Отбор проб из вертикальных резервуаров

Выдержки из ГОСТ 2517-2012

 Методы отбора проб

 

Petroleum and petroleum products. Methods of sampling

Сведения о стандарте

 

1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным унитарным предприятием "Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии" (ФГУП "ВНИИР")

 

2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

 

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 24 октября 2012 г. N 52)

 

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 29 ноября 2012 г. N 1448-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 2517-2012 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 марта 2014 г.

 

5 ВЗАМЕН ГОСТ 2517-85

 

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

 

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает методы отбора проб нефти и нефтепродуктов из резервуаров, подземных хранилищ, нефтеналивных судов, железнодорожных и автомобильных цистерн, трубопроводов, бочек, бидонов и других средств хранения и транспортирования.

 

Настоящий стандарт не распространяется на сжиженные газы и нефтяной кокс замедленного коксования.

 

3 Аппаратура

3.1 Для отбора проб нефти и нефтепродуктов применяют пробоотборники, указанные в таблице 1 и приложении А.

 

Таблица 1

Характеристика нефти и нефтепродуктов	Хранилище, транспортное средство, тара	Аппаратура и инструмент для отбора проб
Нефтепродукты с давлением насыщенных паров 100 кПа (750 мм рт.ст.) и выше по ГОСТ 1756	Резервуары для хранения нефтепродуктов с повышенным давлением насыщенных паров, нефтеналивные суда, железнодорожные и автомобильные цистерны	Стационарные и переносные пробоотборники, позволяющие проводить герметичный отбор проб и обеспечивающие сохранность качества пробы   Пробоотборники типа ПГО по ГОСТ 14921 и другие пробоотборные сосуды под давлением
Нефть и нефтепродукты с давлением насыщенных паров ниже 100 кПа (750 мм рт.ст.) по ГОСТ 1756	Резервуары вертикальные цилиндрические, прямоугольные (постоянного сечения по высоте)	Стационарные пробоотборники:   - сниженный порционный с клапанами по ГОСТ 13196;   - с перфорированной заборной трубкой (см. рисунок А.1);   - для отбора точечных проб с трех уровней (см. рисунок А.2);   - краны на различных уровнях по высоте стенки резервуара (только для нефти).   Переносные пробоотборники:   - металлические (рисунки А.3-А.5);   - бутылка в металлическом каркасе (рисунок А.6);   - термостатический (см. рисунок А.7)
Нефть и нефтепродукты с давлением насыщенных паров ниже 100 кПа (750 мм рт.ст.) по ГОСТ 1756	Подземные хранилища в отложениях каменной соли, сооружаемые методом выщелачивания	Пробоотборные краны, установленные на продуктопроводе в оголовке подземного хранилища
	Подземные хранилища шахтного типа, сооружаемые в горных породах с положительной и отрицательной температурой; ледогрунтовые хранилища	Переносные пробоотборники (рисунок А.3) и бутылка в металлическом каркасе (рисунок А.6)
	Нефтеналивные суда, железнодорожные и автомобильные цистерны, резервуары траншейного типа и горизонтальные цилиндрические	Переносные пробоотборники, рекомендуемые для отбора проб из вертикальных цилиндрических и прямоугольных резервуаров
Нефть и нефтепродукты с давлением насыщенных паров ниже 100 кПа (750 мм рт.ст.) по ГОСТ 1756	Трубопроводы	Автоматические или ручные пробоотборники для отбора проб из трубопровода
	Бочки, бидоны, бутылки, банки	Пробоотборные трубки (рисунок А.8)
Жидкие нефтепродукты	Резино-тканевые резервуары	Стеклянные и металлические трубки, дюритовые шланги диаметром 9-12 мм
Мазеобразные нефтепродукты	Бочки, бидоны, барабаны, банки и др.	Щупы: винтообразный (рисунок А.9), с продольным вырезом (рисунок А.10), поршневой (рисунок А.11), прямой без выреза (рисунок А.12)
Твердые плавкие и неплавкие нефтепродукты	Бочки, ящики, мешки, вагоны для нефтебитума	Ножи, черпаки, лопаты, долота, зубила, колуны, топоры
Порошкообразные нефтепродукты	Мешки, пакеты, контейнеры	Щуп (рисунок А.13)

 

3.2 Переносные пробоотборники для отбора проб нефти и жидких нефтепродуктов с заданного уровня должны иметь крышки или пробки, обеспечивающие их герметичность и легко открывающиеся на заданном уровне.

 

3.3 Масса переносного пробоотборника должна быть достаточной, чтобы обеспечить его погружение в нефть или нефтепродукт.

 

3.4 Пробоотборник осматривают перед каждым отбором пробы. На нем не должно быть трещин. Пробки, крышки, прокладки не должны иметь дефектов, нарушающих герметичность пробоотборника.

 

Переносные пробоотборники, пробосборники, пробоприемники, трубки, щупы и т.д. перед отбором проб нефти и нефтепродуктов должны быть чистыми и сухими.

 

Инвентарь для отбора и хранения проб жидких нефтепродуктов после применения следует обработать моющим веществом или сполоснуть неэтилированным бензином; инвентарь для отбора и хранения проб нефти и мазеобразных нефтепродуктов после промывки растворителем следует промыть горячей водой до полного удаления остатков нефтепродуктов. Промытый инвентарь необходимо высушить и хранить в защищенном от пыли и атмосферных осадков месте.

 

Во избежание загрязнения переносные пробоотборники переносят в чехлах, футлярах или другой упаковке.

 

3.5 Пробоотборник ручного отбора проб из трубопровода должен содержать следующие основные узлы:

 

- пробозаборное устройство (рисунки А.14, А.15, А.15.1 и А.15.2);

 

- запорное устройство;

 

- пробосборник (пробоприемник).

 

Параметры пробозаборных трубок щелевого типа приведены в приложении Б.

 

3.5.1 Конструкция пробозаборного устройства должна быть достаточно прочной, чтобы выдерживать изгибающие моменты под влиянием максимальной скорости потока в трубопроводе, противостоять вибрации, а также создавать минимальное возмущение потока в трубопроводе.

 

3.5.2 Диаметр пробозаборной трубки, если пробозаборное устройство состоит из одной трубки, или наименьший диаметр пробозаборной трубки, если пробозаборное устройство состоит из нескольких трубок, должен быть:

 

- 6 мм - при кинематической вязкости пробы до 15 мм /с (15сСт) при температуре 20 °С;

 

- 12 мм - при кинематической вязкости пробы, равной и выше 15 мм /с (15 сСт) при температуре 20 °С.

 

Для обеспечения нормального режима работы насоса в контуре отбора проб диаметр пробозаборной трубки может быть увеличен.

 

3.5.3 В зависимости от привода запорного устройства применяют автоматические и ручные пробоотборники.

 

В ручном пробоотборнике запорное устройство представляет собой кран, служащий для перепуска пробы через пробозаборное устройство в пробосборник и приводимый в действие вручную.

 

3.5.4 В качестве пробосборника, предназначенного для накопления объединенной пробы при автоматическом отборе пробы, применяют сосуды под давлением (закрытые) и атмосферные сосуды (открытые) в зависимости от видов отбираемых нефти или нефтепродукта или выполняемого анализа.

 

3.5.4.1 Применяют сосуды под давлением трех видов:

 

1-го - с выравненным давлением (рисунок А.16);

 

2-го - с накоплением пробы вытеснением заполняющего их водного насыщенного раствора хлористого натрия (рассола);

 

3-го - с накоплением пробы вытеснением оставшегося в них воздуха.

 

3.5.4.2 Сосуды под давлением 1-го и 2-го видов должны иметь предохранительный клапан для сброса избыточного давления.

 

3.5.4.3 Атмосферный сосуд представляет собой емкость с одним отверстием и применяется для отбора проб нефти и нефтепродуктов с давлением насыщенных паров не более 40 кПа (300 мм рт.ст.). Сосуд с пробой должен герметично закрываться крышкой (пробкой).

 

3.5.4.4 Пробосборник изготовляют из материала, стойкого к воздействию отбираемых нефти или нефтепродукта в расчете на рабочую температуру и давление, в 1,5 раза превышающее рабочее давление.

 

3.5.4.5 В качестве пробоприемников, предназначенных для транспортирования и хранения пробы, используют пробосборники всех типов.

 

Соединительные трубки и клапаны контура отбора проб от точки отбора проб до пробосборника должны быть с минимальным числом изгибов, без расширений, карманов и других мест, в которых могут скапливаться механические примеси, вода и пары.

 

Все соединения и соединительные трубки должны быть герметичными.

 

3.6 Автоматический отбор проб осуществляется с помощью автоматических пробоотборников периодически через равные промежутки времени или в зависимости от скорости перекачивания.

 

3.6.1 При автоматическом отборе проб запорное устройство пробоотборника должно приводиться в действие с помощью электрического, электромагнитного или пневматического привода.

 

3.6.2 Для получения заданной пробы через определенные промежутки времени в схеме автоматического пробоотборника применяют регулятор, включающийся в работу одновременно с началом перекачивания.

 

3.6.3 Конструкция пробосборника для отбора проб легкоиспаряющейся нефти или нефтепродукта с давлением насыщенных паров более 40 кПа (300 мм рт.ст.) должна обеспечивать накопление пробы без контакта с воздухом и при том же давлении, что и в трубопроводе.

 

Схема отбора проб с применением такого пробосборника приведена на рисунке А.17.

 

Присоединение пробосборника к пробоотборной системе и его отсоединение от пробоотборной системы должно быть герметичным.

 

4 Методы отбора проб

4.1 Объем объединенной пробы устанавливается в нормативно-технической документации (НТД) на конкретную продукцию.

 

Отбор проб из резервуаров

 

4.2.1 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 пробу отбирают из сифонного крана, установленного в нижнее положение.

 

4.2.2 Пробу из резервуара с нефтепродуктом, находящимся под давлением свыше 1,96 кПа (200 мм вод.ст.), отбирают без разгерметизации резервуара.

 

4.2.3 Пробу нефти или нефтепродукта из резервуара с понтоном или плавающей крышей отбирают из перфорированной колонны.

 

Отбор проб из трубопровода

 

4.13.1 Общие требования

 

4.13.1.1 Пробу нефти или нефтепродукта из трубопровода отбирают стационарным пробоотборником. Схемы отбора проб из трубопровода приведены на рисунках А.18.1 и А.18.2. Пробозаборные трубки монтируют на корпусе диспергатора (рисунок А.19).

 

Параметры диспергатора приведены в приложении В.

 

4.13.1.2 Пробу из трубопровода отбирают только в процессе перекачивания при скорости жидкости на входе в пробозаборное устройство, равной средней линейной скорости жидкости в трубопроводе в том же направлении.

 

4.13.1.3 Допускается отбирать пробу при скорости жидкости на входе в пробозаборное устройство не менее половины или не более чем в два раза средней линейной скорости жидкости в трубопроводе.

 

4.13.1.4 Пробозаборное устройство устанавливают внутри трубопровода в однородном потоке (содержание воды, солей и механических примесей одинаково по поперечному сечению) жидкости на вертикальном или горизонтальном участке трубопровода при высокой линейной скорости движения жидкости, после насоса или перемешивающего устройства.

 

4.13.1.5 На вертикальном участке трубопровода пробозаборное устройство устанавливают в конце участка по направлению движения жидкости на расстоянии половины диаметра трубопровода до начала его изгиба, если участок трубопровода только восходящий или только нисходящий.

 

Пробозаборное устройство устанавливают в конце второго участка по направлению движения жидкости на расстоянии половины диаметра трубопровода до начала его изгиба, если трубопровод имеет восходящий и нисходящий вертикальные участки, расположенные рядом.

 

Длина только восходящего или только нисходящего вертикального участка трубопровода или суммарная длина вертикальных участков, расположенных рядом, должна быть не менее шести диаметров трубопровода.

 

4.13.1.6 На горизонтальном участке трубопровода узел выхода пробозаборного устройства располагают сверху.

 

4.13.1.7 На вертикальном или горизонтальном участке трубопровода, по которому течет однородный поток нефти или нефтепродукта, устанавливают пробозаборное устройство в виде одной трубки с загнутым концом независимо от диаметра трубопровода. Загнутый конец трубки располагают по оси трубопровода навстречу потоку (рисунок А.14).

 

4.13.1.8 При неоднородном потоке жидкости устанавливают вертикально по диаметру трубопровода пробозаборное устройство щелевого типа с одним или пятью отверстиями (рисунки А.15.1 и А.15.2), ориентированными навстречу потоку.

 

Допускается устанавливать пробозаборное устройство в виде пробозаборных трубок с загнутыми концами, направленными навстречу потоку:

 

- одна трубка - при диаметре до 100 мм;

 

- три трубки - при диаметре от 100 до 400 мм;

 

- пять трубок - при диаметре свыше 400 мм.

 

4.13.1.9 Пробозаборное устройство, состоящее из одной пробозаборной трубки с загнутым концом, устанавливают на вертикальном или горизонтальном участке трубопровода независимо от диаметра трубопровода. Загнутый конец трубки располагают по оси трубопровода навстречу потоку (рисунок А.14).

 

4.13.1.10 В пробозаборном устройстве из пяти трубок открытые загнутые концы трубок устанавливают по вертикальному сечению трубопровода (рисунок А.15) следующим образом:

 

- одну трубку диаметром - на оси трубопровода;

 

- две трубки диаметром - по обе стороны горизонтальной оси по вертикали на расстоянии 0,4 радиуса трубопровода;

 

- две трубки диаметром - по обе стороны горизонтальной оси по вертикали на расстоянии 0,8 радиуса трубопровода.

 

Соотношение диаметров трубок должно быть 6:10:13.

 

4.13.1.11 В пробозаборном устройстве из трех трубок открытые загнутые концы трубок устанавливают следующим образом:

 

- одну трубку - на оси трубопровода;

 

- две трубки - по обе стороны горизонтальной оси по вертикали на расстоянии 0,66 радиуса трубопровода.

 

Трубки должны быть одинакового диаметра.

 

4.13.1.12 При отборе проб нефтепродуктов, полученных смешением на потоке, пробозаборное устройство должно быть на расстоянии не менее 25 диаметров трубопровода вниз по потоку от места ввода последнего компонента, чтобы обеспечить перемешивание всех компонентов и получение пробы из однородного потока.

 

4.13.1.13 При отборе пробы подогретой высоковязкой нефти или нефтепродукта для предотвращения затвердевания необходимо обеспечить теплоизоляцию или обогрев пробоотборника и его соединений.

 

4.13.1.14 Пробоотборник располагают как можно ближе к пробозаборному устройству и заполняют пробой не более чем на 90% его вместимости.

 

4.13.1.15 Пробу легкоиспаряющейся нефти или нефтепродукта из пробосборника не переливают. Пробосборник отсоединяют и заменяют другим.

 

Пробу нефти или нефтепродукта с давлением насыщенных паров не более 40 кПа (300 мм рт.ст.) после тщательного перемешивания в плотно закрытом пробосборнике допускается переливать из пробосборника в пробоприемник с соответствующей этикеткой.

 

4.13.1.16 При присоединении пробосборника к трубопроводу или его отсоединении от трубопровода или переливании пробы в пробосборник не допускается загрязнение пробы.

 

4.13.1.17 Пробозаборное устройство щелевого типа состоит из стабилизатора (рисунок А.20) и пробозаборной трубки. Конструкция устройства с одним отверстием приведена на рисунке А.15.1, с пятью отверстиями - на рисунке А.15.2. Параметры стабилизатора рассчитывают согласно алгоритму, приведенному в приложении Г.

 

Диспергатор

 

Примечание - Параметры диспергатора указаны в приложении В.

 

1 - корпус; 2 - фланец; 3 - кавитирующая втулка; 4 и 5 - соответственно канавки и выступы; 6 - пробозаборная трубка

 

Рисунок А.19

Приложение Б

 (обязательное)

 Параметры пробозаборных трубок щелевого типа

Таблица Б.1 - Пробозаборная трубка с одним отверстием (рисунок А.15.1)

 

Размеры в миллиметрах

		при внутреннем диаметре пробозаборной трубки
		9, 10		12, 13		15, 16, 17, 18		21, 22	23, 24, 25				28, 29, 30		32, 33, 34, 35							38, 40, 42
		Условный диаметр трубопровода
		40	50	65	80	100	125	150	175	200	225	250	300	350	400	500	600	700	800	900	1000	1200	1400
1	4,0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
2	4,0	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3
3	1,3	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1
4	2,0	5	6	8	9	11	13	15	18	20	22	25	29	34	38	47	56	66	75	84	93	112	131
5	2,5	7	9	12	14	17	21	25	30	35	39	43	51	60	67	83	101	118	135	152	169	203	237
6	3,4	10	13	18	21	26	33	40	49	56	63	70	84	97	110	138	167	196	224	253	282	339	397
7	2,6	15	20	29	35	44	56	68	84	96	108	120	145	169	191	241	291	342	392	442	493	594	694
8	1,9	21	29	41	51	64	82	100	124	142	160	178	214	250	283	358	433	508	583	659	734	884	1035
9	1,1	27	37	54	67	84	108	132	164	188	212	236	284	332	376	475	575	675	775	875	975	1175	1375
Примечания   1 Допускаемое отклонение ширины отверстия 1 от расчетной - не более 0,1 мм, высоты:   0,2 мм - при 40 100;   0,4 мм - при 100 350;   0,8 мм - при 350 600;   1,5 мм - при 600 1400.   2 Допускается зазор между нижней точкой пробоотбора и нижней образующей трубопровода не более 5 мм.   3 Участки сопряжения верхних и нижних границ щелевого отверстия с боковыми границами допускается выполнять по линии с радиусом кривизны 0,2-1,0 ширины участков сопряжения указанных границ.

 

Таблица Б.2 - Пробозаборная трубка с пятью отверстиями (рисунок А.15.2)

 

Размеры в миллиметрах

Отверстие N (рисунок А.15.2)			при внутреннем диаметре пробозаборной трубки
			9, 10, 12, 13		15, 16, 17, 18					24, 25		30, 31, 32, 33				32, 33, 34				38, 40
			Условный диаметр трубопровода
			100	125	150	175	200	225	250	300	350	400	500	600	700	800	900	1000	1200	1400
Отверстие 1	1	4,0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	2	4,0	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3
	3	1,2	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1	3,1
	4	1,5	5	5	6	7	7	8	8	9	10	11	13	15	17	20	21	24	28	32
	5	1,9	8	10	11	13	15	16	18	21	24	27	33	39	45	52	58	64	77	89
	6	2,5	11	14	16	20	22	25	27	32	40	41	52	62	72	82	92	103	123	143
	7	3,3	16	20	24	29	33	36	40	48	55	62	78	93	109	125	141	156	188	219
Отверстие 1	8	3,3	25	31	37	45	52	58	65	77	90	102	129	153	176	202	227	252	303	354
	9	3,2	31	39	47	57	65	73	82	98	113	128	164	194	223	255	288	320	385	449
	10	3,0	37	46	56	68	78	88	99	118	137	155	198	235	270	309	349	388	466	544
Отверстие 1	11	2,9	43	55	66	81	93	104	117	140	162	184	235	279	321	368	414	461	554	648
	12	2,9	46	59	71	87	99	111	125	150	174	197	252	299	344	394	444	494	594	694
	13	2,8	49	62	76	92	105	118	133	159	185	210	269	319	367	420	474	527	634	740
Отверстие 1	14	2,8	59	75	91	110	125	141	159	190	220	250	321	381	438	502	566	629	757	884
	15	2,7	61	78	95	116	133	149	168	201	234	266	340	404	465	533	600	668	803	939
	16	2,6	64	82	99	123	141	158	178	213	247	281	360	427	492	563	635	707	850	993
Отверстие 1	17	2,6	80	104	125	154	176	198	223	268	311	354	453	538	619	710	800	890	1071	1252
	18	2,4	82	105	128	157	180	202	228	273	317	360	462	548	631	723	816	908	1092	1276
	19	2,3	85	109	132	160	183	206	232	278	323	367	471	559	643	737	831	925	1113	1301
Примечания   1 Допускаемое отклонение ширины отверстий 1 -1  от расчетной - не более 0,1 мм, высоты:   0,2 мм - при 40 100;   0,4 мм - при 100 350;   0,8 мм - при 350 600;   1,5 мм - при 600 1400.   2 Допускается зазор между нижней точкой пробоотбора и нижней образующей трубопровода не более 5 мм.   3 Участки сопряжения верхних и нижних границ щелевых отверстий с боковыми границами допускается выполнять по линии с радиусом кривизны 0,2-1,0 ширины участков сопряжения указанных границ.

 

 

 

Приложение В

 (обязательное)

 Параметры диспергатора

Параметры диспергатора в соответствии с рисунком А.19 указаны в таблице В.1.

 

Таблица В.1

 

В миллиметрах

40	15-20	3-5	25-30	9	3	6	200-220	1,8-2	50	5	5	0-5	0-5	3	23
50	25-30	3-5	35-40	9	3	6	200-220	1,8-2	50	5	5	0-5	0-5	3	23
Примечания   1 Допускается:   13 мм - при условном давлении в обводной линии не более 1,6 МПа;   17 мм - при условном давлении в обводной линии не более 4,0 МПа.   2 При диаметре обводной линии менее 40 мм для монтажа диспергатора на обводной линии устанавливают переходы на диаметр, равный .

 

 

 

Приложение Г

 (обязательное)

 Расчет параметров стабилизатора щелевого пробозаборного устройства

Расчет параметров поверхности стабилизатора (рисунок А.20) производится по точкам, проекция которых на плоскость является параболой второй степени с параметрами и ( 1,..., 11), мм, определяемыми по формулам:

 

- для трубопровода, условный диаметр которого равен или больше 350 мм:

 

(Г.1)

 

 

где - внутренний диаметр пробозаборной трубки, мм, индекс изменяется от 1 до 11;

- для трубопровода, условный диаметр которого меньше 350 мм:

 

(Г.2)

Примечания

 

1 Диаметр пробозаборной трубки выбирают в зависимости от диаметра трубопровода (приложение Б, табл.Б.1 и Б.2).

 

2 Высота стабилизатора (совпадающая со значением ) может отличаться от расчетной не более чем на 3 мм.

 

3 Допуск на шероховатость поверхности стабилизатора: 0,1 мм.

 

Примеры

 

1 Рассчитать параметры и поверхности стабилизатора при условном диаметре трубопровода, равном 700 мм, внутреннем диаметре пробозаборной трубки, равном 32 мм.