Установка и монтаж задвижек
 Скачать 0.76 Mb.
|
 Отчёт по практике
Практику проходил в НГДУ «Комсомольскнефть» оператором по добыче нефти и газа 3го разряда. 2)Работа с АФК (установка лубрикатора, замена задвижек) УСТАНОВКА И МОНТАЖ ЗАДВИЖЕК  Установку задвижек следует выполнять в соответствии с инструкцией по монтажу и рабочим проектом трубопроводной системы. Рекомендации по установке: -Задвижка двунаправленная и может быть установлена с любым направлением потока. -Не рекомендуется устанавливать задвижку шпинделем вниз, из-за высокой вероятности засорения шламом камеры расположения затвора. -Задвижки с электроприводами и пневматическими приводами следует устанавливать штоком вертикально вверх, в случае установки на открытом воздухе над электроприводом следует устроить павильон. Защита корпуса от изгибающих напряжений: -Монтаж задвижки должен исключать воздействие на неё изгибающих, сжимающих, растягивающих и крутящих усилий от присоединённых трубопроводов, поэтому по обе стороны арматуры следует установить опоры. - Особенно это касается чугунных задвижек. -Ответные фланцы на трубопроводе должны быть установлены параллельно фланцам задвижки, без перекосов. -Запрещается устранять перекосы путём затяжки болтов и установки дополнительных межфланцевых прокладок. При установке задвижек на протяжённых прямых участках трубопровода подверженных воздействию переменной температуры рабочей среды или окружающего воздуха, у задвижки следует устанавливать неподвижную опору, либо осевой компенсатор тепловых удлинений с направляющими исключающими смещение трубопровода относительно его оси. Порядок монтажа: -Перед монтажом, следует проверить работоспособность задвижки открыть/закрыть, визуально убедившись в перемещении затвора из крайнего верхнего в крайнее нижнее положение. -Во время монтажа затвор задвижки должен быть частично открыт. -При диаметре более 100 мм смонтировать опору под задвижку и трубопровод. -При монтаже задвижек большого диаметра с использованием подъёмников, для подвески следует использовать заводские монтажные проушины на корпусе. -Запрещается для подвески использовать маховик, редуктор или электропривод. -При подземной бесканальной установке, под задвижкой следует устроить насыпное трамбованное основание толщиной не менее 200 мм, из материала с размером фракции не более 10 мм без острых углов. -После установки участок трубопровода на котором установлена задвижка должен быть испытан на прочность и плотность. -Во время испытаний затвор задвижки должен быть либо полностью открыт, либо полностью закрыт, испытания с промежуточным положением затвора не рекомендуются. -Материал межфланцевых прокладок выбирают исходя из максимальной рабочей температуры и давления в месте установки задвижки. -Паронитовая прокалка применяется при рабочем давлении до 63 бар и температуре от -50 до 450°C. -Фторопластовая PTFE прокладка при рабочем давлении до 70 бар и температурах от -120 +150°C. Не стареет со временем. -Резиновая прокладка EPDM при рабочем давлении до 16 бар и температурах от 0 до 60°C. Моменты затяжки шестигранных гаек фланцевого соединения
Устьевой лубрикатор для исследования скважин Назначение и область применения Лубрикатор является элементом устьевого оборудования скважины и предназначен для ввода и извлечения из скважины, находящейся под давлением, различных приборов и устройств в процессе ее эксплуатации. Лубрикаторы предназначены для обеспечения спуска и подъема скважинных приборов на кабеле или проволоке без разгерметизации устья скважины, а также для герметизации устья при проведении геофизических исследований в прострелочно-взрывных работ в действующих нефтяных и газовых скважинах. Их устанавливают на буферной задвижке фонтанной арматуры действующих скважин. Лубрикатор должен содержать снизу-вверх следующие основные функциональные элементы: - переходник для соединения с буферной задвижкой; - превентор для аварийного перекрытия скважины с кабелем; - сигнализирующее устройство (ловушку) для индикации входа прибора в лубрикатор при подъеме и предотвращения падения прибора в скважину в случае его аварийного отрыва от кабеля в лубрикаторе; - камеру для размещения прибора с грузами; - уплотнительное устройство для герметизации кабеля (проволоки). Переходник должен быть оборудован фланцем, параметры и размеры которого соответствуют размерам фланца буферной задвижки фонтанной арматуры скважины. Превентор представляет собой цилиндр с размещенной в нем парой цилиндрических плашек с торцевыми уплотнениями для герметизации скважины. Перемещение плашек при закрытии или открытии превентора осуществляется вручную при помощи резьбовой пары винт-гайка или дистанционно при помощи гидроцилиндра с гидравлическим приводом. В зависимости от условий применяют одинарные превенторы с одной парой плашек и многорядные - с двумя и более рядами плашек, размещенных в разных корпусах или в одном корпусе. Сигнализирующее устройство (ловушка) снабжено поворотной заслонкой с ручным или гидравлическим приводом для обеспечения пропуска прибора в скважину при выходе его из лубрикатора. Заслонка автоматически пропускает прибор в лубрикатор при подъеме и затем перекрывает входное отверстие. Камера для размещения прибора с грузами состоит из секционных труб, свинчиваемых между собой с помощью накидных гаек с трапецеидальной резьбой. Длина набора секционных труб должна быть на 1 м больше длины спускаемого прибора и набора грузов, которые устанавливают над кабельным наконечником для преодоления выталкивающей силы, пропорциональной давлению в скважине и площади поперечного сечения кабеля. Уплотнительное устройство при работе с геофизическим кабелем представляет собой комбинацию уплотнителей нескольких типов.  3)Работа по депарафинизации((МДС, УДС, ППУ, АДПМ)МДС Механизм депарафинизации скважин МДС предназначен для очистки внутренних поверхностей НКТ от асфальто-парафиновых отложений на скважинах, эксплуатирующихся электроцентробежными насосами, и предотвращения образования парафиновых пробок. Лебедка выполнена в виде модульной конструкции, содержащей мотор-редуктор, барабан для проволоки, устройство контроля натяжения проволоки, стойку для установки лебедки на верхнюю часть лубрикатора, а также контроллер системы управления работой лебедки как в полуавтоматическом (ручном), так и в автоматическом режимах по заданной программе. При вращении барабана подвешенный на проволоку скребок опускается в скважину на заданную глубину, а после реверса скребок поднимается вверх, очищая стенки НКТ от парафина. Возможна как периодическая, так и непрерывная работа лебедки. Установка позволяет постоянно поддерживать дебит скважины на оптимальном уровне. Периодичность и глубина очистки скважины регулируется и определяется особенностями месторождения. Предусмотрена возможность передачи информации о работе механизма по телеметрии на центральный диспетчерский пульт, а также возможность автоматического отключения работы при остановке ЭЦН. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Тяговое усилие на барабане (Дср=400мм), кГс, не менее 230 Тип проволоки, наматываемой на барабан, ГОСТ 7372-79 Ø 1,8-2,2 мм Интервал очистки скважин, метров Ø 1,8 – 1500 м Ø 2,0 – 1200 м Ø 2,2 – 850 м Номинальная скорость перемещения скребка, м/мин 9,0 Исполнение электропривода Взрывозащищенно Габаритные размеры: ДхШхВ, мм 670х320х1550 Масса (без проволоки), кг 75 Комплекс депарафинизации насосно-компрессорных труб нефтяных скважин МДС. Описание: Лебедка монтируется непосредственно на лубрикаторе скважины. технологическом помещении.Установка позволяет постоянно поддерживать дебит нефти на оптимальном уровне.Периодичность и глубина очистки скважины регулируется и определяется особенностями месторождения. Предусмотрена возможность передачи информации о работе комплекса по телеметрии на центральный диспетчерский пульт. Срок окупаемости комплекса в зависимости от условий эксплуатации составляет от 3 месяцев до 1 года.  Технические характеристики: Тяговое усилие на барабане (Дср=400мм), кГс, не менее: 60 Тип проволоки, наматываемой на барабан, ГОСТ 7372-79: 2-180-В Глубина очистки, м: до 1500 Номинальная скорость перемещения скребка, метров/мин: 12,8 Исполнение электропривода — взрывозащищенное Габаритные размеры «Лебедки Сулейманова», мм: 790 х 290 х 1500 Масса установки «Лебедки Сулейманова» (без проволоки), кг, не более: 53 Режимы работы: ручной, автоматический Время опускания скребка при максимальной глубине, час: 3,5 Число устанавливаемых на месте режимов очистки: 2 Температура окружающей среды,°С: от –40 до +70 Климатическое исполнение: У Параметры питающей сети: 380 Вольт, 50 Гц Потребляемая мощность, ВА не более: 300 Габариты контроллера, мм: 180 х 180 х 50УДС — Установка Депарафинизации Скважин  УДС установка депарафинизации скважин скребкование — удаление АСПО скребками,исполнение ПАДУ — полуавтоматические иавтомотический режимпредназначена для механической очистки от АСПО асфальто смоло-парафиновых отложений (депарафинизация, Скребкование) подъемных труб фонтанных, компрессорных и оборудованных погружными электронасосами нефтяных и газовых скважин.Лебедка УДС оснащена тормозным барабаном с ручным колодочным тормозом, позволяющим регулировать скорость движения скребка при спуске скребка под своим весом в устье скважины.Механический счетчик глубины устанавливается на лебедку по согласованию. Счетчик позволяет точно отслеживать метраж глубины скважины. Имеется возможность установки электронных измерительных приборов с индикацией глубины,скорости спуска-подъема и контроля натяжения проволоки.Лебедка комплекта депарафинизации устанавливается стационарно в утепленном блок- боксе. Также возможна установка в составелаборатории на шасси автомобиля, на гусеничном шасси, на шасси пневматиков, а так же на подъемниках на вертолетной подвеске. Основные технические характеристики комплекта депарафинизации 1. Лебедка комплекта депарафинизации 1.1 Тяговое усилие барабана лебедки на среднем диаметре намотки проволоки — не менее 2200 Н. 1.2 Диапазон регулирования постоянной скорости подъема скребка — 0…1,7 м/с. 1.3 Диапазон регулирования (ограничения) скорости спуска скребка под действием собственного веса — 0…3 м/с. 1.4 Допустимое усилие натяжения проволок — не более 2000 Н. 1.5 Укладка проволоки на барабан лебедки — автоматическая. 1.6 Максимальная глубина очистки — от 1500 до 5500 м. 1.7 Длина наматываемой проволоки на барабан лебедки — 1500- 5600 м. 1.8 Диаметр проволоки ГОСТ 7372-79 — 1,8 — 2.2 мм. 1.9 Электропривод лебедки а) Мощность — 2,5 Квт: б) Питающее напряжение трехфазное (50 Гц) — 380 В. 1.10 Масса — 270 кг. 1.11 Габариты (длина х ширина х высота), мм — 1280 х 500 х 1500. 1.12 Допустимое место установки — Взрывобезопасные зоны. Парогенераторная установка ППУ 2000/100  ППУ 1600/100 предназначена для депарафинизации призабойной зоны скважин, трубопроводов, резервуаров, арматуры и другого нефтепромыслового оборудования насыщенным паром низкого и высокого давления, а также обогрева и мойки авиа и автотранспортной техники, разогрева промышленного, коммунального, бытового, водяного и газового оборудования.Все оборудование размещается на монтажной раме, прикрепленной к лонжеронам автомобиля и накрыто кунгом. В части кунга расположены: - паровой котёл, - вентилятор высокого давления, - насосы для закачки питательной воды и топлива в котёл. В задней части - емкости для воды и топлива. Кунг предохраняет оборудование от атмосферных осадков и пыли и имеет теплоизоляцию. Привод оборудования установки осуществляется от тягового двигателя автомобиля через трансмиссию. Управление работой установки – дистанционное, из кабины водителя. Исполнение возможно как базовое, климатическое так и с различными вариантами, согласно технического задания Заказчика. -Производительность по пару 1600 кг/час. -Рабочее давление от 0,6 до 10 МПа. -Максимальная температура пара °C 310 -Топливо для парового котла дизельное -Время работы в автономном режиме при полной заправке цистерны час. 3,5 В установке используется хорошо зарекомендовавший себя плунжерный насос ПТ-32, который по сравнению с широко используемыми прочими насосами имеет ряд преимуществ: • более высокая производительность • работа на меньших оборотах, что в свою очередь увеличивает срок службы. • значительно низкий уровень шума при работе Возможно исполнение установки ППУА с использованием электропривода, с использованием природного газа в качестве топлива для парового котла. Стационарная паровая установка ППУ 1600/100  ППУ 1600/100 предназначена для депарафинизации призабойной зоны скважин, трубопроводов, резервуаров, арматуры и другого нефтепромыслового оборудования насыщенным паром низкого и высокого давления, а также обогрева и мойки авиа и автотранспортной техники, разогрева промышленного, коммунального, бытового, водяного и газового оборудования.Все оборудование размещается на монтажной раме, прикрепленной к лонжеронам автомобиля и накрыто кунгом. В части кунга расположены: - паровой котёл, - вентилятор высокого давления, - насосы для закачки питательной воды и топлива в котёл. В задней части - емкости для воды и топлива. Кунг предохраняет оборудование от атмосферных осадков и пыли и имеет теплоизоляцию. Привод оборудования установки осуществляется от тягового двигателя автомобиля через трансмиссию. Управление работой установки – дистанционное, из кабины водителя. Исполнение возможно как базовое, климатическое так и с различными вариантами, согласно технического задания Заказчика. Это и исполнение на различные шасси УРАЛ, КРАЗ, КАМАЗ, и поставки навески под ключ без шасси, возможно изготовление ППУА стационарной — с использованием электропривода. -Производительность по пару 1600 кг/час. -Рабочее давление от 0,6 до 10 МПа. -Максимальная температура пара °C 310 -Топливо для парового котла дизельное -Время работы в автономном режиме при полной заправке цистерны час. 3,5 В установке используется хорошо зарекомендовавший себя плунжерный насос ПТ-32, который по сравнению с широко используемыми прочими насосами имеет ряд преимуществ: • более высокая производительность • работа на меньших оборотах, что в свою очередь увеличивает срок службы. • значительно низкий уровень шума при работе Возможно исполнение установки ППУА с использованием электропривода, с использованием природного газа в качестве топлива для парового котла. АДПМ 12/150 на шасси Урал  Предназначен для депарафинизации нефтяных скважин горячей нефтью при температуре окружающего воздуха от — 45°С до +40°С. Применяется на нефтепромыслах. При необходимости может использоваться для горячего водоснабжения в технических целях. Состоит из нагревателя нефти, насосов, вентилятора, трансмиссии, приборов КИП и автоматики, запорной, регулирующей, предохранительной арматуры, технологических, вспомогательных трубопроводов и всасывающих рукавов. Все механизмы и устройства расположены на монтажной раме, прикрепленной к лонжеронам шасси автомобилей КрАЗ-65101, УРАЛ-43203, УРАЛ-5557. Наличие вспомогательных трубопроводов дает возможность быстро подключить агрегат к скважине и емкости с нефтью. Агрегат легко запускается в работу, нефть нагревается до установленной температуры за 20 минут с момента пуска. Агрегат прост по конструкции, имеет хороший доступ к оборудованию и механизмам, единый пульт управления, удобен в эксплуатации.Агрегат АДМП 12/150 в основном соответствует промышленным аналогам на рынке, в настоящее время нами ведется определенная работа на модернизацию установки. Производительность по нефти мУч 12 Рабочее давление МПа 16 Температура нагрева нефти °C 150 Топливо для нагревателя дизельное Время работы в автономном режиме при полной заправке топливного бака час. 7,5 АДПМ 12/150 на шасси КамАЗ  Предназначен для депарафинизации нефтяных скважин горячей нефтью при температуре окружающего воздуха от — 45°С до +40°С. Применяется на нефтепромыслах. При необходимости может использоваться для горячего водоснабжения в технических целях. Состоит из нагревателя нефти, насосов, вентилятора, трансмиссии, приборов КИП и автоматики, запорной, регулирующей, предохранительной арматуры, технологических, вспомогательных трубопроводов и всасывающих рукавов. Все механизмы и устройства расположены на монтажной раме, прикрепленной к лонжеронам шасси автомобилей КрАЗ-65101, УРАЛ-43203, УРАЛ-5557. Наличие вспомогательных трубопроводов дает возможность быстро подключить агрегат к скважине и емкости с нефтью. Агрегат легко запускается в работу, нефть нагревается до установленной температуры за 20 минут с момента пуска. Агрегат прост по конструкции, имеет хороший доступ к оборудованию и механизмам, единый пульт управления, удобен в эксплуатации. Агрегат АДМП 12/150 в основном соответствует промышленным аналогам на рынке, в настоящее время нами ведется определенная работа на модернизацию установки. Производительность по нефти мУч 12 Рабочее давление МПа 16 Температура нагрева нефти °C 150 Топливо для нагревателя дизельное Время работы в автономном режиме при полной заправке топливного бака час. 7,5 АДПМ 12/150 - агрегат для депарафинизации скважин модернизированный  Нефть – является неотъемлемым продуктом жизнедеятельности практически всех транспортных средств и механизмов, так как служит не только топливом, но и смазочным материалом для них. Однако на сегодняшний день все больше мы встречаемся с трудно извлекаемыми запасами нефти. Среди множества задач решаемых при добыче нефтяных залежей, является проблема присутствия в нефти парафиновых смесей. Их содержание в нефти колеблется от 20 до 28%. Они хорошо растворяются в сырой нефти при температуре 40 градусов и более. Температура внутри пласта в как правило превышает отметку 40 градусов, и поэтому парафины в нефтяном пласте образуют гомогенный раствор. При извлечении нефти, понижается давление и уменьшается температура, ее растворяющая способность по отношению к парафинам уменьшается. Это приводит к пресыщению нефти парафином и происходит кристаллизация. Решение этой задачи призван осуществлять АДПМ – агрегат депарафинизации скважин модернизированный. С помощью агрегата АДПМ производится нагрев сырой нефти до температуры 150 градусов и под высоким давлением (порядка 16 МПа) подается обратно в устье скважины, где под температурным воздействием происходит плавление парафиновых отложений. Принцип работы агрегата АДПМ 12/150 заключается в следующем. Сырая нефть из автоцистерны с помощью насоса ПТ-50 подается под давлением в нагреватель (котел АДПМ), где происходит нагрев нефти до необходимой температуры. После чего нагретая нефть через магистральный трубопровод подается в скважину. Данный агрегат способен выдерживать работу при крайне суровых климатических условиях. АДПМ выпускается как на шасси КамАЗ, Урал и прочих, так и в санном и стационарном исполнении.АДПМ-12/150 предназначен для нагрева и нагнетания горячей нефти в скважины с целью удаления парафина, горячего водоснабжения в технических целях.4 4) Работа с БРВ Предназначен для распределения, измерения расхода и давления воды, закачиваемой в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления (ППД). В помещении блока размещены: - технологическое оборудование; - отопление; - освещение. На каждом напорном водоотводе установлены счетчики воды СВУ. БГ(БРВ) имеют различные модификации в зависимости от: - давления; - производительности; - количества подключаемых скважин. Блок состоит из основания и каркаса, закрытого снаружи трехслойными панелями с утеплителем. Помещения могут быть выполнены следующих раз-меров, мм: - длина основания L=2140, 3140, 4140; ширина основания = 2990; высота по-мещения H= 2640 (вариант 1) - длина основания L=5140; ширина основания =2990; высота помещения H= 2900, 2640 (вариант 2) - длина основания L=6000, 9000 ширина основания =3250; высота помещения H= 3975 (вариант 3) Технические характеристики Давление, МПа 16, 20, 25 Условный проход, мм 100, 80, 50 Количество подключаемых скважин, шт. 2-8 Климатическое исполнение ХЛ1 Категория помещения по НПБ 105-95 А Степень огнестойкости помещения IV Класс помещения блока по ПУЭ B-1a Для обозначения блоков с различными характеристиками приняты сле-дующие последовательные обозначения: БГ(БРВ) - Х(1) - Х (2)- Х(3)- Х(4) - Х(5) - Х (6)- Х(7) - Х (8)- Х (9)- Х(10) 1) 16, 20 - Номинальное давление, МПа (16 ,20) 2) 50, 80, 100, 150 - Условный проход труб на линии подачи воды в скважину, мм 3) 2, 3, 4, 5, 6, 8 - Количество выводов гребенки 4) С - Укрытие помещения из панелей "Сэндвич" (С) 5) Т - помещение с электрообогревом О - помещение без электрообогрева 6) Запорная арматура в составе: К - кран шаровой дроссельный КШД21x65 2/3 - две задвижки на линии подачи воды в скважину до и после счетчика 1/3 - задвижка на линии подачи воды в скважину до счетчика, кран шаровой дроссельный КШД после счетчика О - одна задвижка на линии подачи воды в скважину 7) В - с установленным счетчиком воды на каждой линии подачи воды в сква-жину: В(а) - условный проход выходных труб 50 мм -Метран-305ПР-50/50; ДРСМ-25А (в к-те со вторич. прибором), эл/магн расходомер "Взлет ППД" Ду=50 со вторич. прибором; В(б) условный проход выходных труб 50 мм -Метран-305ПР-50/50; ДРСМ-25А (без вторич. прибора), эл/магн расходомер "Взлет ППД" Ду=50 без вторич. прибора; В(в) условный проход выходных труб 100 мм -Метран-305ПР-100/50; Метран- 305ПР-100/120; Метран-305ПР-100/200, ДРСМ-25; ДРСМ-50; ДРСМ-200 (в к-те со вторич. прибором), эл/магн расходомер "Взлет ППД" Ду=80 со вторич. Прибором В(г) условный проход выходных труб 100 мм - Метран-305ПР-100/50; Метран-305ПР-100/120; Метран-305ПР-100/200; ДРСМ-25; ДРСМ-50; ДРСМ-200 (без вторич. прибора), эл/магн расходомер "Взлет ППД" Ду=80 без вторич. прибо-ра О - без счетчика воды (с катушкой под типоразмер счетчика) на каждой линии подачи воды в скважину 8) 1 - в комплекте с электровентилятором 2 - в комплекте с дефлектором 3 - в комплекте с дефлектором и электровентилятором 4 - в комплекте с дефлектором и электровентилятором, с установкой пожар-ной сигнализации 9) 0 - без преобразователя типа "Сапфир" 1 - с преобразователем типа "Сапфир" на коллекторе 10) 1 - с установленными техническими манометрами на каждой линии подачи воды в скважину 2 - с установленными электроконтактными манометрами на каждой линии по-дачи воды в скважину Пример обозначения: БГ - 16-100- 3-С-О-О-В-2-1-1 (Блок гребенки с рабочим давлением 16 МПа(п.1); условным проходом труб на линии подачи воды в скважину - 100 мм(п.2); на 3 скважины(п.3); С- с укрытием помещения из панелей "Сэндвич" (п.4); О -без электрообогрева(п.5); О - одна задвижка на линии подачи воды в скважину(п.6); В (Метран-305ПР-100/50)- с установленными счетчиками воды (типоразмер счетчика по производительности)(п.7); 2- в комплекте с дефлек-тором (п.8); 1 - с преобразователем типа "Сапфир" на коллекторе(п.9);1 - с установленными техническими манометрами(п.10)).  5) Работа по отбору проб Отбор проб из резервуаров - Перед отбором пробы из резервуара нефть и нефтепродукты отстаивают не менее 2 ч и удаляют отстой воды и загрязнений. -Для проверки удаления воды и загрязнений по требованию представителя заказчика пробуотбирают из сифонного крана, установленного в нижнее положение. -Пробу из резервуара с нефтепродуктом, находящимся под давлением свыше 1,96 кПа(200 мм вод. ст.), отбирают без разгерметизации резервуара. -Пробу нефти или нефтепродукта из резервуара с понтоном или плавающей крышей отбирают из перфорированной колонны. Отбор проб из вертикальных резервуаров -Для отбора объединенной пробы нефти или нефтепродукта в один прием применяют стационарные пробоотборники по ГОСТ 13196 или с перфорированной заборной трубкой (рисунок А.1). За нижнюю точку отбора пробы нефти принимают уровень нижнего среза приемо-раздаточного патрубка (хлопушки) по внутреннему диаметру, а при отборе пробы нефтепродукта — уровень на расстоянии 250 мм от днища резервуара. -Точечные пробы нефти и нефтепродуктов из вертикального цилиндрического или прямоугольного резервуара отбирают стационарным (рисунок А.2) или переносным пробоотборником (рисунки А.3—А.7) с трех уровней: - верхнего — на 250 мм ниже поверхности нефти или нефтепродукта; - среднего — с середины высоты столба нефти или нефтепродукта; - нижнего: для нефти — нижний срез приемо-раздаточного патрубка (хлопушки) по внутреннему диаметру, для нефтепродукта — на 250 мм выше днища резервуара. Для резервуара, у которого приемо-раздаточный патрубок находится в приемке, за нижний уровень отбора пробы нефти принимают уровень на расстоянии 250 мм от днища резервуара. Объединенную пробу нефти или нефтепродукта составляют смешением точечных проб верхнего,среднего и нижнего уровней в соотношении 1:3:1. - Точечные пробы из резервуара, в котором нефтепродукт смешивается, при проверке однородности нефтепродукта отбирают и анализируют отдельно. По требованию представителя заказчика точечные пробы нефтепродуктов отбирают через каждые 1000 мм высоты столба нефтепродукта. При этом точечные пробы верхнего и нижнего уровней отбирают . За начало отсчета первой точечной пробы принимают поверхность нефтепродукта. Объединенную пробу составляют смешением одинаковых по объему точечных проб. - Точечные пробы при высоте уровня нефти и нефтепродуктов в резервуаре не выше 2000 мм(или остаток после опорожнения) отбирают с верхнего и нижнего уровней .Объединенную пробу составляют смешением одинаковых по объему точечных проб верхнего инижнего уровней.При высоте уровня нефтепродукта менее 1000 мм (остаток после опорожнения) отбирают одну точечную пробу с нижнего уровня. Отбор проб из горизонтальных резервуаров -Точечные пробы нефти и нефтепродуктов из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм отбирают переносным пробоотборником с трех уровней: - верхнего — на 200 мм ниже поверхности нефти или нефтепродукта; - среднего — с середины высоты столба нефти или нефтепродукта; - нижнего — на 250 мм выше нижней внутренней образующей резервуара. Объединенную пробу составляют смешением точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении 1:6:1. - Точечные пробы нефти и нефтепродуктов из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром менее 2500 мм независимо от степенизаполнения, а также из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм, но заполненного до высоты, равной половине и менее диаметра, отбирают с двух уровней: с середины высоты столба жидкости и на 250 мм выше нижнейвнутренней образующей резервуара.Объединенную пробу составляют смешением точечных проб среднего и нижнего уровней в соотношении 3:1. При высоте уровня нефтепродукта менее 500 мм отбирают одну точечную пробу с нижнего уровня -Потребованию потребителя из горизонтального цилиндрического резервуара донную пробу нефтепродукта отбирают переносным металлическим пробоотборником (рисунки А.4 и А.5) Отбор проб из резервуаров траншейного типа - Точечные пробы нефтепродуктов из резервуара траншейного типа отбирают переносным пробоотборником с верхнего, среднего и нижнего уровней, соответствующих 0,93; 0,64; 0,21 объема нефтепродукта (отсчет снизу). Объединенную пробу составляют смешением точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении 1:3:3. - Точечные пробы из резервуара, заполненного нефтепродуктами с различной плотностью(расхождения более 2 кг/м3), отбирают с семи уровней, соответствующих 0,93; 0,78; 0,64; 0,50; 0,36; 0,21;0,07 объема нефтепродукта (отсчет снизу). Объединенную пробу составляют смешением одинаковых по объему точечных проб. Отбор проб из резино-тканевых резервуаров Точечную пробу нефтепродукта из резино-тканевого резервуара отбирают металлической или стеклянной трубкой илидюритовым шлангом с уровня, расположенного на высоте 50—60 мм от нижнего полотнища резервуара.  |