9. Учет нефтепродуктов при последовательной перекачке. Учет перекачиваемой нефти


9. Учет нефтепродуктов при последовательной перекачке

9.1. Нефтепродукты перекачивают последовательно по одному трубопроводу в соответствии с "Инструкцией по технологии последовательной перекачки нефтепродуктов по магистральным нефтепродуктопроводам Госкомнефтепродукта СССР", утв. Госкомнефтепродуктом СССР 23.09.86.

9.2. При последовательной перекачке нефтепродуктов учет их движения ведется по группам, маркам и видам с отражением в цветном графике с расшифровкой по заказчикам - потребителям.

На каждой перекачивающей станции магистрального трубопровода ведется журнал записи информации о последовательной перекачке по формам Приложений 34 и 35.

9.3. На головной перекачивающей станции определяют массу и показатели качества каждой партии нефтепродукта по группам, маркам и видам, подготовленной для последовательной перекачки.

Количество контролируемых показателей качества, определяемых на головных станциях МНПП, устанавливается РД 112-РСФСР-040-91.

Если фактический показатель качества нефтепродукта выше нормы по стандарту технических условий на этот нефтепродукт, считают, что нефтепродукт по этому показателю имеет запас качества. Величину запаса качества определяют по разности значений фактического показателя качества и показателя по норме.

9.4. На промежуточных перекачивающих станциях дополнительно определяют массу и показатели качества нефтепродукта, сбрасываемого или подкачиваемого на этих станциях по распределительным трубопроводам или отводам.

9.5. На конечных станциях и приемо - сдаточных пунктах определяют массу и показатели качества в соответствии с РД 112-РСФСР-040-91 каждой принимаемой партии нефтепродукта по группам, маркам, видам и оформляют паспорта качества с информацией о сертификате соответствия.

9.6. Технологическая смесь нефтепродуктов для всех категорий заказчиков, образовавшаяся при последовательной перекачке, на конечных пунктах принимается в отдельные резервуары или в резервуары с товарным нефтепродуктом, имеющим запас по качеству.

9.7. Из резервуаров с технологической смесью нефтепродуктов отбирают пробы смеси по ГОСТ 2517-85, определяют процентное содержание в смеси отдельных нефтепродуктов и выдают рекомендацию по исправлению смеси.

9.8. Смесь нефтепродуктов раскладывают в резервуары с нефтепродуктами соответствующих марок и видов, входящих в смесь, с учетом запаса их качества.

9.9. На приемо - сдаточных пунктах исполнитель по данным запаса качества нефтепродуктов, поступающих от поставщика заказчика, раскладывает смесь в резервуары с нефтепродуктами соответствующей марки. Легкую смесь раскладывают в бензиновые резервуары, тяжелую - в резервуары с дизельным топливом.

9.10. Ежемесячно перекачивающие и наливные станции составляют акты на перечисление нефтепродуктов при их последовательной перекачке по форме Приложения 36.

9.11. В случае отсутствия запаса качества высокосортного нефтепродукта смесь исправляется смешением с низкосортным нефтепродуктом. Для сохранения качества низкосортного нефтепродукта принимаются меры по многократному перемешиванию смеси.

Оформление соответствующего перечисления производится на основании фактических объемов перекачки нефтепродуктов и расчетного количества нормативных технологических смесей.

Эти данные заносят в соответствующие графы товарного балансового отчета с разбивкой по категориям заказчиков.

Данный нефтепродукт принадлежит заказчику (владельцу) и реализуется по его указанию.

9.12. При инвентаризации нефтепродуктов в товарных балансовых отчетах массу смеси в резервуарах учитывают отдельно по нефтепродуктам, которыми предполагается исправить смеси.

9.13. Исполнитель при организации последовательной перекачки различных групп, марок и видов нефтепродуктов принимает меры по уменьшению смесеобразования в соответствии с действующей Инструкцией по технологии последовательной перекачки нефтепродуктов по магистральным нефтепродуктопроводам.

9.14. Технологическую смесь на приемных пунктах делят на тяжелую (легкое дизтопливо) и легкую (тяжелый автобензин), как правило, при 50-процентном соотношении перекачиваемых нефтепродуктов (например, бензина и дизельного топлива) и принимают в два резервуара. Границей отсечения тяжелой смеси от стандартного дизельного топлива считают смесь с концентрацией 2 - 3% бензина в дизельном топливе (температура вспышки 18 - 25 град. C).

Легкая смесь отсекается от стандартного бензина при концентрации 2 - 3% дизельного топлива в бензине (температура конца кипения 220 - 230 град. C). Концентрация перекачиваемых нефтепродуктов в смеси определяется по плотности смеси и контактирующих нефтепродуктов.

При недостатке ресурсов для исправления смеси или малом запасе качества одного из контактирующих нефтепродуктов граница разделения смеси передвигается в сторону этого нефтепродукта.

9.15. На приемо - сдаточных пунктах заказчик технологическую смесь принимает от исполнителя в следующем порядке:

легкую смесь (тяжелый автобензин) - как автобензин, тяжелую смесь (легкое дизтопливо) - как дизельное топливо с составлением приемо - сдаточного акта (Приложение 8).

Порядок реализации смесей, не подлежащих исправлению на ПСП, определяется договором между заказчиком (владельцем) и исполнителем.

9.16. При смешении нефтепродуктов в результате перекачки различных марок по одному нефтепродуктопроводу сверх нормативов, предусмотренных технологическим регламентом, приеме разных марок автомобильных бензинов или дизельных топлив в один резервуар без соответствующей очистки и других операциях назначается комиссия, которая устанавливает причины смешения, количество смешанных нефтепродуктов и их качество.

9.17. По результатам проверки комиссией составляется акт на смешение нефтепродуктов по форме Приложения 37.

9.18. Акт смешения нефтепродуктов и объяснение ответственных лиц рассматриваются руководством предприятия.

9.19. Потери от смешения нефтепродуктов сверх нормативов относят на счет виновных лиц.

Потери от смешения нефтепродуктов и затраты, связанные с этим, в случаях, когда конкретные виновники не установлены, возмещаются за счет предприятия - исполнителя в соответствии с действующим порядком налогообложения.

При отклонениях режимов перекачки от нормальных, т.е. при работе на пониженных режимах, с остановками и т.д., с заказчиком можно заранее оговаривать увеличение смесеобразования и потерь, что должно быть отражено в договоре.

studfiles.net

Перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей с разбавителями

Системы перекачки

В зависимости от того как организовано прохождение нефти через нефтеперекачивающие станции различают следующие системы перекачки (рис. 12.25):

- постанционная;

- через резервуар станции;

- с подключенными резервуарами;

- из насоса в насос.

При постанционнойсистеме перекачки (рис. 12.25 а) нефть принимается поочередно в один из резервуаров станции, а ее подача на следующую станцию осуществляется из другого резервуара. Это позволяет организовать учет перекачиваемой нефти на каждом перегоне между станциями и, благодаря этому своевременно выявлять и устранять возникающие утечки. Однако при этой системе перекачки значительны потери от испарения.

Система перекачки «через резервуар станции»(рис. 12.256) исключает учет нефти по перегонам. Зато потери нефти от испарения меньше, чем при постанционной системе перекачки. Но все равно из-за усиленного перемешивания нефти в резервуаре ее потери от испарения очень велики.

Более совершенна система перекачки «с подключенными резервуарами» (рис. 12.25 в). Резервуары здесь, как и в предыдущих системах, обеспечивают возможность перекачки на смежных перегонах с разными расходами. Но в данном случае основная масса нефти проходит, минуя резервуары, и поэтому потери от испарения меньше.

Наиболее предпочтительна с точки зрения сокращения потерь нефти система перекачки «из насоса в насос»(рис. 12.25 г). В этом случае резервуары промежуточных станций задвижками отключаются от магистрали и используются только для приема нефти во время аварии или ремонта. Однако при этой системе перекачки все станции должны вести перекачку с одинаковыми расходами. Это не страшно при нормальной работе всех станций. Однако выход из строя одной из станций (например, из-за нарушения электроснабжения) на трубопроводах большой протяженности вынуждает останавливать и часть других, что отрицательно сказывается на работе трубопровода и насосно-силового оборудования. Именно поэтому нефтепроводы большой протяженности, работающие по системе «из насоса в насос», делят на эксплуатационные участки, разделенные резервуарными парками.

Рис. 12.25. Системы перекачки:

а - постанционная; б - через резервуары; в - с подключенными резервуарами; г - из насоса в насос

I - предыдущая НПС; II - последующая НПС 1 - резервуар; 2 - насосная станция

Рис. 12.26. Схема прохождения нефти по эксплуатационному участку современного нефтепровода:

ГНС - головная нефтеперекачивающая станция; ПНС - промежуточная нефтеперекачивающая станция

 

В настоящее время система перекачки «через резервуар станции» не применяется. Постанционная система перекачки используется на коротких нефтепроводах, имеющих только одну головную нефтеперекачивающую станцию. На протяженных нефтепроводах одновременно применяются сразу несколько систем перекачки.

На рис. 12.26 показана схема прохождения нефти по эксплуатационному участку современного нефтепровода. Из нее видно, что система перекачки «из насоса в насос» применяется только на промежуточных нефтеперекачивающих станциях, расположенных внутри эксплуатационного участка (ПНС 1 и ПНС 2). На головной нефтеперекачивающей станции (ПНС) применяется постанционная система перекачки, а на станции, расположенной в конце эксплуатационного участка - система перекачки «с подключенными резервуарами».

Перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей

В настоящее время добываются значительные объемы нефтей, обладающих высокой вязкостью при обычных температурах или содержащие большое количество парафина и вследствие этого застывающие при высоких температурах. Перекачка таких нефтей по трубопроводам обычным способом затруднена. Поэтому для их транспортировки применяют специальные методы:

- перекачку с разбавителями;

- гидротранспорт высоковязких нефтей;

- перекачку термообработанных нефтей;

- перекачку нефтей с присадками;

- перекачку предварительно подогретых нефтей.

Перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей с разбавителями

Одним из эффективных и доступных способов улучшения реологических свойств высоковязких и высокозастывающих нефтей является применение углеводородных разбавителей - газового конденсата и маловязких нефтей. Использование разбавителей позволяет довольно существенно снизить вязкость и температуру застывания нефти. Это связано с тем, что, во-первых, понижается концентрация парафина в смеси, т. к. часть его растворяется легкими фракциями разбавителя. Во-вторых, при наличии в разбавителе асфальто - смолистых веществ последние, адсорбируясь на поверхности кристаллов парафина, препятствуют образованию прочной структурной решетки.

Первые в нашей стране опыты по перекачке нефтей с разбавителем (керосиновый дистиллят) были проведены инженерами А. Н. Сахановым и А. А. Кащеевым в 1926 г. Полученные результаты были настолько впечатляющими, что были использованы при проектировании нефтепровода «Грозный-Черное море». В настоящее время перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей с разбавителями широко применяется в нашей стране и за рубежом, Например, высокопарафинистая мангышлакская нефть перекачивается в район г. Самары в подргретом состоянии, а потом смешивается с маловязкими нефтями Поволжья и закачивается в нефтепровод «Дружба».

В общем случае выбор типа разбавителя производится с учетом эффективности его воздействия на свойства высоковязкой и высокозастывающей нефти, затрат на получение разбавителя, его доставку на головные сооружения нефтепровода и на смешение.

Любопытно, что на реологические свойства нефтяной смеси оказывает влияние температура смешиваемых компонентов. Однородная смесь получается, если смешение производится при температуре на 3 - 5 градусов выше температуры застывания вязкого компонента. При неблагоприятных условиях смешения эффективность разбавителя в значительной степени уменьшается и может произойти даже расслоение смеси.

stydopedia.ru

Учет - движение - нефть

Учет - движение - нефть

Cтраница 1

Учет движения нефти по нефтепроводам осуществляется для контроля за выполнением установленных планов приема и поставки нефти, составления оперативных двухчасовых, вахтовых и суточных сводок по ТДП ОАО МН и составления двухчасового, 12-часового и суточного балансов.  [1]

Учет движения нефти по нефтепроводам ( при наличии средств учета перекачиваемой нефти), резервуарным паркам и приемо-сдаточным пунктам осуществляется для контроля за выполнением установленных планов приема и поставки нефти, составления оперативных двухчасовых, вахтовых и суточных сводок по ТДП ОАО МН.  [2]

Учет движения нефти по резервуарным паркам осуществляется с целью контроля общего наличия нефти, количества товарной нефти и свободной емкости как в конкретном РП, так и в целом по ОАО МЫ. Данная информация необходима диспетчеру ТДП, руководству товарно-транспортной службы ОАО МН, диспетчеру ЦДП для принятия оперативных решений о возможном изменении режима перекачки нефти, перераспределении грузопотоков.  [3]

Учет движения нефти по резервуарным паркам осуществляется с целью контроля общего наличия нефти, количества товарной нефти и свободной емкости как в конкретном РП, так и в целом по ОАО МН. Данная информация необходима диспетчеру ТДП, руководству товарно-транспортной службой ОАО МН, диспетчеру ЦДП для принятия оперативных решений о возможном изменении режима перекачки нефти, перераспределении грузопотоков.  [4]

Учет движения нефти по приемо-сдаточным пунктам осуществляется с целью контроля оперативных значений приема и поставки нефти. Данная информация необходима диспетчеру ТДП для контроля исполнения графиков приема и поставки нефти. Информация передается диспетчером РДП каждые 2 ч и заносится в суточный диспетчерский график с определением нарастающих значений за 12 ч и сутки, а также отображается в режиме реального времени на мониторе АРМ диспетчера ТДП.  [5]

Учет движения нефти по резервуарному парку осуществляется с целью контроля количества товарной нефти и свободной емкости в конкретном РП. Данная информация необходима диспетчеру РДП для принятия оперативных решений о возможном изменении режима перекачки нефти, перераспределении грузопотоков.  [6]

Учет движения нефти по приемо-сдаточным пунктам осуществляется с целью контроля оперативных значений приема и поставки нефти. Данная информация необходима оператору МДП для контроля исполнения полученных распоряжений в части приема и поставки нефти. Информация принимается оператором МДП в режиме реального времени со вторичной аппаратуры СИКН, отображается на АРМ оператора, заносится на суточный диспетчерский график каждые 2 ч с определением нарастающих значений за 12 ч и сутки и передается диспетчеру РДП.  [7]

Учет движения нефти в РП осуществляется с целью контроля количества товарной нефти и свободной емкости РП, готовности объема судовой партии.  [8]

Учет движения нефти по приемо-сдаточным пунктам осуществляется с целью контроля оперативных значений приема и поставки нефти. Данная информация необходима диспетчеру ТДП для контроля исполнения полученных графиков приема и поставки нефти. На основании суточных данных движения нефти по магистральным нефтепроводам и резервуарным паркам, введенных диспетчерами РДП ( РНУ, УМН) по АСКИД, диспетчер ТДП формирует суточный отчет ( сводки) в АСКИДе. Контроль исполнения суточных заданий руководства товарно-транспортной службы ОАО МН диспетчер ТДП осуществляет путем сравнения среднесуточных и нарастающих плановых цифр с фактическими.  [9]

Учет движения нефти по приемо-сдаточным пунктам осуществляется с целью контроля оперативных значений приема и поставки нефти.  [10]

Учет движения нефти по резервуарным паркам осуществляется с целью контроля количества товарной нефти и свободной емкости в резервуарах, готовности объема судовой партии.  [11]

Ртс ведется с учетом движения негазированной нефти.  [12]

Накладную составляют на основании данных журнала учета движения нефти в нефтепарке, в котором есть все показатели, необходимые для заполнения основных реквизитов накладной.  [13]

Накладную составляют на oc-t новании данных журнала учета движения нефти в нефтепарке, в котором есть все показатели, необходимые для заполнения основных реквизитов накладной.  [14]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Учет - количество - нефть

Учет - количество - нефть

Cтраница 2

При постанционной системе перекачки нефть принимают поочередно в один из резервуаров станции, для закачки же в трубопровод в это время используют нефть из другого резервуара. При этой системе перекачки возможен порезервуарный учет количества перекаченной нефти, но она сопровождается значительными потерями нефти от больших дыханий резервуаров. Постанционная система перекачки характерна для головных НПС магистрального нефтепровода и его эксплуатационных участков.  [16]

При постанционной системе перекачки нефть принимают поочередно в один из резервуаров станции, для закачки же в трубопровод в это время используют нефть из другого резервуара. При этой системе перекачки возможен порезервуарный учет количества перекаченной нефти, но она сопровождается значительными потерями нефти от больших дыханий 1 резервуаров. Постанционная система перекачки характерна для головных НПС магистрального нефтепровода и его эксплуатационных участков.  [17]

При постанционной системе перекачки нефть принимают поочередно в один из резервуаров станции, для закачки же в трубопровод в это время используют нефть из другого резервуара. При этой системе перекачки возможен порезервуарный учет количества перекаченной нефти, но она сопровождается значительными потерями нефти от больших дыханий - резервуаров. Постанционная система перекачки характерна для головных НПС магистрального нефтепровода и его эксплуатационных участков.  [18]

При постанционной системе перекачки нефть принимают поочередно в один из резервуаров станции, для закачки же в трубопровод в это время используют нефть из другого резервуара. При этой системе перекачки возможен порезервуарный учет количества перекачанной нефти, но она сопровождается значительными потерями нефти от больших дыханий резервуаров. Постанцион-ная система перекачки характерна для головных НПС магистрального нефтепровода и его эксплуатационных участков.  [19]

Как показал проведенный анализ, метрологическое обеспечение учета количества нефти и нефтепродуктов на основе этих стандартов имеет серьезные недостатки. Основной из них, относящийся непосредственно к системе учета количества нефти и нефтепродуктов при их транспортировке по трубопроводам, заключается в следующем. Существующие государственные эталоны расхода жидкостей, возглавляющие государственные поверочные схемы, в силу ограниченности диапазонов измерений не могут использоваться для передачи размера единицы расхода рабочим расходомерам. Поэтому поверка расходомеров узлов учета трубопроводов осуществляется методом косвенных измерений по рабочим эталонам, заимствованным из других государственных поверочных схем. Однако любая децентрализованная система воспроизведения единицы имеет принципиальный недостаток - систематическую погрешность воспроизведения, обусловленную различием размеров единицы, воспроизводимых разными исходными установками. Не дает гарантий единства измерений и упомянутая выше децентрализованная система воспроизведения единицы объемного расхода нефти и нефтепродуктов, предусматривающая воспроизведение единицы разными экземплярами эталонов, расположенные в различных регионах страны.  [21]

Как показал проведенный анализ, метрологическое обеспечение учета количества нефти и нефтепродуктов на основе этих стандартов имеет серьезные недостатки. Основной из них, относящийся непосредственно к системе учета количества нефти и нефтепродуктов при их транспортировке по трубопроводам, заключается в следующем. Существующие государственные эталоны расхода жидкостей, возглавляющие государственные поверочные схемы, в силу ограниченности диапазонов измерений не могут использоваться для передачи размера единицы расхода рабочим расходомерам. Поэтому поверка расходомеров узлов учета трубопроводов осуществляется методом косвенных измерений по рабочим эталонам, заимствованным из других государственных поверочных схем. Однако любая децентрализованная система воспроизведения единицы имеет принципиальный недостаток - систематическую погрешность воспроизведения, обусловленную различием размеров единицы, воспроизводимых разными исходными установками. Не дает гарантий единства измерений и упомянутая выше децентрализованная система воспроизведения единицы объемного расхода нефти и нефтепродуктов, предусматривающая воспроизведение единицы разными экземплярами эталонов, находящимися в различных регионах страны.  [22]

В этом случае малогабаритные ЭВМ используются в качестве периферийных элементов автоматизации системы управления магистральными трубопроводами. Каждая из них выполняет одну из повторяющихся специализированных операций, например, управление основными или подпорными насосами, задвижками манифольда, изменением уровня взлива нефти ( нефтепродуктов) в резервуарах, учетом количества нефти ( нефтепродукта) в них, раскладкой смеси нефтепродуктов по резервуарам при последовательной перекач ке, проверкой качества нефтепродуктов и нефтей и др. Они могут работать без высокого контроля со стороны большой ЭВМ, установленной в центральной диспетчерской. Малогабаритные ЭВМ, запрограммированные на выполнение простых единичных функций, управляют установленными на перекачивающей станции меха низмами.  [23]

Как видите, мой трудовой стаж нефтяника вбирает в себя 37 лет. Если окинуть общим взором этот период, то можно сказать следующее: выполняя основную технологическую задачу по перекачке нефти, мы одновременно занимались усовершенствованием техники, технологии, оборудования, конструкции. Все нефтетранспортники знают, что до 60 - х годов учет количества нефти в нефтесборных пунктах производился по замерам залива ее в резервуары вручную, рулеткой.  [24]

Далее инфэрмация КУ после соответствунщзй обработки наступает пэ контуру iu в ТЦ. Между ПРОц ( UPOzj) и пунктом О имеются также два контура информации - КУ и ОУ. Однакэ, учитывая, что этот объект является прэмэжугэчным и нз выполняет самостоятельных операций по отпуску продукта другим ведомствам, учет количества поступившей нефти здесь вьшолнязтея с оперативной точностью, поэтому весь инфэрмациэняыа поток от ПРОц. Таким образом, в ТЦ собирается обобценная информация / lt которая позволяет установить такие параметры, как количество выработанной продукции, количество товарной нефти, отпущенной другим ведомствам, потери нефти.  [25]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Учет - движение - нефть

Учет - движение - нефть

Cтраница 2

Учет наличия, поступления ( добычи), сдачи и расхода нефти ведут в книге учета движения нефти. В этой книге остаток нефти на первое число текущего месяца указывается на основании актов замера нефтехранилищ, а на каждое последующее число - по данным учета движения нефти в нефтепарке, при наличии акта замеров нефтехранилищ - по данным последнего.  [16]

Учет наличия, поступления ( добычи), сдачи и расхода нефти ведут в книге учета движения нефти. В этой книге остаток нефти на первое число текущего месяца указывается на основании актов замера нефтехранилищ, а на каждое последующее число - пи данным учета движения нефти в нефтепарке, при наличии акта замеров нефтехранилищ - по данным последнего.  [17]

Сведения об оперативном учете и контроле объемов перекачанной нефти старший оператор заносит в оперативный замерный лист учета движения нефти по НПС.  [18]

Данные о наличии нефти в резервуарах ( в см) на конец отчетных суток, о сдаче покупателю, а также о расходе на собственные нужды переносят из вахтенного журнала замерщика в журнал учета движения нефти в нефтепарке. Сюда же из журнала записей анализов качества нефти в нефтепарке переносят сведения о плотности нефти и о содержании в ней воды и механических примесей, после чего рассчитывают массовое количество нефти. Умножением высоты взлива нефти ( в см) на массовую вместимость 1 см по воде и на погружение ( плотность при температуре замера) определяют массу брутто нефти в резервуаре. Массовая вместимость 1 см по воде - масса воды в резервуаре при высоте взлива ( наполнения) в 1 см-определяется по калибровочным таблицам резервуаров. По процентному содержанию определяют массу воды и механических примесей, которую исключают из массы нефти брутто. Разница между массой нефти брутто и массой воды и механических примесей дает чистую массу нефти - массу нетто. Разница между массами нетто по первому замеру ( до откачки) и по второму замеру ( после откачки) показывает количество нефти, откачанной из резервуара. Цифровой пример по расчету наличия нефти в резервуарах приведен в акте замеров нефтехранилищ ( табл. VII. Суммирование данных по всем резервуарам дает итоговые сведения о наличии нефти в нефтепарке к концу отчетных суток и о суточной сдаче. Таким образом, журнал учета движения нефти в нефтепарке отражает наличие и сдачу ( расход) нефти.  [19]

Данные о наличии нефти в резервуарах ( в см) на конец отчетных суток, о сдаче покупателю, а также о расходе на собственные нужды переносят из вахтенного журнала замерщика в журнал учета движения нефти в нефтепарке. Сюда же из журнала записей анализов качества нефти в нефтепарке переносят сведения о плотности нефти и о содержании в ней воды и механических примесей, после чего рассчитывают весовое количество нефти. Умножением высоты взлива нефти ( в см) на весовую емкость 1 см по воде и на погружение ( плотность при температуре замера) определяют вес брутто нефти в резервуаре. Весовая емкость 1 см по воде - вес воды в резервуаре при высоте взлива ( наполнения) в 1 см - определяется по калибровочным таблицам резервуаров. По процентному содержанию определяют вес воды и механических примесей, который исключают из веса нефти брутто. Разница между весом нефти брутто и весом воды и механических примесей дает чистый вес нефти - вес нетто. Разница между весом нетто по первому замеру ( до откачки) и по второму замеру ( после откачки) показывает количество нефти, откачанной из резервуара.  [20]

Учет наличия, поступления ( добычи), сдачи и расхода нефти ведут в книге учета движения нефти. В этой книге остаток нефти на первое число текущего месяца указывается на основании актов замера нефтехранилищ, а на каждое последующее число - пи данным учета движения нефти в нефтепарке, при наличии акта замеров нефтехранилищ - по данным последнего.  [21]

Учет наличия, поступления ( добычи), сдачи и расхода нефти ведут в книге учета движения нефти. В этой книге остаток нефти на первое число текущего месяца указывается на основании актов замера нефтехранилищ, а на каждое последующее число - по данным учета движения нефти в нефтепарке, при наличии акта замеров нефтехранилищ - по данным последнего.  [23]

Цифровой пример по расчету наличия нефти в резервуарах приведен в акте замеров нефтехранилищ ( табл. VII. Суммирование данных по всем резервуарам дает итоговые сведения о наличии нефти в нефтепарке к концу отчетных суток и о суточной сдаче. Таким образом, журнал учета движения нефти в нефтепарке отражает наличие и сдачу ( расход) нефти.  [24]

Работники товаротранспортного цеха, дежурство которых организовано круглосуточно, ведут первичный оперативный учет основных операций, производимых с нефтепродуктами. Первичный учет отражает движение нефтепродуктов в каждом резервуаре и резервуарном парке в целом. В случае приема нефти и нефтепродуктов от сторонних организаций создаются приемосдаточные пункты. Работники приемной и сдающей стороны совместно производят все операции по переключениям в резервуар-ном парке и оформляют первичные документы оперативного учета: акты, оперативный и замерный листы учета движения нефти по НПС за сутки.  [25]

Данные о наличии нефти в резервуарах ( в см) на конец отчетных суток, о сдаче покупателю, а также о расходе на собственные нужды переносят из вахтенного журнала замерщика в журнал учета движения нефти в нефтепарке. Сюда же из журнала записей анализов качества нефти в нефтепарке переносят сведения о плотности нефти и о содержании в ней воды и механических примесей, после чего рассчитывают массовое количество нефти. Умножением высоты взлива нефти ( в см) на массовую вместимость 1 см по воде и на погружение ( плотность при температуре замера) определяют массу брутто нефти в резервуаре. Массовая вместимость 1 см по воде - масса воды в резервуаре при высоте взлива ( наполнения) в 1 см-определяется по калибровочным таблицам резервуаров. По процентному содержанию определяют массу воды и механических примесей, которую исключают из массы нефти брутто. Разница между массой нефти брутто и массой воды и механических примесей дает чистую массу нефти - массу нетто. Разница между массами нетто по первому замеру ( до откачки) и по второму замеру ( после откачки) показывает количество нефти, откачанной из резервуара. Цифровой пример по расчету наличия нефти в резервуарах приведен в акте замеров нефтехранилищ ( табл. VII. Суммирование данных по всем резервуарам дает итоговые сведения о наличии нефти в нефтепарке к концу отчетных суток и о суточной сдаче. Таким образом, журнал учета движения нефти в нефтепарке отражает наличие и сдачу ( расход) нефти.  [26]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru