Файл: Задача практики научится работать геодезическими приборами. Самостоятельно и правильно выполнять топографогеодезические работы. За время практики учащиеся должны научиться правильно носить,.docx
Добавлен: 29.04.2024
Просмотров: 25
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Содержание
Введение…………………………………………………………………………...3
1 Основные методы контроля качества нефти при приеме в систему нефтепровода……………………………………………………………..……….4 1.1 Контролируемые показатели……………………………………………..… 4
1.2 Отбор проб…………………………………………………………………….9
1.3 Методы контроля…………………………………………………………….11
2Средства измерений, применяемые в системе учета и контроля качества нефти……………………………………………………………………………...14
2.1Приборы учета расхода нефти……………………………………………....14
2.2 Приборы для контроля качества нефти…….………………………………17
2.3 Приборы для измерения уровня нефти в резервуарах………………….…22
2.4Трубопоршневая поверочная установка …………………………………..25
2.5 Вспомогательное оборудование СИКН……………………………………26
3 Автоматизированное управление системой учета нефти ………………….30
3.1 Определение качества нефти с применением БИК………………………..30
3.2 Основные приборы и оборудование БИК …………………………………31
3.3 Требования обеспечения надежности измерений при работе………...…..32
Заключение……………………………………………………………………… 34
Список использованных источников ……………………………………….. 35
Введение
Практика является необходимым элементом обучения. В течение неё приобретаются и усовершенствуются навыки использования приборов, приобретается и расширяется практический опыт работы, связанной с вычислениями и обработкой данных, укрепляются и систематизируются знания, полученные в течение учебного года. Практика является испытанным и эффективным средством воспитания хороших специалистов.
Задача практики научится работать геодезическими приборами. Самостоятельно и правильно выполнять топографо-геодезические работы. За время практики учащиеся должны научиться правильно носить, устанавливать приборы, выполнять поверки, а так же выбирать место для установки реек, пикетных точек. Правильно распределять работу по времени, и обязанности между членами бригады. Все вычисления в полевых журналах, нужно производить аккуратно, быстро и внимательно.
Цель практики заключалась в приобретении и усвоении практических навыков, на базе ранее полученных в высшем учебном заведении теоретических знаний, в условиях производственно-хозяйственной деятельности предприятия в процессе самостоятельной работы. камеральный
1Основные методы контроля качества нефти при приеме в систему нефтепровода
1.1Контролируемые показатели единый
При приеме в систему магистральных нефтепроводов Российской Федерации качество нефти регламентируется ГОСТ Р 51858 и межгосударственным стандартом ГОСТ 31378 под общим названием «Нефть. Общие технические условия», в которых определены требования к качеству транспортируемой на НПЗ и экспорт нефти. Содержание свободного газа в нефти не допускается. В случае обнаружения в принимаемой нефти свободного газа прием нефти для транспортировки прекращается. По согласованию сдающей и принимающей нефть сторон допускается продолжать прием нефти, при этом на результат измерений количества нефти вводят поправку в соответствии с «Методикой введения поправки на результат измерений массы нефти при наличии свободного газа».
На территории России требования к нефти, подготовленной для транспортирования потребителям, в т.ч. нефтеперерабатывающим предприятиям, установлены в нормативном документе СТ РФ 1347-2005 «Нефть. Общие технические условия», который был разработан для реализации норм закона «О нефти». Этот документ гармонизирован с нормами и положениями ГОСТ Р 51858 и приведен в соответствии с климатическими условиями, нормативного обеспечения при поставках нефти по магистральным трубопроводам и другими видами транспорта.
Для проверки соответствия качества нефти требованиям действующих нормативных документов (ГОСТ, РД, особые условия, оговоренные в договорах между сторонами) проводятся приемосдаточные и периодические испытания. Приемосдаточные испытания для каждой партии нефти проводятся по следующим показателям:
- плотность;
- массовая доля серы;
- массовая доля воды;
- массовая концентрация хлористых солей;
- давление насыщенных паров (только при приеме и сдаче в системе трубопроводного транспорта).
При несоответствии любого из показателей требованиям указанных НД или разногласиях по этому показателю проводят повторные испытания той же пробы, если она отобрана из пробоотборника, установленного на потоке, или повторно отобранной пробы, если она отобрана из резервуара или другой емкости. Результаты повторных испытаний распространяют на всю партию.
Периодические испытания выполняют в сроки, согласованные принимающей и сдающей сторонами, но не реже 1-го раза в 10 дней по следующим показателям:
- массовая доля механических примесей;
- давление насыщенных паров (при приеме-сдаче между смежными предприятиями нефтепроводного предприятия);
- наличие сероводорода (или массовая доля сероводорода и легких меркаптанов при наличии в нефти сероводорода);
- содержание хлорорганических соединений;
При поставках на экспорт дополнительно определяются выход фракций и содержание парафинов
При несоответствии результатов периодических испытаний по любому из показателей требованиям ГОСТ испытания переводят в категорию приемосдаточных до получения положительных результатов не менее чем в трех партиях подряд.
При испытании нефти с целью контроля ее качества по нормируемым показателям, регламентируемым ГОСТ следует учитывать некоторые практические рекомендации по применению стандартизованных методов испытаний.
Важнейшими характеристиками сырой нефти являются: плотность, содержание серы, фракционный состав, а также вязкость и содержание воды, хлористых солей и механических примесей.
Плотность
Одно из главных свойств непереработанной нефти - это ее плотность, которая зависит от содержания тяжелых углеводородов, таких как смолы и парафины. Для ее выражения используется как относительная плотность, выраженная в г/см3, так и плотность, выраженная в единицах Американского института нефти - API, измеряемая в градусах.
Измерение плотности предусмотрено стандартами различных стран. По плотности можно ориентировочно судить об углеводородном составе нефти и нефтепродуктов, поскольку ее значение для углеводородов различных групп различно. Более высокая плотность указывает на большее содержание ароматических углеводородов, а более низкая - на большее содержание парафиновых углеводородов. Углеводороды нафтеновой группы занимают промежуточное положение. Таким образом, величина плотности до известной степени будет характеризовать не только химический состав и происхождение продукта, но и его качество. При характеристике плотности отдельных фракций нефти следует, прежде всего, отметить возрастание плотности с увеличением температуры кипения. Наиболее качественными и ценными являются легкие сорта нефти. Чем меньше плотность нефти, тем легче процесс ее переработки и выше качество получаемых из нее нефтепродуктов.
Содержание серы
По содержанию серы нефть в Европе и России подразделяют на малосернистую (до 0,60%), сернистую (0,61-1,8%), высокосернистую (1,81 – 3,50%) и особо высокосернистую (3,51% и выше), в США - на сладкую (до 0,5%), среднесладкую/ среднекислую (0,51-2%) и кислую (более 2%). Классификация, принятая в США, кажущаяся на первый взгляд необычной, имеет, однако, прямое отношение к вкусу. На заре добычи нефти в Пенсильвании, получаемый из нее керосин использовался в качестве лампового масла для освещения помещений. Керосин с большим содержанием серы давал отвратительный запах при сгорании, поэтому больше ценился керосин с низким содержанием серы, сладкий на вкус. Отсюда и произошла эта терминология.
Соединения серы в составе нефти, как правило, являются вредной примесью. Они токсичны, имеют неприятный запах, способствуют отложению смол, в соединениях с водой вызывают интенсивную коррозию металла. Особенно в этом отношении опасны сероводород и меркаптаны. Они обладают высокой коррозийной способностью, разрушают цветные металлы и железо. Поэтому их присутствие в товарной нефти недопустимо.
Фракционирование
Нефть является смесью нескольких тысяч химических соединений, большинство из которых - комбинация атомов углерода и водорода - углеводороды; каждое из этих соединений характеризуется собственной температурой кипения, что является важнейшим физическим свойством нефти, широко используемым в нефтеперерабатывающей промышленности. На каждой из стадий кипения нефти испаряются определенные соединения. Соединения, испаряющиеся в заданном промежутке температуры, называются фракциями, а температуры начала и конца кипения - границами кипения фракции или пределами выкипания. Таким образом, фракционирование - это разделение сложной смеси компонентов на более простые смеси или отдельные составляющие.
Фракции, выкипающие до 350°С, называют светлыми дистиллятами. Фракция, выкипающая выше 350°С, является остатком после отбора светлых дистиллятов и называется мазутом. Мазут и полученные из него фракции - темные. Названия фракциям присваиваются в зависимости от направления их дальнейшего использования.
Как правило, сырая нефть содержит следующие фракции:
Мазут – температура кипения свыше 430°C
Газойль - - « - 230-430°С
Керосин- - « - 160-230°С
Нафта - - « - 105-160°С
Бензин- - « - 32-105°С
Углеводородные газы- - « - менее 32°С
Различные нефти сильно отличаются по составу. В легкой нефти обычно больше бензина, нафты и керосина, в тяжелых - газойля и мазута. Наиболее распространены нефти с содержанием бензина 20-30%.
Содержание воды
При добыче и переработке нефть дважды смешивается с водой: при выходе с большой скоростью из скважины вместе с сопутствующей ей пластовой водой и в процессе обессоливания, т.е. промывки пресной водой для удаления хлористых солей. В нефти и нефтепродуктах вода может содержаться как в виде простой взвеси, тогда она легко отстаивается при хранении, так и в виде стойкой эмульсии, тогда приходится прибегать к специальным методам обезвоживания. Часть эмульсии улавливается ловушками, собирается и накапливается в земляных амбарах и нефтяных прудах, где из нее испаряются легкие фракции. Такие нефти получили название "амбарные". Они высокообводненные и смолистые, с большим содержанием механических примесей, трудно обезвоживаются.
Присутствуя в нефти, особенно с растворенными в ней хлористыми солями, вода осложняет ее переработку. При наличии воды в карбюраторном и дизельном топливе снижается их теплотворная способность, происходит засорение и закупорка частей двигателя автомобиля или авиалайнера. Кроме того, содержание воды в масле усиливает его склонность к окислению, ускоряет процесс коррозии металлических деталей, соприкасающихся с маслом.
Содержание механических примесей
Присутствие механических примесей в нефти объясняется условиями ее залегания и способами добычи. Механические примеси состоят из частиц песка, глины и других твердых пород, которые, оседая на поверхности воды, способствуют образованию нефтяной эмульсии. В отстойниках, резервуарах и трубах при подогреве нефти часть механических примесей оседает на дне и стенках, образуя слой грязи и твердого осадка. При этом уменьшается производительность оборудования, а при отложении осадка на стенках труб уменьшается их теплопроводность. Массовая доля механических примесей до 0,005% включительно оценивается как их отсутствие.
Вязкость
Вязкость определяется структурой углеводородов, составляющих нефть, т.е. их природой и соотношением, она характеризует возможность распыления и перекачивания нефти и нефтепродуктов: чем ниже вязкость жидкости, тем легче осуществлять ее транспортировку по трубопроводам, производить ее переработку. Особенно важна эта характеристика для определения качества масляных фракций, получаемых при переработке нефти и качества стандартных смазочных масел. Чем больше вязкость нефтяных фракций, тем больше температура их выкипания.
Наибольшей ценностью обладает легкая нефть с низким содержанием серы, воды, солей и механических примесей, а также с низкой вязкостью.
1.2 Отбор проб
Определение показателей качества нефти осуществляется при испытаниях проб, отобранных согласно требованиям ГОСТ 2517 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».
Для отбора проб применяют пробоотборники, тип которых зависит от характеристики нефти (от давления насыщенных паров), объекта, откуда отбирается проба [2].
Переносные пробоотборники для отбора проб нефти с заданного уровня емкости должны иметь крышки или пробки, обеспечивающие их герметичность и легко открывающиеся на заданном уровне.
