Методы измерений количества нефти п нефтепродуктов

МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ [c.14]

В зависимости от способа хранения, специфики операций погрузки-выгрузки нефти и нефтепродуктов и их свойств применяют разные методы учета количества, определенные в Инструкции о порядке поступления, хранения, отпуска и учета нефти и нефтепродуктов на нефтебазах, наливных пунктах и автозаправочных станциях системы Госком-нефтепродукт . Учет нефти и нефтепродуктов на нефтебазах и наливных пунктах ведется в единицах массы, а на АЗС, кроме того, - в единицах объема. Коротко перечислим основные методы измерений. [c.231]

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. По этой причине наша страна несет большие потери при экспорте нефти и нефтепродуктов. В связи с этим разработка методических материалов и эталонов для обеспечения единства измерений в технологических процессах нефтедобывающего и нефтеперерабатывающего производства на всех этапах от добычи до реализации продукта является одним из основных направлений работ метрологических институтов Госстандарта РФ в настоящее время и ближайшие годы. [c.227]

Плотность нефти и нефтепродуктов может быть также измерена с помощью лабораторных плотномеров. Наибольшее распространение в мире получили плотномеры фирмы Anton Paar, типа DMA-35n, DMA-48, DMA-4500. Эти приборы удобны тем, что при достаточной точности измерений требуется минимальное количество стандартного образца и времени для анализа. Однако в качестве арбитражного метода при решении спорных вопросов, возникающих при установлении значения плотности нефти, применяют абсолютный ареометрический метод измерения плотности. [c.246]

Необходимо также обратить внимание на совершенствование методов и средств лабораторных измерений параметров нефти и нефтепродуктов при коммерческом учете, ибо арбитражные споры разрешаются только на основе результатов лабораторных измерений показателей качества продукта, проведенных в аккредитованных измерительных лабораториях. Кроме того, в правовом и экономико-метрологическом изучении нуждается методология разрешения противоречий между поставщиками и покупателями, которые возникают при оценке стоимости партии и обусловлены дисбалансом результатов измерений или статистическими ошибками измерительного контроля. Безусловно, большое значение имеет также и подготовка специалистов по проектированию, пуско-наладочным работам, техническому обслуживанию и метрологическому обеспечению средств измерений количества и качества нефти и нефтепродуктов. Данное пособие и предназначено для решения перечисленных задач. [c.266]

Международный стандарт ИСО 4268 устанавливает способы, методы и оборудование для ручных измерений температуры больших количеств нефти и нефтепродуктов в складских резервуарах. Методы определения температуры содержимого складских резервуаров, включая резервуары, перевозимые автомобильным и железнодорожным транспортом, и резервуары барж и кораблей, разработаны для получения надежных данных по средней температуре в данных условиях. [c.804]

Можно рекомендовать — для определения следовых количеств металлов рассматриваемым методом — их концентрирование вместо нагрева путем низкотемпературной (ниже 0°С) сушки, что уменьшает потери летучих металлов и допускает применение ме-тод 1Ки для любых сочетаний элементов [269]. Для обеспечения единства измерения содержания микроэлементов в нефтях и нефтепродуктах предложена аттестация стандартных образцов методом атомно-абсорбционной спектроскопии с оптимизацией условий анализа [270]. [c.146]

Для конечного определения продуктов разложения большой интерес представляет применение газовой хроматографии [1]. Этот интерес можно объяснить тем, что, во-первых, газовая хроматография открывает возможность одновременного определения нескольких элементов из одной навески, без значительного снижения точности определения за счет объективности измерений. Во-вторых, для оценки продуктов разложения методом газовой хроматографии требуются малые количества их, что представляет существенный интерес для определения микроконцентраций элементов (нанример, азота в нефтях и нефтепродуктах). Наконец, в-третьих, с помощью газовой хроматографии корректируются условия проведения количественного разложения анализируемого вещества. [c.24]

ГОСТ 6712-53). Метод заключается в сжигании навески нефтепродукта в калориметрич. бомбе в сжатом кислороде, в измерении выделившегося при этом количества тепла и в вычислении по результатам опыта Т. с. Применяется для определения высшей и низшей Т. с. тяжелых нефтепродуктов и нефтей, не содержащих легколетучих продуктов. Для сжигания берется навеска нефтепродукта в пределах 0,6—0,8 г с точностью до 0,0002 г. [c.636]

Большое количество методов анализа и измерений нефти и нефтепродуктов, изложенных в последующих главах, предусматривает применение различных типов термометров. По соображениям безопасности предпочтительно использование спиртовых термометров вместо ртутных. [c.90]

Международный стандарт ИСО 11563 устанавливает методы оценки заполненности трубопроводной системы терминала сырой нефтью и нефтепродуктами, которые при атмосферном давлении и в наблюдаемой температуре являются жидкостями. Когда перекачивается сырая нефть и нефтепродукты, точность измерения переданного количества зависит от заполненности трубопровода. Трубопроводы, которые содержат воздух или пары с жидкостью, требуют получения данных, насколько практически трубопровод заполнен материалом, который должен перекачиваться. [c.814]

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. Пoэt(>мy исходные данные для расчетов, а следовательно и расчеты количества нефтепродуктов, являются всегда приближенными и их точность зависит ле только от точности применяемых. измерительных приборов и технических средств, но щ от точ1Ности или адекватности выбранных математических моделей методов и моделей погрешностей методов. [c.18]

Применение средств измерения (СИ), незащищенных от субъективного влияния на процесс измерения, использование разных методов измерения и учета одного и того же количества продукта являются главными факторами погрешности учета. В настоящее время при резком сокращении объема добычи нефти, значительном повьпыении цен на нефтепродукты вопросы экономии сырьевых ресурсов напрямую связаны с совершенствованием техники и технологии измерения и учета количества нефтепродуктов, т. е. повторяется ситуация, наблюдавшаяся в промышленном производстве в 60—70-е годы. [c.72]

Метод, основанный на свойстве некоторых веществ люминесцировать под действием ультрафиолетового излучения, принято называть улыпрахроматографическим анализом. Работы в этой области были начаты еш,е в 1933—1934 гг. М. А. Константиновой-Шлезингер [161. Основы метода применительно к анализу нефтей и нефтепродуктов были разработаны Ф. М. Эфендиевым [17]. Этот метод весьма чувствителен и требует для анализа небольших количеств вещества. После хроматографирования колонку облучают ультрафиолетовым светом, под действием которого зоны анализируемых веществ начинают светиться. Длина светящейся зоны пропорциональна количеству анализируемого вещества. Расчеты ведут по результатам нескольких измерений. [c.40]

Сероводород в газах определяется обычно пропусканием измеренного объема последнего в раствор щелочи [352] или встряхиванием отмеренного объема газа с подкисленным раствором крахмала при периодическом прибавлении очень малых количеств 0,1 N раствора иода. Для этой цели употребляются бюретки специальной конструкции [345, 348, 352]. Д. А. Стром [359] извлекал сероводород из нефтей и нефтепродуктов 3%-ным раствором карбоната натрия и образовавшийся гидросульфид натрия титровал иодом. Некоторые авторы рекомендуют иодометрически определять Сс15 или разлагать сульфид кадмия кислотой и выделившийся НгЗ улавливать раствором иода, избыток которого оттитровывается тиосульфатом [349, 352—354, 360]. Прямое иодометрическое титрование образовавшихся сульфидов дает более высокую точность определения НгЗ, чем определение по разности в общей сере. Следует также отметить, что реакция непредельных углеводородов и меркаптанов с иодом препятствует применению некоторых методов при анализе нефтепродуктов, хотя они в отдельных случаях и дают надежные результаты. Лилли и Чеснат [350] окисляли сероводород раствором сульфата четырехвалентного церия и его избыток титровали Ре304 по фенантролину. Ввиду большой кислотности среды присутствие меркаптанов не мешает определению. Большое изменение э. д. с. реакции в конце титрования позволяет предполагать применимость потенциометрического титрования, что значительно повысит надежность результатов. В отсутствие меркаптанов в анализируемом образце сероводород можно определять в щелочной вытяжке окислением гипохлоритом калия [361]. [c.40]

Прибор для автоматического определения нефти в масел в воде ПОНВ-5 (изготовитель Ленииградский филиал ОКБ-АНН) предназначен для непрерывного автоматического определения количества нефтепродуктов и масел в воде и может быть иопользован для анализа сточных вод на содержание углеводородов (бензол и др.). В основу метода анализа положено явление люминеоденции. Световой поток от источника ультрафиолетового света проходит через две прозрачные кюветы, наполненные эталонной и испытуемой жидкостями. Возбуждаемое углеводоро дамн свечение жидкости в кюветах воспринимается фотоумножителями стандартной конструкции и преобразуется в электрический ток, пропорциональный количеству нефтепродуктов в испытуемой жидкости. Результаты измерений регистрируются стандартным потенциометром. С помощью прибора можно определять количество углеводородов в воде при содержании их до 200 мг л (погрешность 10%). [c.222]

Результаты определения фракционного состава записывают в соответствии с техническими требованиями на данный нефтепродукт отмечают температуры, при которых уровень жидкости в мерном цилиндре соответствует определенным количествам отгона (в % об.), чаще всего 10, 50, 90, 97,5 или 98, либо, наоборот, отмечают количество отгона при определенных нормируемых температурах (например, 100, 200, 260, 270 °С). В случае необходимости отмечают также температуру конца кипения. Концом кипения считают ту температуру, которая при продолжающемся постепенном нагреве больше не поднимается, а, остановившись на определенном максимальном значении, начинает снижаться. После этого нагрев колбы прекращают, через некоторое время замеряют общий выход фракций, полученные результаты измерений представляют в виде таблицы или кривой фракционного состава, построенных в виде зависимости выхода фракций (10, 20, 30...90 % об.) от соответствующих температур (/ .к, Ы%, 20%, Ы%-Ы%, к.уд (см. рис. 2.1). Метод стандартизован в России ГОСТ 2177—99 и в США А8ТМ В86. Этим методом определяется фракционный состав бензинов, керосинов, дизельных топлив, а также нефтей. Для нефти фракционный состав оп- [c.58]