, используют для измерения расхода глинистого раствора и воды, закачиваемой в пласт.  [5]

Для измерения количества нефти объемным способом измеряют высоту уровня нефти и высоту подтоварной воды; рассчитывают объем нефти при данных высотах уровней по калибровочной таблице и вносят поправки на температурные изменения.  [6]

Методы измерений количества нефти и нефтепродуктов при проведении учетно-расчетных операций на всем пути их движения от добычи до переработки и от переработки до потребителей устанавливают на основании ГОСТ 26976 - 86 Нефть и нефтепродукты. Данный стандарт является основополагающим документом для разработки методик выполнения измерений на нефтебазах, магистральных нефте - и нефтепродуктопрово-дах и АЗС.  [7]

Блок измерения количества нефти состоит из фильтра 4, предназначенного для предотвращения попадания в преобразователь случайных посторонних предметов величиной более 3 мм; поточного преобразователя плотности нефти 5, который работает по принципу измерения интенсивности радиоактивного излучения, прошедшего через поток нефти; преобразователя расхода 6, 7 типа Норд, работающего по принципу преобразования линейной скорости потока нефти в электрический сигнал с частотой, пропорциональной расходу; первичного преобразователя температуры 8, состоящего из медного термометра сопротивления и автоматического пробоотборника 9, представляющего собой устройство с соленоидным клапаном.  [8]

Методы измерений количества нефти и нефтепродуктов при проведении учетно-расчетных операций на всем пути их движения от добычи до переработки и от переработки до потребителей устанавливают на основании ГОСТ 26976 Нефть и нефтепродукты. Данный стандарт является основополагающим документом для разработки методик выполнения измерений на нефтебазах, магистральных нефте - и нефтепродуктопроводах и АЗС.  [9]

Погрешность измерения количества нефти из-за отложения парафина 5на стенках резервуаров составляют 0 7 - 1 0 % от количества нефти, слитой в резервуар. Эти погрешности не учитываются при обычных методах измерения. Источник их может быть исключен, если измерять количество нефти не в резервуаре, а при выдаче ее из резервуара, применяя счетчики.  [11]

Методы измерений количества нефти и нефтепродуктов при проведени учетно-расчетных операций а всем пути их движения от добычи до переработки и от переработки до потребителей устанавливают на основании ГОСТ 26976 - 86 Нефть и нефтепродукты. Данный стандарт является основополагающем документом для разработки методик выполнения измерений на нефтебазах, магистральных неф-те - п нефтепродуктопроводах и АЗС.  [12]

Объемный метод измерения количества нефти в резервуаре требует предварительной калибровки резервуаров, устанавливающей зависимость между высотой наполнения резервуара и вместимостью заполняемой части.  [13]

Повышение точности измерения количества нефти или нефтепродуктов в резервуарах головных перекачивающих станций и пунктов сдачи позволяет выявить и определить размеры потерь и наметить меры борьбы с ними.  [14]

Таким образом, измерение количества нефти, газа и воды по каждой скважине имеет исключительно важное значение как для техники и технологии сбора и подготовки нефти, так и для анализа контроля и регулирования за процессом разработки месторождения.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Определение - количество - нефтепродукт

Определение - количество - нефтепродукт

Cтраница 1

Определение количества нефтепродуктов в резервуарах на 1 - е число месяца является обязательным. Его осуществляет комиссия, в составе которой должен быть директор ( заместитель по товарным операциям) нефтебазы, материально-ответственные лица и главный ( старший) бухгалтер. Результаты инвентаризации оформляют актом и отражают в бухгалтерском учете. Акт составляют в двух экземплярах, один из них высылают в управление до 5-го числа следующего за отчетным месяца.  [1]

Для определения количества нефтепродукта объемно-весовым методом необходимо знать его относительную плотность йА при температуре в емкости в момент определения количества.  [2]

Для определения количества нефтепродуктов в резервуарных парках необходимо иметь данные о температуре и плотности нефтепродуктов. В настоящее время ведутся работы по созданию таких систем.  [3]

Для определения количества нефтепродуктов предназначены: мет-роштоки, рулетки с лотом, ареометры, уровнемеры, резервуары вертикальные и горизонтальные с градуировочными таблицами к ним.  [4]

Для определения количества нефтепродуктов в горизонтальных резервуарах пользуются готовыми таблицами коэффициентов, при помощи которых, замерив величину взлива продукта, можно установить объем залитой части цистерны и умножить на плотность продукта, находящегося в ней.  [5]

Для определения количества нефтепродукта в резервуаре необходимо иметь также данные о полном объеме горизонтального резервуара и его диаметре, которые определяются из таблицы обмера данного резервуара.  [6]

Порядок определения количества нефтепродуктов при проведении различных операций регламентирован соответствующими инструкциями и нормативными актами. Необходимо оговориться, что с учетом изменения форм хозяйственных отношений и перехода к рынку, эти инструкции и нормативные акты формально утратили силу, но могут быть использованы до утверждения новых нормативных актов по этим вопросам.  [7]

Порядок определения количества нефтепродуктов при проведении различных операций регламентирован соответствующими инструкциями и нормативными актами. Необходимо оговориться, что с учетом изменения форм хозяйственных отношений и переходе к рынку, эти инструкции и нормативные акты формально утратили силу, но могут быть использованы до утверждения новых нормативных актов по этим вопросам. Ясно, что принципиальных отличий новые нормативные документы иметь не будут.  [8]

При определении количества нефтепродукта деформационным способом каждая цистерна должна быть оснащена комплексом датчиков деформации, а все измерительные устройства могут быть расположены стационарно на пунктах слива и налива и подключаться к цистернам одновременно с присоединением сливо-наливных установок. Специфика способа состоит в том, что каждую цистерну необходимо калибровать и поверять как меру грузоподъемности.  [9]

При определении количества нефтепродуктов в горизонтальных резервуарах необходимо знать общий объем и диаметр резервуара, объем днища, высоту выносов ( выпуклостей его днищ) и высоту взлива нефтепродукта.  [10]

Параллельно с определением количества нефтепродукта по замерам резервуара производят определение количества его по замерам судна. После налива определяют также осадку носа, кормы и середины судна, результаты измерений ( в сантиметрах) заносят в накладную.  [11]

Все измерения по определению количества нефтепродуктов ( нефти) при приеме, хранении, отпуске и транспортировке оператор должен производить со следующей точностью: высота уровня - до 1 мм, плотность - до 0 0005 т / м3; температура - до 1 С, объем - до 1 л, масса - до 1 кг.  [12]

Все отклонения, влияющие на точность определения количества нефтепродукта в резервуаре, учитываются коррекциями ( поправками) к калибровочным таблицам.  [13]

Если измерение плотности производится с целью определения количества нефтепродукта по его объему ( или для обратного пересчета), то пробу испытуемого нефтепродукта отбирают по ГОСТ 2517 - 69 и определение плотности производят при той же температуре, при которой известен объем.  [14]

Государственный надзор за состоянием измерений при определении количества нефтепродуктов при приеме, хранении, транспортировке и отпуске потребителю должен проводиться согласно Методическим указаниям РД 50 - 190 - 85 ( часть II, прил.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Измерение количества нефти

Измерение количества нефти

Количество нефти измеряется в баррелях, тоннах, в процентах от объема порового пространства, акр-футах или в баррелях на акр-фут породы-коллектора. Наиболее распространенной единицей измерения является баррель, равный 42 американским (винчестерским) галлонам и имеющий средний вес 310 фунтов. 

При совместном извлечении нефти и газа из фонтанирующей скважины их смесь сначала поступает в сепаратор, где газ отделяется от нефти. Затем нефть попадает в резервуар, где и замеряется ее объем. При насосном методе эксплуатации на поверхность извлекается одна нефть или нефть с небольшим содержанием газа; она перекачивается непосредственно в особым образом калиброванный резервуар, в котором одному вертикальному дюйму отвечает определенное количество нефти в галлонах или баррелях. Чтобы определить объем нефти, изливающейся из высокопродуктивных скважин, в случае отсутствия поблизости хранилищ с достаточной емкостью или трубопроводов для приема всего поступающего из недр притока, измеряется расход нефти за непродолжительное время, например за один час, четыре или шесть часов, а затем путем умножения полученного количества на соответствующий коэффициент вычисляют суточную производительность скважины. Объем нефти в баррелях, который скважина дает или способна давать за сутки в первый период эксплуатации, носит название ее начального дебита.

Запасы нефти, содержащейся в коллекторах (oil in place) [пластовая нефть; ее запасы ‑ это геологические запасы], подсчитывают в зависимости от преследуемой цели различными методами. Основной метод измерения объема пластовой нефти заключается в умножении объема норового пространства в акр-футах, вычисленного по данным анализа керна и электрокаротажа скважин, на коэффициент нефтенасыщенности керна. Для подсчета количества промышленной нефти или ее извлекаемых запасов, приведенных к условиям дневной поверхности, в баррелях, объем пластовой нефти умно­жается на коэффициент усадки (shrinkage factor), который представляет собой меру уменьшения объема нефти за счет выделения растворенного в ней газа при поступлении на поверхность, и на коэффициент нефтеотдачи (recovery factor), являющийся мерой поддающейся извлечению пластовой нефти в процентах. Нефтеотдача изменяется в зависимости от пористости и проницаемости пород-коллекторов, а также от типа пластовой энергии1 и опыта нефтедобычи в условиях, близких к рассматриваемым. Описанные методы, известные как объемные, или методы определения насыщенности пород, могут быть применены на ранних стадиях разработки нефтяных месторождений, поскольку они не подвержены влиянию регулирования добычи и искусственного ограничения производительности скважин.

Другой распространенный метод подсчета запасов нефти в коллекторах известен под названием метода кривых падения добычи (кривых разработки). Он используется при наличии данных о свободном и неограниченном отборе нефти и заключается в построении графиков изменения производительности одной или нескольких скважин в течение длительного периода разработки залежи и последующей экстраполяции полученных кривых падения добычи на будущее. Кривые разработки могут строиться с применением прямоугольной, полулогарифмической или двойной логарифмической сетки; логарифмические графики имеют то преимущество, что позволяют проецировать рассматриваемые кривые в виде прямых линий. Рассчитанная таким способом ожидаемая в будущем производительность всех скважин месторождения может быть просуммирована, что дает в результате подсчет общих извлекаемых запасов нефти, еще оставшейся в природном резервуаре. Это наиболее надежный и достоверный метод подсчета извлекаемых запасов нефти, когда история разработки залежи насчитывает несколько лет и, таким образом, имеются необходимые данные для построения кривых падения добычи. Однако в условиях регулируемой и искусственно сокращаемой добычи этот метод не дает удовлетворительных результатов.

1Пластовая энергия - это энергия природного резервуара, обусловливающая приток нефти и газа к скважинам. 

www.oborudka.ru

Измерение - количество - нефть

Измерение - количество - нефть

Cтраница 2

Использование косвенных методов измерений количества нефти и нефтепродуктов при проведении учетно-расчетных операций, какими бы точными приборами эти измерения ни производились, всегда дает некоторые ошибки.  [16]

В настоящее время для измерения количества нефти и нефтепродуктов на магистральных трубопроводах существует широкая номенклатура технических средств, работа которых основана на различных физических принципах и эффектах. При этом расход нефти и нефтепродуктов может быть определен в единицах объема и ( или) единицах массы.  [17]

В настоящее время для измерения количества нефти на магистральных трубопроводах используются технические средства, работа которых основана на различных физических принципах и эффектах. При этом расход нефти может быть определен в единицах объема и ( или) единицах массы.  [18]

Какие приборы применяют для измерения количества нефти и нефтепродукта.  [19]

В настоящее время для измерения количества нефти и нефтепродуктов на магистральных трубопроводах существует широкая номенклатура технических средств, работа которых основана на различных физических принципах и эффектах. При этом расход нефти и нефтепродуктов может быть определен в единицах объема и ( или) единицах массы.  [20]

Второй узел учета используется для измерения количества нефти, поступающей в магистраль.  [22]

При учетно-расчетных операциях, связанных с измерением количества нефти по объему ( или обратного пересчета), допускается проводить определение плотности нефти в условиях, отличающихся от условий, при которых определен объем нефти в соответствии с методическими указаниями МИ 1707 - 87 Плотность нефти.  [23]

Рядом зарубежных фирм выпускаются турбинные расходомеры для измерения количества нефти и нефтепродуктов.  [24]

В предлагаемом обзоре кратко описаны существующие методы измерения количества нефти, а также приборы, нашедшие наибольшее применение. Дан анализ погрешностей при различных методах измерения. Подробно описаны системы контроля, измерения и управления резервуарными парками которые применяются за рубежом, и даны их технические характеристики.  [25]

Одним из существенных факторов, определяющих точность измерения количества нефти любыми счетчиками, особенно объемного типа, является качество сепарации.  [26]

Очень большое экономическое значение для народного хозяйства имеет также измерение количества нефти, воды, газа и других веществ, транспортируемых по трубопроводам и передаваемых для потребления различным предприятиям, городам, районам и даже отдельным странам. Значение этих измерений в ближайшие годы возрастает еще больше, если учесть стремительные темпы развития добычи нефти и газа и строительство крупных магистральных нефте - и газопроводов.  [27]

Измерительный блок включает: расходомер ( счетчик) для измерения количества нефти; фильтр для очистки нефти от механических примесей; температурный компенсатор; фильтр-газоотделитель; пробоотборник.  [28]

На рис. 63 приведена элементарная схема береговой установки для измерения количества нефти и масел, поступающих из танкеров и барж в береговые резервуары или обратно. Счетчик установлен в нагнетательном трубопроводе непосредственно за фильтром. Воздух из трубопровода в начале измерения удаляется через специальный кран.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Определение - объем - нефть

Определение - объем - нефть

Cтраница 1

Определение объема нефти, находящейся в сточной воде, производится в два этапа. На первом этапе определяется объем легких фракций ( бензин, керосин, до 150) при помощи водо-уловительной насадки путем дистилляции воды. В этом случае вода в течение 25 - 40 мин. На втором этапе посредством петрол-эфирной экстракции ( путем испарения пет-рол-эфира) определяется объем тяжелых нефтяных погонов.  [1]

Определение объема нефти, находящейся в сточной воде, в два этапа производится потому, что на втором этапе испытания ( при петрол-эфирной экстракции) во время испарения пет-рол-эфира легкие нефтяные примеси, находящиеся в воде, также улетучиваются. Дополнительным преимуществом этого метода является и то, что нефтяная эмульсия, находящаяся в сточной воде, разрушается вследствие кипячения нефтесодержащей сточной воды.  [2]

Определение объема нефти, находящейся в сточной воде, производится в два этапа. На первом этапе определяется объем легких фракций ( бензин, керосин, до 150) при помощи водо-уловительной насадки путем дистилляции воды. В этом случае вода в течение 25 - 40 мин. На втором этане посредством петрол-эфирной экстракции ( путем испарения пет-рол-эфира) определяется объем тяжелых нефтяных погонов.  [3]

Определение объема нефти, находящейся в сточной воде, в два этапа производится потому, что на втором этапе испытания ( при петрол-эфирной экстракции) во время испарения пет-рол-эфира легкие нефтяные примеси, находящиеся в воде, также улетучиваются. Дополнительным преимуществом этого метода является и то, что нефтяная эмульсия, находящаяся в сточной воде, разрушается вследствие кипячения нефтесодержащей сточной воды.  [4]

После определения объема нефти проводится проверочный подсчет гидростатического давления в стволе скважины на момент максимального облегчения столба жидкости, чтобы не допустить нефте -, газопроявлений.  [5]

После определения объема нефти проводят проверочный подсчет гидростатического давления в стволе скважины на момент максимального облегчения столба жидкости, чтобы не допустить нефте -, газоводопроявления.  [6]

Одной из задач обеспечения безопасности является определение объема нефти, вытекающей при разгерметизации магистрального нефтепровода или продуктопровода.  [7]

Неучет влияния температуры может привести к большим погрешностям в определении объема нефти Ун. Устранение этой погрешности для влагомеров товарной нефти достигается введением устройств температурной коррекции.  [8]

Установка тарируется путем проведения пяти - десяти контрольных замеров, которые заключаются в определении объемов нефти, откачанной из резервуара и измеренной установкой. Резервуар принимается за эталон, а объем, измеренный в нем, считается истинным.  [9]

Однако, если известным плотность нефти, плотность насыщающего газа и коэффициент растворимости газа в нефти, то можно приблизительно вычислить объемный коэффициент нефти. Расчет сводится к определению объема нефти при растворении в ней газа с учетом влияния давления и температуры.  [10]

Для устранения возможных погрешностей в определении объема нефти за счет эмульгирования воды и нефти вытесненная из модели пористой среды жидкость в мерном цилиндре подвергалась тепловой обработке добавлением ПАВ.  [11]

Используется также альтернативная методика, в которой обжим керна осуществляется при помощи сплава Вуда. При этом керн предварительно экстрагируется и сушится. Далее он помещается в камеру высокого давления и при температуре 80 С зазор между керном и стенкой камеры заливается сплавом Вуда. Керн в камере насыщается нефтью под вакуумом или путем фильтрации под давлением. Далее камера разбирается для определения объема нефти в керне методом взвешивания. Данная величина может также определяться по разнице объемов вошедшей и вышедшей через керн в ходе фильтрации нефти. Для моделирования связанной воды керн сначала под вакуумом насыщается водой, которая затем вытесняется нефтью при фильтрации по методике, принятой для кернодержателя с насыпным грунтом, и по количеству вытесненной воды определяется начальная нефтенасыщенность. Установку собирают, верхнюю и нижнюю части камеры высокого давления заполняют дегазированной водой, соединяют их уравнивающей трубкой, поднимают давление до рабочего. С этого момента проводится отсчет процесса капиллярной пропитки.  [12]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Определение - количество - нефтепродукт

Определение - количество - нефтепродукт

Cтраница 2

При отсутствии водяной подушки эту поправку необходимо вычитать при определении количества нефтепродукта в резервуаре.  [16]

Если операции по приему и отгрузке данного сорта производятся непрерывно, то в этом случае необходимо предусматривать не менее трех резервуаров для проведения замеров и определения количества нефтепродуктов в резервуарах.  [17]

Плотность - не основной параметр для оценки качества нефтепродуктов и характеризует лишь в известной степени их состав, однако плотность имеет большое практическое значение при определении количества нефтепродукта по объему при товарных операциях.  [18]

Последняя модификация прибора осуществляет контроль уровня подтоварной воды, температуры и плотности нефтепродукта по высоте взлива и одновременно позволяет замкнуть всю цепочку измерений при определении массы нефтепродукта. Для определения количества нефтепродукта в единицах объема или массы резервуар необходимо отградуировать, желательно объемным автоматизированным методом, обеспечивающим необходимую точность.  [19]

Используется Также ИИС ВНР Кор - - Вол с буйковыми электромеханическими уровнемерами и платиновыми термометрами сопротивления ( ТСП), которая предназначена для 10 групп резервуаров по 10 резервуаров в каждой группе. Эти системы неудобны в том отношении, что для определения количества нефтепродукта в массовых единицах необходимо иметь информащш о плотности. Автоматические плотномеры для рееервуарных парков и нефтебаз пока не разработаны и плотность определяется лабораторным анализом. Каждая ШС Радиус-И рассчитана не проведение операций в Ю резер-вуарах.  [20]

Вследствие большой разницы в коэффициентах объемного расширения жидких и твердых тел увеличение объема сосуда составляет небольшую величину по сравнению с приростом объема жидкости. Поэтому на нефтеперерабатывающих заводах обычно ( например, при определении количества нефтепродуктов в резервуарах) расширением самих емкостей пренебрегают.  [21]

Независимо от нашего желания емкость танкера или баржи будет использоваться для определения количества доставляемого нефтепродукта, с учетом береговых замеров или расходомеров, установленных на наливных пристанях. Наиболее удовлетворительным методом учета нефтепродуктов является учет, проверенный практикой.  [22]

Для одного сорта нефтепродуктов принимается не менее двух резервуаров в целях возможности совмещения операций по приему и отгрузке данного сорта. Если операции по приему и отгрузке данного сорта производятся непрерывно, то в этом случае необходимо предусматривать не менее трех резервуаров для проведения замеров и определения количества нефтепродуктов в резервуарах.  [23]

При весовом способе учета количество нефтепродуктов определяется на стационарных или передвижных весах. При этом определяют вес нефтепродуктов, отпускаемых в автоцистерны и мелкую тару. Для определения количества нефтепродуктов в резервуарах применяется объемно-весовой метод.  [24]

После окончания налива судна вновь производится замер нефтепродукта в резервуарах для определения оставшегося в них и погруженного в судно количества его. Одновременно производится замер груза в судне. Если определение количества нефтепродукта производится по замеру в судне, то замер в резервуарах пароходство производить необязано.  [25]

Измерять температуру в резервуарах с нефтепродуктами необходимо, главным образом при проведений количественного учета. При проведении товарно-учетных операций требуется измерение средней температуры всей массы нефтепродуктов, находящихся в резервуаре. Известно, что температура, измеренная в одной точке резфща а не характерная среднюю температуру продукта, а отбор точечных проб и определение их температур § лабораториях, например, с помощью термометров типа ТЛ, может вносить значительную погрешность в точность определения температуры и, как следствие, в точность определения количества нефтепродукта.  [27]

Для замера количества нефтепродуктов используют объемный, массовый и объемно - массовый методы. При массовом методе количество нефтепродуктов определяется непосредственным взвешиванием и выражается в единицах массы - килограммах или тоннах. Данный метод применяется при измерениях относительно малых количеств нефтепродуктов, а также при учете твердых, сыпучих и мазеобразных нефтепродуктов. При объемно - массовом методе определение количества нефтепродуктов ведется в единицах массы на основании измерений их объема и плотности при фактической температуре. С помощью данного метода ведется учет сравнительно больших количеств нефтепродуктов, непосредственно взвесить которые нельзя.  [28]

Для замера количества нефтепродуктов используют объемный, массовый и объемно - массовый1 методы. При массовом методе количество нефтепродуктов определяется непосредственным взвешиванием и выражается в единицах массы - KMoqsaMMax или тоннах. Данный метод применяется при измерениях относительно малых количеств нефтепродуктов, а также при учете твердых, сыпучих и мазеобразных нефтепродуктов. При объемно - массовом методе определение количества нефтепродуктов ведется в единицах массы на основании измерений их объема и плотности при фактической температуре. С помощью данного метода ведется учет сравнительно больших количеств нефтепродуктов, непосредственно взвесить которые нельзя.  [29]

Как было уже указано, основная доля потерь времени приходится на маневрирование и расцепку. Следует отметить, что в указанном случае влияние сцепок объясняется изменением их положения за счет хода весов. Таким образом, за счет увеличения их жесткости можно существенно повысить точность взвешивания, используя для этого тензопреобразователи, широко применяющиеся в настоящее время в весоизмерительной технике. Эксплуатация тензовесов показала, что тензометрическое взвешивание для определения количества нефтепродуктов может быть выполнено со значительно большей точностью, чем при объемном способе измерения. За рубежом налажен серийный выпуск вагонных весов на тензометрических преобразователях как для статического взвешивания, так и для взвешивания на ходу.  [30]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru