Відбір проб нафтопродукту з автоцистерни ДЕРЖСТАНДАРТ 2517. Велика енциклопедія нафти і газу

Дата введення 01.01.87

Цей стандарт встановлює методи відбору проб нафти та нафтопродуктів із резервуарів, підземних сховищ, нафтоналивних суден, залізничних та автомобільних цистерн, трубопроводів, бочок, бідонів та інших засобів зберігання та транспортування. Стандарт не поширюється на скраплені газита нафтовий кокс уповільненого коксування. Стандарт відповідає ІСО 3170-75 у частині відбору проб з бочок, барабанів, бідонів, банок, відбору донної проби з цистерн та вимог безпеки та ІСО 3171-75 у частині автоматичного відбору проб із трубопроводу. У стандарті використані терміни за ГОСТ 15895 та ГОСТ 26098.

1. АПАРАТУРА

1.1. Для відбору проб нафти та нафтопродукту застосовують пробовідбірники, зазначені у табл. 1 та додатку.

Таблиця 1

Характеристика нафти чи нафтопродукту	Сховище, транспортний засіб, тара	Апаратура та інструмент для відбору проб
Нафтопродукти з тиском насиченої пари 100 кПа (750 мм рт. ст.) і вище за ГОСТ 1756	Резервуари для зберігання нафтопродуктів з підвищеним тиском насиченої пари, нафтоналивні судна, залізничні та автомобільні цистерни	Стаціонарні та переносні пробовідбірники, що дозволяють проводити герметичний відбір проб та забезпечують безпеку якості проби Пробовідбірники типу ПГО за ГОСТ 14921 та інші пробовідбірні судини під тиском
	Резервуари вертикальні циліндричні, прямокутні (постійного перерізу по висоті)	Стаціонарні пробовідбірники: знижений порційний з клапанами за ГОСТ 13196-93; з перфорованою забірною трубкою (рис. 1); для відбору точкових проб із трьох рівнів (чорт. 2); крани різних рівнях по висоті стінки резервуара (лише нафти). Переносні пробовідбірники: металеві (чорт. 3 – 5); пляшка в металевому каркасі(чорт. 6); термостатичний (чорт. 7)
Нафта та нафтопродукти з тиском насиченої пари нижче 100 кПа (750 мм рт. ст.) згідно з ГОСТ 1756	Підземні сховища у відкладах кам'яної солі, що споруджуються методом вилуговування	Пробовідбірні крани, встановлені на продуктопроводі в оголовку підземного сховища
	Підземні сховища шахтного типу, що споруджуються у гірських породах з позитивною та негативною температурою; льодоґрунтові сховища	Переносні пробовідбірники (див. рис. 3) та пляшка в металевому каркасі (див. рис. 6)
	Нафтоналивні судна, залізничні та автомобільні цистерни, резервуари траншейного типу та горизонтальні циліндричні	Переносні пробовідбірники, рекомендовані для відбору проб із вертикальних циліндричних та прямокутних резервуарів
Нафта та нафтопродукти з тиском насичених парою нижче 100 кПа (750 мм рт. ст.) згідно з ГОСТ 1756	Трубопроводи	Автоматичні або ручні пробовідбірники для відбору проб із трубопроводу
	Бочки, бідони, пляшки, банки	Пробовідбірні трубки (чорт. 8)
Рідкі нафтопродукти	Гумотканинні резервуари	Скляні та металеві трубки, дюрітові шланги діаметром 9 - 12 мм.
Мазеподібні нафтопродукти	Бочки, бідони, барабани, банки та ін.	Щупи: гвинтоподібний (чорт. 9), з поздовжнім вирізом (чорт. 10), поршневий (чорт. 11), щуп прямий без вирізу (чорт. 12)
Тверді плавкі та неплавкі нафтопродукти	Бочки, ящики, мішки, вагони для нафтобітуму	Ножі, черпаки, лопати, долота, зубила, колуни, сокири
Порошкоподібні нафтопродукти	Мішки, пакети, контейнери	Щуп (чорт. 13)

1.2. Переносні пробовідбірники для відбору проб нафти та рідких нафтопродуктів із заданого рівня повинні мати кришки або пробки, що забезпечують їх герметичність і легко відкриваються на заданому рівні. 1.3. Маса переносного пробовідбірника має бути достатньою, щоб забезпечити його занурення у нафту чи нафтопродукт. 1.4. Пробовідбірник оглядають перед кожним відбором проби. На ньому не повинно бути тріщин. Пробки, кришки, прокладки не повинні мати дефектів, що порушують герметичність пробовідбірника. Переносні пробовідбірники, пробозбірники, пробоприймачі, трубки, щупи і т.д. перед відбором проб нафти чи нафтопродукту мають бути чистими та сухими. Інвентар для відбору та зберігання проб рідких нафтопродуктів після застосування слід обробити миючою речовиною або сполоснути неетильованим бензином; інвентар для відбору та зберігання проб нафти та мазеподібних нафтопродуктів після промивання розчинником слід промити гарячою водоюдо повного видаленнязалишків нафтопродуктів. Промитий інвентар необхідно висушити та зберігати у захищеному від пилу та атмосферних опадів місці. Щоб уникнути забруднення, переносні пробовідбірники переносять у чохлах, футлярах або іншій упаковці. 1.5. Пробовідбірник ручного відбору проб із трубопроводу повинен містити такі основні вузли: пробозабірний пристрій (чорт. 14, 15, 15а, 15б). Параметри пробозабірних трубок щілинного типу наведено у додатку 2. (Змінена редакція, Зм. № 1). 1.5.1. Конструкція пробозабірного пристрою повинна бути достатньо міцною, щоб витримувати згинальні моменти під впливом максимальної швидкості потоку в трубопроводі, протистояти вібрації, а також створювати мінімальне збурення потоку в трубопроводі. 1.5.2. Діаметр пробозбірної трубки, якщо пробозбірний пристрій складається з однієї трубки, або найменший діаметр пробозбірної трубки, якщо пробозбірний пристрій складається з декількох трубок, повинен бути: 6 мм - мрі кінематичної в'язкості нафти до 15 мм 2 /с (15 сСт) при температурі 20 ° З; 12 мм - при кінематичній в'язкості нафти, що дорівнює і вище 15 мм 2 /с (15 сСт) при температурі 20 ° С. Для забезпечення нормального режиму роботи насоса в контурі відбору проб діаметр пробозабірної трубки може бути збільшений. 1.5.3. Залежно від приводу запірного пристрою застосовують автоматичні та ручні пробовідбірники. Запірний пристрій є краном, що служить для перепуску проби через пробозабірний пристрій в пробозбірник і приводиться в дію вручну. 1.5.4. Як пробозбірник, призначений для накопичення об'єднаної проби при автоматичному відборі проби, застосовують судини під тиском (закриті) і атмосферні судини (відкриті) в залежності від виду нафти або нафтопродукту, що відбирається, або виконуваного аналізу. 1.5.4.1. Застосовують судини під тиском трьох видів: 1 – з вирівняним тиском (чорт. 16); 2 - з накопиченням проби витісненням водного насиченого розчину хлористого натрію (розсолу), що заповнює їх; 3 - з накопиченням проби витісненням повітря, що залишилося в них. 1.5.4.2. Судини під тиском 1-го та 2-го видів повинні мати запобіжний клапандля скидання надлишкового тиску. 1.5.4.3. Атмосферна судина є ємністю з одним отвором і застосовується для відбору проб нафти або нафтопродукту з тиском насиченої пари не більше 40 кПа (300 мм рт. ст.). Посудина з пробою повинна герметично закриватися кришкою (пробкою). 1.5.4.4. Пробозбірник виготовляють з матеріалу, стійкого до впливу нафти, що відбирається, або нафтопродукту в розрахунку на робочу температуруі тиск, що в 1,5 рази перевищує робоче. 1.5.4.5. Як пробоприймачі, призначені для транспортування та зберігання проби, використовують пробосборники всіх типів. Вимоги до пробозбірників повинні відповідати зазначеним у п. 1.5.4. Сполучні трубки та клапани контуру відбору проб від точки відбору проб до пробозбірника повинні бути з мінімальним числом вигинів, без розширень, кишень та інших місць, де можуть накопичуватися механічні домішки, вода та пари. Усі з'єднання та сполучні трубки повинні бути герметичними. 1.6. Автоматичний відбір проб здійснюється за допомогою автоматичних пробовідбірників періодично – через рівні проміжки часу – або залежно від швидкості перекачування. 1.6.1. При автоматичному відборі проби запірний пристрій пробовідбірника повинен приводитись у дію за допомогою електричного, електромагнітного або пневматичного приводів. 1.6.2. Для отримання заданої проби через певні проміжки часу у схемі автоматичного пробовідбірника застосовують регулятор, що входить у роботу одночасно з початком перекачування. 1.6.3. Конструкція пробозбірника для відбору проб нафти, що легко випаровується, або нафтопродукту з тиском насичених пар більше 40 кПа (300 мм рт. ст.) повинна забезпечувати накопичення проби без контакту з повітрям і при тому ж тиску, що і в трубопроводі. Схема відбору проб із застосуванням такого пробозбірника наведена на рис. 17. Приєднання та від'єднання пробозбірника до пробовідбірної системи має бути герметичним.

2. МЕТОДИ ВІДБОРУ ПРОБ

2.1. Обсяг об'єднаної проби встановлюється нормативно-технічної документації (НТД) на конкретну продукцію. 2.2. Відбір проб із резервуарів 2.2.1. Перед відбором проби з резервуару нафту та нафтопродукти відстоюють не менше 2 годин та видаляють відстій води та забруднень. Для перевірки видалення води та забруднень на вимогу представника замовника пробу відбирають із сифонного крана, встановленого в нижнє положення. 2.2.2. Пробу з резервуару з нафтопродуктом, який перебуває під тиском понад 1,96 кПа (200 мм вод. ст.), відбирають без розгерметизації резервуара. 2.2.3. Пробу нафти або нафтопродукту із резервуару з понтоном або плаваючим дахом відбирають із перфорованої колони. 2.3. Відбір проб з вертикальних резервуарів 2.3.1. Для відбору об'єднаної проби нафти та нафтопродуктів в один прийом застосовують стаціонарні пробовідбірники за ГОСТ 13196 або перфорованою забірною трубкою (див. рис. 1). За нижню точку відбору проби нафти приймають рівень нижнього зрізу приймально-роздавального патрубка (хлопавки) за внутрішнім діаметром, а при відборі проби нафтопродукту - рівень на відстані 250 мм від днища резервуара. 2.3.2. Точкові проби нафти або нафтопродукту з вертикального циліндричного або прямокутного резервуара відбирають стаціонарним (див. рис. 2) або переносним пробовідбірником з трьох рівнів: верхнього - на 250 мм нижче поверхні нафти або нафтопродукту; середнього – з середини висоти стовпа нафти чи нафтопродукту; нижнього: для нафти - нижній зріз приймально-роздавального патрубка (хлопавки) за внутрішнім діаметром, для нафтопродукту - на 250 мм вище днища резервуара. Для резервуара, у якого приймально-роздавальний патрубок перебуває у прийманні, за нижній рівень відбору проби нафти приймають рівень з відривом 250 мм від днища резервуара. Об'єднану пробу нафти або нафтопродукту складають змішуванням точкових проб верхнього, середнього та нижнього рівнів у співвідношенні 1:3:1. 2.3.3. Точкові проби з резервуара, в якому нафтопродукт компаундується, під час перевірки однорідності нафтопродукту відбирають за п. 2.3.2 та аналізують окремо. На вимогу представника замовника точкові проби нафтопродукту відбирають через кожні 1000 мм висоти стовпа нафтопродукту, причому точкові проби верхнього і нижнього рівнів відбирають за п. 2.3.2. За початок відліку першої 1000 мм беруть поверхню нафтопродукту. Об'єднану пробу складають змішуванням однакових за обсягом точкових проб. 2.3.4. Точкові проби при висоті рівня нафти або нафтопродукту в резервуарі не вище 2000 мм (або залишок після випорожнення) відбирають із верхнього та нижнього рівнів за п. 2.3.2. Об'єднану пробу складають змішуванням однакових за обсягом точкових проб верхнього та нижнього рівнів. При висоті рівня нафтопродукту менше 1000 мм (залишок після випорожнення) відбирають одну точкову пробу з нижнього рівня п. 2.3.2. 2.4. Відбір проб з горизонтальних резервуарів 2.4.1. Точкові проби нафти або нафтопродукту з горизонтального циліндричного резервуару діаметром понад 2500 мм відбирають переносним пробовідбірником з трьох рівнів: верхнього - на 200 мм нижче поверхні нафти або нафтопродукту; середнього – з середини висоти стовпа нафти чи нафтопродукту; нижнього - на 250 мм вище нижньої внутрішньої утворюючої резервуару. Об'єднану пробу складають змішуванням точкових проб верхнього, середнього та нижнього рівнів у співвідношенні 1:6:1. 2.4.2. Точкові проби нафти або нафтопродукту з горизонтального циліндричного резервуара діаметром менше 2500 мм незалежно від ступеня заповнення, а також горизонтального циліндричного резервуара діаметром більше 2500 мм, але заповненого до висоти, що дорівнює половині діаметра і менше, відбирають з двох рівнів: з середини висоти стовпа рідини і на 250 мм вище нижньої внутрішньої утворюючої резервуару. Об'єднану пробу складають змішуванням точкових проб середнього та нижнього рівнів у співвідношенні 3:1. При висоті рівня нафтопродукту менше 500 мм відбирають одну точкову пробу з нижнього рівня п. 2.4.1. 2.4.3. На вимогу споживача з горизонтального циліндричного резервуара донну пробу нафтопродукту відбирають переносним металевим пробовідбірником (див. рис. 4 та 5). 2.5. Відбір проб із резервуарів траншейного типу 2.5.1. Точкові проби нафтопродукту з резервуару траншейного типу відбирають переносним пробовідбірником з верхнього, середнього та нижнього рівнів, що відповідають 0,93; 0,64; 0,21 обсягу нафтопродукту (відлік знизу). Об'єднану пробу складають змішуванням точкових проб верхнього, середнього та нижнього рівнів у співвідношенні 1:3:3. 2.5.2. Точкові проби з резервуару, заповненого нафтопродуктами з різною щільністю (розбіжності більше 2 кг/м 3), відбирають із семи рівнів, що відповідають 0,93; 0,78; 0,64; 0,50; 0,36; 0,21; 0,07 обсягу нафтопродукту (відлік знизу). Об'єднану пробу складають змішуванням однакових за обсягом точкових проб. 2.6. Відбір проб з гумовотканинних резервуарів Точкову пробу нафтопродукту з гумовотканинного резервуара відбирають металевою або скляною трубкою або дюритовим шлангом з рівня, розташованого на висоті 50-60 мм від нижнього полотнища резервуара. 2.7. Відбір проб із підземних сховищ шахтного типу, споруджуваних у гірських породах з позитивною та негативною температурою Відбір точкових проб нафти або нафтопродукту із підземних сховищ шахтного типу здійснюють через вертикальний ствол; рівні відбору та складання об'єднаної проби - відповідно до п. 2.4. Об'єднану пробу з підземного сховища, що має кілька вертикальних стволів, складають змішуванням однакових за обсягом об'єднаних проб кожного ствола. 2.8. Відбір проб із підземних сховищ у відкладеннях кам'яної солі, споруджуваних методом вилуговування 2.8.1. Пробу нафти чи нафтопродукту з підземного сховища відбирають із пробовідбірного крана, встановленого на трубопроводі в оголовку підземного сховища, перекачуючи частину продукту наземний резервуар. Для цього попередньо промивають міжтрубний простір між колонами, заповненими розсолом і нафтою (нафтопродуктом), перекачуванням нафти або нафтопродукту наземний резервуар в об'ємі, що дорівнює п'яти обсягам міжтрубного простору. Точкову пробу відбирають наприкінці промивання. 2.9. Відбір проб із льодоґрунтових сховищ 2.9.1. Відбір точкових проб та складання об'єднаної проби нафтопродукту з льодогрунтового сховища проводять відповідно до пп. 2.3 чи 2.4 залежно від геометричної форми сховища. 2.10. Відбір проб із наливних суден 2.10.1. Точкові проби з танка наливного судна з висотою рівня нафти або нафтопродукту понад 3000 мм відбирають переносним пробовідбірником з трьох рівнів: верхнього - на 250 мм нижче за поверхню нафти або нафтопродукту; середнього – з середини висоти стовпа нафти чи нафтопродукту; нижнього - на 250 мм вище днища танка. Об'єднану пробу складають змішуванням точкових проб верхнього, середнього та нижнього рівнів у співвідношенні 1:3:1. 2.10.2. Точкові проби з танка наливного судна з висотою рівня нафти чи нафтопродукту 3000 мм менш відбирають із двох рівнів: середнього - з середини висоти стовпа нафти чи нафтопродукту; нижнього - на 250 мм вище днища танка. Об'єднану пробу складають змішуванням точкових проб середнього та нижнього рівнів у співвідношенні 3:1. 2.10.3. Якщо судно завантажене одним видом нафти або нафтопродуктом однієї марки, об'єднану пробу складають змішуванням об'єднаних проб кожного танка місткістю 1000 м 3 і більше і не менше 25% числа всіх танків місткістю менше 1000 м 3 включаючи танки, які завантажуються на початку і в кінці наливу . Об'єднану пробу для судна складають змішуванням об'єднаних проб з окремих танків пропорційно обсягу продукту кожному з цих танків. 2.10.4. Якщо наливне судно завантажене нафтою різних видівабо нафтопродуктами різних марок, об'єднані проби складають по кожній групі танків з нафтою окремого виду або нафтопродуктом окремої марки аналогічно до складання об'єднаної проби для судна відповідно до п. 2.10.3. 2.10.5. Об'єднану пробу для судна або групи танків з нафтою або нафтопродуктом, призначеним для експорту, тривалого зберігання або представника замовника, складають із об'єднаних проб кожного танка відповідно до п. 2.10.3. 2.10.6. Якщо судно послідовно завантажується по одному трубопроводу нафтою різних видів або нафтопродуктами різних марок, додатково відбирають у пунктах наливу точкові проби і складають окремо об'єднану пробу для танка, з якого починається налив нафти кожного виду або нафтопродукту кожної марки. 2.10.7. Об'єднану пробу залишку нафти чи нафтопродукту для судна чи групи танків становлять точкових проб, відібраних із середини висоти залишку від 25 % всіх танків, змішуванням пропорційно обсягу нафти чи нафтопродукту кожному з цих танків. При завантаженні судна нафтою або нафтопродуктом, призначеними для експорту або представника замовника, об'єднану пробу залишку для судна або групи танків складають із точкових проб, відібраних з кожного танка, пропорційно змішуванням обсягу нафти або нафтопродукту в кожному танку. 2.11. Відбір проб із залізничних та автомобільних цистерн та вагонів для нафтобітуму 2.11.1. Точкову пробу із залізничної або автомобільної цистерни відбирають переносним пробовідбірником з рівня, розташованого на висоті 0,33 діаметра цистерни від нижньої внутрішньої твірної. Донну пробу нафтопродукту чи нафти відбирають переносним металевим пробовідбірником (див. рис. 4, 5). 2.11.2. Точкові проби для кількох цистерн з нафтою одного виду або нафтопродуктом однієї марки відбирають за п. 2.11.1 з кожної четвертої цистерни, але не менше ніж із двох цистерн. У цьому випадку об'єднану пробу складають змішуванням точкових проб пропорційно до обсягів нафти або нафтопродукту в цистернах, з яких відібрані проби. 2.11.3. При наливі по одному трубопроводу нафтопродуктів різних марокточкові проби з цистерн, з яких розпочинався налив нафтопродуктів кожної марки, відбирають та аналізують окремо. 2.11.4. Точкові проби нафтопродукту, призначеного для експорту, тривалого зберігання або Міністерства оборони, відбирають із кожної цистерни відповідно до п. 2.11.1. Об'єднану пробу для цистерн, що відправляються в один пункт призначення, складають змішуванням точкових проб пропорційно до обсягу продукту в цистернах. 2.11.5. З вагона для нафтобітуму відбирають одну точкову пробу з поверхні бітуму будь-якого бункера. Об'єднану пробу для кількох вагонів складають змішуванням однакових за обсягом точкових проб кожного вагона. 2.12. Порядок відбору проб нафти чи нафтопродукту із резервуарів, підземних сховищ, транспортних засобів стаціонарним та переносним пробовідбірниками 2.12.1. Перед відбором проби із пробовідбірної системи стаціонарного пробовідбірника зливають в іншу судину рідину, яка не повинна входити до проби. Об'єм рідини, що зливається, повинен бути не менше двох обсягів пробовідбірної системи стаціонарного пробовідбірника. 2.12.2. З вертикальних, горизонтальних, траншейного типу резервуарів, танків наливних суден, залізничних та автомобільних цистерн, підземних сховищ шахтного типу, льодогрунтових сховищ пробу нафти або нафтопродукту відбирають переносним пробовідбірником таким чином: вимірюють рівень нафти або нафтопродукту; розраховують рівні відбору точкових проб; опускають закритий пробовідбірник до заданого рівня так, щоб отвір, через який відбувається його заповнення, знаходилося на цьому рівні; відкривають кришку або пробку, заповнюють пробовідбірник та піднімають його. Проби з кількох рівнів послідовно відбирають зверху вниз. 2.12.3. Донну пробу з резервуару або транспортного засобувідбирають наступним чином: пробовідбірник (див. рис. 4) опускають, встановлюють на днищі резервуара або транспортного засобу, виймають пробку зі штуцера і витримують до заповнення пробою. Заповнений пробовідбірник піднімають та зливають пробу в пробоприймач; пробовідбірник (див. рис. 5) опускають на днище резервуара чи транспортного засобу. При торканні про дно шток піднімається, і в щілину починає надходити нафта або нафтопродукт. Пробовідбірник витримують у цьому положенні до його заповнення, пробою, піднімають та переливають її в пробоприймач. 2.12.4. Пробу нафтопродукту із сифонного крана відбирають переносним пробовідбірником (див. рис. 3). 2.12.5. При вимірюванні температури та щільності нафти або нафтопродукту пробовідбірник витримують на заданому рівні до початку заповнення не менше 5 хв. Допускається замість витримки термостатичного пробовідбірника протягом 5 хв обполіскувати його нафтою або нафтопродуктом, відібраним з рівня, на якому повинна бути виміряна температура або густина. 2.12.6. Пляшку з відібраною пробою нафтопродукту, що легко випаровується, з нормованим тиском насичених парів виймають з каркаса, герметично закупорюють, а для відбору наступної проби вставляють суху чисту пляшку. 2.12.7. При складанні об'єднаної проби кожну точкову пробу перемішують, беруть необхідний об'єм і зливають в один посуд. Об'єднану пробу становлять відразу після відбору проб. 2.13. Відбір проб із трубопроводу 2.13.1. Загальні вимоги 2.13.1.1. Пробу нафти чи нафтопродукту з трубопроводу відбирають стаціонарним пробовідбірником. Схеми відбору проб із трубопроводу наведені на рис. 18а та 18б. Пробозабірні трубки монтують на корпусі диспергатора (чорт. 19). Параметри диспергатора наведено у додатку 3. 2.13.1.2. Пробу з трубопроводу відбирають тільки в процесі перекачування при швидкості рідини на вході в пробозабірний пристрій, середньої рапівної лінійної швидкості рідини в трубопроводі в тому ж напрямку. 2.13.1.3. Допускається відбирати пробу при швидкості рідини на вході в пробозбірний пристрій не менше половини або не більшої ніж у два рази середньої лінійної швидкості рідини у трубопроводі. 2.13.1.4. Пробозабірний пристрій встановлюють усередині трубопроводу в однорідному потоці (вміст води, солей і механічних домішок однаково поперечному перерізу) рідини на вертикальній або горизонтальній ділянці трубопроводу при високій лінійній швидкості руху рідини, після насоса або пристрою, що перемішує. 2.13.1.5. На вертикальній ділянці трубопроводу пробозабірний пристрій встановлюють наприкінці ділянки по напрямку руху рідини на відстані половини діаметра трубопроводу до початку його вигину, якщо ділянка трубопроводу тільки висхідний або низхідний. Пробозабірний пристрій встановлюють наприкінці другої ділянки у напрямку руху рідини на відстані половини діаметра трубопроводу до початку його вигину, якщо трубопровід має висхідний і низхідний вертикальні ділянки, розташовані поруч. Довжина тільки висхідного або тільки низхідного вертикальної ділянкитрубопроводу або сумарна довжина вертикальних ділянок, розташованих поруч, має бути не менше шести діаметрів трубопроводу. 2.13.1.6. На горизонтальній ділянці трубопроводу вузол виходу пробозбірного пристрою розміщують зверху. 2.13.1.7. На вертикальній або горизонтальній ділянці трубопроводу, яким тече однорідний потік нафти або нафтопродукту, встановлюють пробозабірний пристрій у вигляді однієї трубки із загнутим кінцем незалежно від діаметра трубопроводу. Загнутий кінець трубки розташовують по осі трубопроводу назустріч потоку (чорт. 14). 2.13.1.8. При неоднорідному потоці рідини встановлюють вертикально діаметром трубопроводу пробозабірний пристрій щілинного типу з одним або п'ятьма отворами (див. рис. 15а, 15 б), орієнтованими назустріч потоку. Допускається встановлювати пробозабірний пристрій у вигляді пробозабірних трубок із загнутими кінцями, спрямованими назустріч потоку: одна – при діаметрі до 100 мм; три – при діаметрі від 100 до 400 мм; п'ять – при діаметрі понад 400 мм. (Нова редакція, Змін. №1). 2.13.1.9. Пробозабірний пристрій, що складається з однієї пробозабірної трубки, встановлюють відповідно до п. 2.13.1.7. 2.13.1.10. У пробозабірному пристрої з п'яти трубок відкриті загнуті кінці трубок встановлюють вертикальним перерізом трубопроводу (чорт. 15) наступним чином: одну трубку діаметром d 1 – на осі трубопроводу; дві трубки діаметром d 2 - з обох боків горизонтальної осі по вертикалі на відстані 0,4 радіуса трубопроводу; дві трубки діаметром d 3 - з обох боків горизонтальної осі по вертикалі на відстані 0,8 радіуса трубопроводу. Співвідношення діаметрів трубок d 1 : d 2 : d 3 має бути 6:10:13. 2.13.1.11. У пробозбірному пристрої з трьох трубок відкриті загнуті кінці трубок встановлюють наступним чином: одну трубку - на осі трубопроводу; дві трубки - з обох боків горизонтальної осі по вертикалі на відстані 0,66 радіуса трубопроводу. Трубки мають бути однакового діаметра. 2.13.1.12. При відборі проб нафтопродуктів, отриманих змішуванням на потоці, пробозабірний пристрій повинен бути на відстані не менше 25 діаметрів трубопроводу вниз потоком від місця введення останнього компонента, щоб забезпечити перемішування всіх компонентів та отримання проби з однорідного потоку. 2.13.1.13. При відборі проби підігрітої високов'язкої нафти або нафтопродукту для запобігання затвердінню необхідно забезпечити теплоізоляцію або обігрів пробовідбірника та його сполук. 2.13.1.14. Пробовідбірник мають у своєму розпорядженні якомога ближче до пробозабірного пристрою і заповнюють пробою не більше ніж на 90% його місткості. 2.13.1.15. Пробу нафти, що легко випаровується, або нафтопродукту з пробозбірника не переливають. Пробозбірник від'єднують та замінюють іншим. Пробу нафти та нафтопродукту з тиском насиченої пари не більше 40 кПа (300 мм рт. ст.) після ретельного перемішування в щільно закритому пробозбірнику допускається переливати з пробозбірника в пробоприймач з відповідною етикеткою. 2.13.1.16. При приєднанні чи від'єднанні пробозбірника або переливанні проби в пробозбірник не допускається забруднення проби. 2.13.1.17. Пробозабірний пристрій щілинного типу складається із стабілізатора (чорт. 20) та пробозабірної трубки. Конструкція пристрою з одним отвором наведена на рис. 15а, з п'ятьма отворами - на чорт. 15б. Параметри стабілізатора розраховують згідно з алгоритмом (додаток 4). 2.13.2. Автоматичний відбір проб із трубопроводу 2.13.2.1. Об'єднана проба складається автоматично із точкових проб, об'єм яких встановлюють від 1 до 10 см 3 . Мінімальна кількість точкових проб має бути не менше 300. Обсяг та кількість точкових проб визначаються часом та обсягом перекачування. Об'єм об'єднаної проби повинен бути не менше 3000 см 3 . Регулятор автоматичного пробовідбірника має бути опломбований. 2.13.1.2.2. Для відбору проби автоматичним пробовідбірником необхідно забезпечити постійний рух частини нафти або нафтопродукту, що перекачується через пробозабірний пристрій по обвідній лінії від основного трубопроводу (по контуру відбору проб). Пробу відбирають із контуру відбору проб без припинення цього руху. 2.13.2.3. При відборі проб нафти або нафтопродукту автоматичним пробовідбірником має бути передбачено також ручний відбір проб із контуру відбору (чорт. 18). За відсутності руху по контуру відбору пробу відбирають після зливу нафти або нафтопродукту в іншу посудину в об'ємі, що дорівнює триразовому обсягу нафти або нафтопродукту, що заповнює всю пробовідбірну систему до крана, з якого виробляється злив проби. 2.13.3. Ручний відбір проб нафти або нафтопродукту із трубопроводу 2.13.3.1. Ручним пробовідбірником відбирають лише точкову пробу. 2.13.3.2. Точкові проби відбирають через рівні обсяги перекачування нафти або нафтопродукту або через проміжки часу. 2.13.3.3. При продуктивності перекачування трохи більше 500 м 3 /год точкові проби відбирають через кожні 500 м 3 . Об'єднану пробу складають змішуванням однакових за обсягом точкових проб. 2.13.3.4. При продуктивності перекачування понад 500 м 3 /год точкові проби відбирають не рідше, ніж через кожну годину. Об'єднану пробу складають змішуванням точкових проб, пропорційних обсягу нафти або нафтопродукту, що за цей час перекачується. 2.13.3.5. При періодичних перекачування проби відбирають за пп. 2.13.3.2-2.13.3.4, але не менше трьох точкових проб через рівні обсяги перекачування або рівні інтервали часу. 2.13.3.6. Точкову пробу нафти або нафтопродукту, що легко випаровується, відбирають герметично в пробовідбірник. закритого типуза п. 1.5.4. При застосуванні пробоприймача з вирівняним тиском підключають його до пробовідбірного крана, створюють необхідний протитиск, плавно заповнюють пробою, закривають вентилі на пробоприймачі, потім пробовідбірний кран і від'єднують пробоприймач. Пробоприймач, що застосовується з розсолом перед відбором проби, повністю заповнюють розсолом та закривають вентилі. Температура розсолу повинна бути не вищою за температуру відбирається нафти або нафтопродукту. З'єднують кран або вентиль пробоприймача з краном для зливу проби на трубопроводі та відкривають усі вентилі на вхідній стороні пробоприймача. Відкривають донний або вихідний вентиль плавно, щоб розсіл повільно витіснявся пробою, що входить у пробоприймач. Регулюють потік так, щоб тиск у пробоприймачі та трубопроводі були рівними. Закривають вихідний вентиль, як тільки нафта або нафтопродукт почне виходити з отвору пробоприймача, потім послідовно закривають вхідний вентиль пробоприймача і кран для зливу проби на трубопроводі і від'єднують пробоприймач. Пробоприймач із накопиченням проби витісненням повітря встановлюють вертикально і приєднують до пробовідбірного крана через нижній вентиль. Відкривають вентилі на пробоприймачі, потім пробовідбірний кран і пропускають через пробоприймач нафту або нафтопродукт, що відбирається в триразовому обсязі пробоприймача. Наприкінці промивання закривають вентилі на пробоприймачі, пробовідбірний кран і від'єднують пробоприймач. При відборі проби нафти і нафтопродукту визначення вмісту води та солей застосовують пробоприймачі з накопиченням проби витісненням повітря. Як пробоприймач із застосуванням розсолу або повітря використовують пробовідбірник типу ПГО за ГОСТ 14921. При тиску насичених парів нафти або нафтопродукту не більше 67 кПа (500 мм рт. ст.) допускається застосовувати пляшку з двома трубками в пробці. 2.13.3.7. Пробу нафти або нафтопродукту з тиском насиченої пари не більше 40 кПа (300 мм рт. ст.) допускається відбирати в посудину відкритого типу. Регулюють кран для зливу на трубопроводі так, щоб з нього випливав безперервний рівномірний струмінь, який направляють у пробоприймач трубкою, що доходить до його днища. 2.13.4. Відбір проб нафти та нафтопродуктів із трубопроводів для аналізу потоковими автоматичними приладами (аналізаторами якості) 2.13.4.1. Пробу нафти або нафтопродукту відбирають пробозабірним пристроєм щілинного типу або у вигляді пробозабірних трубок із загнутими кінцями відповідно до п. 2.13.1.8. Пробозабірний пристрій обох типів повинен забезпечити витрату нафти, необхідну для роботи аналізатора якості. (Нова редакція, Изм. № 1). 2.13.4.2. При застосуванні аналізатора якості безперервної дії показники якості нафти або нафтопродукту визначаються миттєво при безперервному прокачуванні проби через пробозбірний пристрій. При застосуванні аналізатора якості дискретного впливу показники якості нафти чи нафтопродукту визначаються за певний проміжок часу. 2.13.4.3. Аналізатор якості слід встановлювати після насоса та диспергатора (рис. 18а) та після насоса (рис. 18б) у контурі. (Змінена редакція, Зм. № 1, поправка). 2.13.4.4. При виборі та встановленні аналізатора якості, відборі та аналізі проби нафти або нафтопродукту повинні бути виконані такі вимоги: відбір проб нафти або нафтопродукту повинен відповідати п. 2.13.1; показники якості нафти або нафтопродукту повинні визначатися при параметрах основного потоку, які можуть вплинути на ці показники (температура, тиск, швидкість). У разі невиконання цих умов на результат вимірювання повинні бути введені відповідні зміни. 2.14. Відбір проб нафтопродуктів із бочок, бідонів, каністр та іншої транспортної тари 2.14.1. Від одиниці транспортної тари відбирають одну точкову пробу нафтопродукту. Об'єднану пробу упакованого нафтопродукту складають змішуванням точкових проб, відібраних відповідно до табл. 2.

Таблиця 2

Кількість тари п	Кількість точкових проб т	Кількість тари п	Кількість точкових проб т
Від 1 до 3 увімкн.		Від 1729 до 2197 включ.
4 64		2198 2744
65 125		2745 3375
126 216		3376 4096
217 343		4097 4913
344 512		4914 5832
513 729		5833 6859
730 1000		6860 8000
1001 1331
1332 1728		Понад 8000

* Значення округляють до цілих чисел. 2.14.2. Відбір проб проводять у місці, захищеному від пилу та атмосферних опадів. Рідкий нафтопродукт перед відбором проби з тари перемішують. Вміст бочки необхідно перемішати перекочуванням протягом 5 хв. Вміст бідона, банки, сулії перемішують протягом 5 хв ретельним струшуванням або з допомогою спеціальної мішалки. Поверхню навколо пробок, кришок та дна перед відкриванням очищають. 2.14.3. Пробовідбірну трубку для відбору точкової проби рідкого нафтопродукту опускають до дна тари, потім закривають верхній отвір пальцем і витягують трубку з тари. Пробу зливають, відкриваючи закритий кінець трубки. Об'єднану пробу рідкого нафтопродукту складають змішуванням точкових проб відповідно до табл. 2 . 2.14.4. Точкову пробу мазеподібного нафтопродукту відбирають поршневим щупом або гвинтоподібним, з поздовжнім вирізом або прямим без вирізу. На місці занурення щупа видаляють верхній шар нафтопродукту завтовшки 25 мм. Гвинтоподібний щуп опускають, загвинчуючи в нафтопродукт, до дна тари, потім витягають і лопаткою знімають з нього пробу. Поршневий щуп опускають вдавлюванням у нафтопродукт до дна тари і, повертаючи на 180°, прорізають нафтопродукт дротом, припаяним до нижнього кінця щупа, потім щуп витягують і видавлюють поршнем з нього пробу. Щуп з поздовжнім вирізом опускають, загвинчуючи в нафтопродукт, до дна тари, а потім витягають і звільняють з нього пробу шпателем, вставленим у верхню частину прорізу, переміщуючи його вниз. Прямий щуп без вирізу занурюють до дна тари з розплавленим бітумом, потім витягують і ножем зіскаблюють з нього пробу. Шар нафтопродукту товщиною 5 мм у верхній частині щупа не включають у пробу. Об'єднану пробу мазеподібного нафтопродукту складають змішуванням точкових проб без їхнього розплавлення. 2.14.5. Точкову пробу твердих плавких нафтопродуктів з бочки та мішка, заповненого наливом, відбирають у вигляді шматка за допомогою ножа, зубила, долота, сокири, колуна. Точкову пробу з ящика чи мішка, заповненого плитками чи шматками, беруть як однієї плитки чи одного шматка. Об'єднану пробу для плавкого нафтопродукту, упакованого в мішки або бочки, складають, відколюючи від кожного відібраного шматка або плитки по одному шматку приблизно рівного розміру і перемішуючи, не розплавляючи. 2.14.6. Точкову пробу нафтопродукту, що знаходиться в розплавленому стані в бочках, відбирають та складають об'єднану пробу за п. 2.14.3 або 2.14.5. 2.14.7. Точкову пробу порошкоподібного нафтопродукту з мішка, пакета або контейнера відбирають щупом (рис. 13), занурюючи його на всю товщину нафтопродукту. Об'єднану пробу складають змішуванням точкових проб. 2.15. Відбір проб невпакованих нафтопродуктів 2.15.1. Точкові проби формованого у вигляді виливків (болванок) твердого плавкого нафтопродукту відбирають із кожної сотні виливків у вигляді шматка виливка, але не менше 10 шматків від партії. 2.15.2. Точкові проби неформованого плавкого твердого нафтопродукту відбирають від кожної тонни лопатою у вигляді шматка, але не менше 10 шматків від партії. 2.15.3. Об'єднану пробу формованого або неформованого плавкого твердого нафтопродукту складають, відколюючи від кожного відібраного шматка по три шматочки приблизно рівних мас і перемішуючи їх, не розплавляючи. 2.15.4. Точкову пробу твердого неплавкого нафтопродукту відбирають масою 1-2 кг лопатою або совком при формуванні штабеля з різних місцьковша, скребка, контейнер і т.д. Шматки розміром понад 250 мм у пробу не включають. Об'єднану пробу складають із точкових проб, кількість яких зазначено у табл. 3.

Таблиця 3

Об'єднану пробу твердого неплавкого нафтопродукту подрібнюють до шматків розміром трохи більше 25 мм пізніше як за 1 сут. Подрібнену пробу ретельно перемішують, потім розсипають на аркуші з нержавіючого матеріалу рівним шаром у формі квадрата і ділять по діагоналі на чотири трикутники. Нафтопродукт з будь-яких двох протилежних трикутників відкидають, залишилися змішують, повторно подрібнюють до шматків розміром 5-10 мм і перемішують. Повторним квартуванням та перемішуванням масу об'єднаної проби доводять до 2-3 кг.

3. ВИМОГИ БЕЗПЕКИ

3.1. При виконанні робіт з відбору проб слід дотримуватись правил техніки безпеки та пожежної безпеки при поводженні з нафтою та нафтопродуктами. 3.2. Вміст шкідливих речовин у повітрі робочої зонине повинно перевищувати гранично допустимих концентрацій (ГДК), встановлених у ГОСТ 12.1.005. Стан повітря робочої зони контролюють відповідно до вимог ГОСТ 12.1.005. 3.3. Переносні пробовідбірники повинні бути виготовлені з матеріалу, що не утворює іскор при ударі (алюмінію, бронзи, латуні та ін.). 3.4. Пробу нафти чи нафтопродукту пробовідбірник відбирає у присутності спостерігача (дублера). 3.5. При відборі проб пробовідбірник повинен стояти спиною до вітру з метою запобігання вдиханню парів нафти або нафтопродукту. 3.6. Відбір проб у колодязях, приямках та інших поглибленнях пробовідбірник повинен виконувати в шланговому самовсмоктувальному протигазі ІШ-13 за ГОСТ 12.4.034. 3.7. Відбір проб нафти або нафтопродукту в газонебезпечних місцях, а також сіро-водневмісних нафт і нафтопродуктів пробовідбірник повинен виконувати у протигазі фільтруючого ФУ-13 марок А, В, Г, КД та інших за ГОСТ 12.4.034 . 3.8. У місцях відбору проб мають бути встановлені світильники у вибухозахищеному виконанні. При відборі проб у неосвітлених місцях слід скористатися переносними світильниками у вибухозахищеному виконанні. Переносні світильники включають та вимикають за земляним валом або огорожею резервуарного парку. 3.9. Відбір проб проводять у спеціальному одязі та взутті, виготовлених з матеріалів, що не накопичують статичну електрику, відповідно до вимог ГОСТ 12.4.124. 3.10. Для кріплення переносного пробовідбірника використовують гнучкі металеві тросики, що не дають іскор. При застосуванні шнурів (мотузок і т.д.) з неелектропровідних матеріалів на їх поверхні повинен бути закріплений багатожильний, не дає іскор, неізольований металевий провідник, з'єднаний з пробовідбірником. Перед відбором проб трос або провідник повинен заземлюватися з елементами резервуара або транспортного засобу. 3.11. Пробу нафти або нафтопродукту з резервуару слід відбирати не раніше ніж через 2 години після закінчення заповнення. З танка морського наливного судна допускається відбирати пробу через 30 хв. після закінчення наливу танка. Із залізничної цистерни допускається відбирати пробу через 10 хв. після закінчення заповнення. 3.12. Забороняється відбирати проби нафти чи нафтопродукту на відкритому повітріпід час грози. 3.13. Проби етилованого бензину пробовідбірник повинен відбирати в рукавицях з матеріалу з водостійким просоченням або маслобензостійкого матеріалу за ГОСТ 12.4.010, у шкіряних черевиках та в захисному одязіза ГОСТ 12.4.111 та ГОСТ 12.4.112 . 3.14. Пробу розплавленого бітуму відбирають у рукавицях за ГОСТ 12.4.010 та захисних окулярах за ГОСТ 12.4.013. 3.15. Пробу твердого неплавкого нафтопродукту відбирають і подрібнюють у протипилових респіраторах марок РП-К, Ф-62Ш та У-2к та рукавицях за ГОСТ 12.4.010. Місця подрібнення проби мають бути обладнані місцевою вентиляцією.

4. УПАКОВКА, МАРКУВАННЯ І ЗБЕРІГАННЯ ПРОБ

4.1. Перед пакуванням пробу нафти чи нафтопродукту перемішують. Пробу розливають у чисті сухі скляні пляшки. Пляшку заповнюють лише на 90 % місткості. Пробу мазеподібного нафтопродукту поміщають у чисту суху скляну, бляшану або поліетиленову банку. Пробу твердого нафтопродукту упаковують у целофан, поліетиленову плівку , щільний папір, що забезпечує збереження проби, або поміщають у цебро з паперовим пакетом. 4.2. Об'єднану пробу нафти чи нафтопродукту ділять на рівні частини. Одну частину проби аналізують, іншу - зберігають опечатаній на випадок розбіжностей щодо оцінки якості нафти чи нафтопродукту. Під час транспортування на суднах об'єднану пробу нафти чи нафтопродукту ділять на частини з урахуванням кількості одержувачів. Одну частину проби аналізують, іншу - зберігають у разі розбіжностей щодо оцінки якості нафти чи нафтопродукту, інші передають одержувачам. Для нафти або нафтопродукту, призначеного для експорту та відвантажуваного в залізничних цистернах або нафтопродуктопроводом, об'єднану пробу ділять на три частини. Одну частину аналізують, інші зберігають у разі розбіжностей щодо оцінки якості. При відвантаженні нафти чи нафтопродукту на експорт морськими судами об'єднану пробу ділять п'ять частин. Одну частину аналізують, дві частини зберігають у разі розбіжностей у оцінці якості. Дві частини передають капітану судна. Одну з них зберігають на судні, іншу передають одержувачу. 4.3. Пляшки з пробами повинні бути герметично закупорені пробками або гвинтовими кришками з прокладками, що не розчиняються в нафті або нафтопродукті, банки повинні бути закриті кришками. Горловину закупореної пляшки або банки обгортають поліетиленовою плівкою або іншим щільним матеріалом, що забезпечує збереження проби, і обв'язують мотузкою, кінці якої вдягають в отвір в етикетці. Кінці мотузки пломбують або заливають сургучем на пластині з щільного картону або дерева і опечатують. Допускається приклеювати етикетку до пляшки, банку, пакета. 4.4. На етикетці мають бути зазначені: номер проби за журналом обліку; найменування нафти чи марка нафтопродукту; найменування підприємства-постачальника; номер резервуара та висота наливу; номер партії, одиниці транспортної тари, цистерни; найменування судна та номер танка і т.д., з якого відібрано пробу; дата, час відбору; термін зберігання проби; позначення стандарту чи технічних умов на нафту чи нафтопродукт; посаду та прізвища осіб, які відібрали та опечатали пробу. 4.5. Проби нафти або нафтопродукту зберігають у приміщенні, що відповідає протипожежним вимогам, що пред'являються до комор легкозаймистих і горючих рідин. Проби нафти або нафтопродукту з нормованим тиском насиченої пари зберігають при температурі не вище 20 °С. 4.6. Проби зберігають у шафі або ящику з гніздами з вогнетривкого матеріалу. 4.7. На випадок розбіжностей щодо оцінки якості проби нафтопродукти зберігають протягом 45 діб від дня відвантаження. Для нафтопродуктів, призначених для представника замовника та для тривалого зберігання, пробу на випадок розбіжностей в оцінці якості зберігають протягом 3 місяців. 4.8. Проби нафти на випадок розбіжностей в оцінці якості при транспортуванні її нафтопроводом зберігають не більше 25 діб, при транспортуванні іншими видами транспорту - не більше 45 діб. 4.9. Для нафти чи нафтопродуктів, призначених для експорту, термін зберігання проб у разі розбіжностей у оцінці якості становить: нафти - 3 міс, для нафтопродукту - 4 міс. При відвантаженні нафти та нафтопродуктів до країн-членів РЕВ, а також у КНДР та КНР проби зберігають протягом 6 міс.

ДОДАТОК 1

Обов'язкове

ТИПИ ПРОБОВІДБІРНИКІВ

Стаціонарний пробовідбірник з перфорованою забірною трубкою

1 - перфорована трубка; 2 - опорна стійка; 3 - кран

Стаціонарний пробовідбірник для відбору

точкових проб із трьох рівнів

1 - кран; 2 - пробозабірні трубки; 3 - несучий важіль; 4 - поплавок

1 - Корпус; 2 - кришка

Металевий переносний пробовідбірник

1 - корпус із вхідним патрубком; 2 - кришка зі штуцером

Металевий переносний пробовідбірник

1 - скоба; 2 - кришка із клапаном; 3 - корпус; 4 - шток із клапаном; 5 - днище

Пляшка в металевому каркасі

1 - пляшка; 2 - металевий каркас; 3 - пробка; 4 - замок

Термостатичний пробовідбірник

1 - зовнішній циліндр; 2 - Внутрішній циліндр; 3 - пробка

Пробовідбірна трубка

1 - Ніжка; 2 - трубка; 3 - вушко

Гвинтоподібний щуп

Щуп із поздовжнім вирізом

Поршневий щуп

1 - шток із поршнем; 2 - корпус із тонкостінної трубки; 3 - дріт

Щуп прямий без вирізу

Щуп для відбору проб порошкоподібних нафтопродуктів

1 - Зовнішня трубка; 2, 3 - ручки; 4 - внутрішня труба

Схема розташування пробозбірного пристрою у вигляді однієї трубки

Схема розташування трубок пробозбірного пристрою

по перерізу трубопроводу

1 - Вентиль; 2 - пробозабірна трубка; 3 - трубопровід

Пробозабірний пристрій щілинного типу з одним отвором

1 - отвір; 2 - Трубка; 3 - стабілізатор; 4 - кришка; 5 - Штуцер; 6 - трубопровід; 7 - монтажний патрубок

Примітка. Параметри b 1 і h 1 визначають за табл. 1 додатка 2. (Запроваджено додатково, Зм. № 1).

Пробозабірний пристрій щілинного типу з п'ятьма отворами

1 1 - 1 5 – отвори; 2 - трубка; 3 - стабілізатор; 4 - кришка; 5 - Штуцер; 6 - трубопровід; 7 - монтажний патрубок

Примітка. Параметри b 1 і h 1 визначають за табл. 2 додатка 2. (Запроваджено додатково, Зм. № 1).

Пробовідбірник з вирівняним тиском

1 - запобіжний клапан; 2 - Шток поршня; 3 - покажчик положення поршня; 4 - поршень; 5 - перепускний пристрій

Схема відбору проб із трубопроводу із застосуванням

пробовідбірника з вирівняним тиском

1 - трубопровід; 2 - пробозабірний пристрій; 3 - Насос; 4 - запірний пристрій; 5 - регулятор; 6 - пробовідбірник; 7 - Зворотній клапан

Схема відбору проб із трубопроводу за допомогою пробозбірних пристроїв щілинного типу

1 - трубопровід; 2 - пробозабірний пристрій; 3, 8 - пробозбірники; 4 - кран для ручного відбору проб; 5 - Насос; 6 - регулятори; 7 - Запірний пристрій; 9 - Зворотній клапан; 10 - диспергатори

(Нова редакція, Изм. № 1, виправлення).

Схема відбору проб нафти та нафтопродуктів із трубопроводів

1 - трубопровід; 2 - пробозабірний пристрій; 3,8 - пробозбірник; 4 - кран для ручного відбору проб; 5 - Насос; 6 - регулятор; 7 - Запірний пристрій; 9 - Зворотній клапан

(Запроваджено додатково, Зм. № 1).

Диспергатор

1 - Корпус; 2 - фланець; 3 - кавітуючий втулка; 4 і 5 - відповідно канавки та виступи; 6 - пробозабірна трубка

Примітка. Параметри диспергатора вказані у додатку 3 (Запроваджено додатково, Зм. № 1).

Стабілізатор

Примітка. Параметри x k і y kстабілізатора визначаються за алгоритмом, наведеним у додатку 4

ДОДАТОК 2

Обов'язкове

ПАРАМЕТРИ ПРОБОЗАБІРНИХ ТРУБОК ЩІЛЬНОГО ТИПУ

Таблиця 1 - Пробозабірна трубка з одним отвором (чорт. 15а)

Розміри у міліметрах

h j при внутрішньому діаметрі пробозабірної трубки D 1

Умовний діаметр D y трубопроводу

Примітки:1. Допустиме відхилення ширини отвору 1 від розрахункової - не більше 0,1 мм, висоти: 0,2 мм - при 40< D y< 100;0,4 мм - при 100 < D y< 350;0,8 мм - при 350 < D y < 600; 1,5 мм - при 600< D y< 1400 .2. Допускается зазор между нижней точкой пробоотбора и нижней образующей трубопровода не более 5 мм.3. Ділянки сполучення верхніх та нижніх меж щілинного отвору з бічними кордонами допускається виконувати по лінії з радіусом кривизни 0,2 - 1,0 ширини ділянок сполучення зазначених меж. Таблиця 2 - Пробозабірна трубка з п'ятьма отворами (чорт. 15б)

Розміри у міліметрах

Отвір № (чорт. 15б)

h j При внутрішньому діаметрі пробозбірної трубки D 1

Умовний діаметр D y трубопроводу

Отвір 1 1

Отвір 1 2

Отвір 1 3

Отвір 1 4

Отвір 1 5

Примітки:1. Допустиме відхилення ширини отвору 1 1 - 1 5 від розрахункової - не більше 0,1 мм, висоти: 0,2 мм - при 40< Dу< 100;0,4 мм - при 100 < Dу< 350;0,8 мм - при 350 < Dу < 600; 1,5 мм - при 600< Dу < 1400.2. Допускається зазор між нижньою точкою пробовідбору і нижньою трубою, що утворює, не більше 5 мм.3. Ділянки сполучення верхніх і нижніх меж щілинних отворів з бічними межами допускається виконувати по лінії, з радіусом кривизни 0,2 - 1,0 ширини ділянок сполучення зазначених меж. (Введено додатково, Зм. № 1).

ДОДАТОК 3

Обов'язкове

Параметри диспергатора (чорт. 19)

Розміри у міліметрах

(L 1 : L 3 )

l 1

Примітки:1. Допускається: b= 13 мм при умовному тиску обвідної лінії трохи більше 1,6 МПа; b= 17 мм за умовного тиску в обвідній лінії не більше 4,0 МПа.2. При діаметрі обвідної лінії менше 40 мм для монтажу диспергатора на обвідній лінії встановлюють переходи на рівний діаметр d 1 .(Введено додатково, Зм. № 1).

ДОДАТОК 4

Обов'язкове

РОЗРАХУНОК ПАРАМЕТРІВ СТАБІЛІЗАТОРА ЩІЛЬНОГО ПРОБОЗАБІРНОГО ПРИСТРІЙ

Поверхня Зстабілізатора (чорт. 20) виконується за точками, проекція яких на площину Оху є параболою другого ступеня з параметрами хдо і удо (k = 1, . . . , 11), мм, що визначаються за формулами: - для трубопроводу, умовний діаметр Dу якого дорівнює або більше 350 мм:

(1)

Де D 1 - внутрішній діаметр пробозабірної трубки, мм, індекс k змінюється від 1 до 11; - для трубопроводу, умовний діаметр D y якого менше 350 мм:

(2)

Примітки:1. Діаметр D 1 , пробозабірної трубки вибирають в залежності від діаметра Dу трубопроводу (додаток 2, табл. 1-2).2. Висота стабілізатора (збігається зі значенням ун) може відрізнятися від розрахункової лише на 3 мм.3. Допуск на шорсткість Rаповерхні З стабілізатора: Ra< 0,1мм. Приклад 1. Розрахувати параметри хдо і удо поверхні З стабілізатора при умовному діаметрі Dу трубопроводу рівному 700 мм, внутрішньому діаметрі D 1 пробозабірної трубки дорівнює 32 мм. Оскільки Dу > 350 мм, для визначення параметрів х до і у докористуємося формулами (1). Результати розрахунків зводимо у табл. 1.

Таблиця 1

приклад 2.Розрахувати параметри хдо і удо поверхні З стабілізатора при умовному діаметрі D y трубопроводу рівному 250 мм, внутрішньому діаметрі D 1 пробозабірної трубки дорівнює 17 мм. Оскільки Dу < 350 мм, для визначення параметрів х доі у докористуємося формулами (2). Результати розрахунків зводимо у табл. 2.

Таблиця 2

(Введено додатково, Зм. № 1).

ІНФОРМАЦІЙНІ ДАНІ

1. ЗАТВЕРДЖЕНИЙ І ВВЕДЕНИЙ У ДІЮ Постановою Державного комітету СРСР за стандартами від 28.12.85 № 4453 2. ВЗАМІН ГОСТ 2517-80 3. ПОСИЛУВАЛЬНІ НОРМАТИВНО-ТЕХНІЧНІ ДОКУМЕНТИ

	Номер пункту
ГОСТ 12.1.005-88
ГОСТ 12.4.010-75	3.13; 3.14; 3.15
ГОСТ 12.4.013-85
ГОСТ 12.4.034-85
ГОСТ 12.4.111-82
ГОСТ 12.4.112-82
ГОСТ 12.4.124-83
ГОСТ 1756-52
ГОСТ 13196-93
ГОСТ 14921-78
ГОСТ 15895-77	Вступна частина
ГОСТ 26098-84	Вступна частина

4. Обмеження терміну дії знято Постановою Держстандарту СРСР від 28.11.91 № 1834 5. ПЕРЕВИДАННЯ. Грудень 1996

Сторінка 1

Відбір проб нафтопродуктів із резервуара має проводитись через знижений пробовідбірник. Ручний відбір проб через вимірний люк на даху резервуара допускається як виняток. Пробовідбірник має бути виготовлений з матеріалу, що не дає іскор при ударі. На даху резервуара мають бути стаціонарно обладнані клеми заземлення для струмопровідних тросиків пробовідбірників під час відбору проб через вимірний люк резервуара.

Відбір проб нафтопродуктів із резервуарів слід проводити відповідно до вимог ГОСТ 2517 за допомогою стаціонарних чи переносних пробовідбірників.

Методи відбору проб нафтопродуктів стандартизовані.

Для відбору проб нафтопродуктів із резервуарів, танків, трубопроводів застосовують спеціальні пробовідбірники. Кришка пробовідбірника, укріплена на осі 2 має два кільця I і 3, до яких кріпляться тросики для опускання та підйому пробовідбірника. Тросиком, прикріплений до кільця 3, опускають пробовідбірник на задану глибину. Дах пробовідбірника відкривається, він заповнюється нафтопродуктом. Через деякий час (коли на поверхню нафтопродукту вийдуть пузнрі повітря) пробовідбірник за трос, прикріплений до кільця 3, витягають з нафтопродукту і відібрану пробу зливають у спеціально підготовлений посуд. Відібравши всі проби відповідно до правил, їх добре перемішують та розливають у дві герметичні ємності (найчастіше пляшки), на які наклеюється етикетка з позначенням необхідних даних. Одна з цих ємностей надходить до лабораторії на аналіз, а інша зберігається у постачальника протягом 45 діб з дня надходження або відвантаження нафтопродукту на випадок арбітражного аналізу.

При відборі проб нафтопродуктів, отриманих змішуванням на потоці, пробозабірний пристрій повинен бути на відстані не менше 25 діаметрів трубопроводу вниз потоком від місця введення останнього компонента, щоб забезпечити перемішування всіх компонентів та отримання проби з однорідного потоку.

Вимірювання рівня та відбір проб нафтопродукту можуть бути проведені системами вимірювальних пристроїв (Радіус, Квант, ПСР, УДУ та іншими), передбаченими ГОСТом або проектом. У виняткових випадках у резервуарах із надлишковим тиском газового простору до 200 мм вод. ст. допускається вимірювання рівня та відбір проб через вимірний люк вручну.

Пробовідбірники служать для відбору проб нафтопродуктів та нафт з резервуарів, підземних сховищ, нафтоналивних суден, залізничних та автомобільних цистерн, трубопроводів для визначення якісних показників щільності та температури. Конструкція пробовідбірника повинна допускати взяття проби з будь-якого рівня для складання середньої проби у потрібній пропорції згідно з ГОСТ 2517 - 85 або для визначення щільності та температури нафтопродукту в даному шарі безпосередньо у пробовідбірнику. Обсяг об'єднаної проби встановлюється нормативно-технічної документації (НТД) на конкретну продукцію.

Для виміру рівня та відбору проб нафтопродуктів резервуари оснащують поплавцевими дистанційними рівнемірами УДУ-5 та зниженими пробовідбірниками ПСР. Поплавець рівнеміру УДУ-5 переміщається вгору і вниз разом із рівнем продукту в резервуарі. Стрічка, до кінця якої прикріплений поплавець, виведена назовні, на стінку резервуара; другий її кінець намотаний на барабан, розміщений у камері, закріпленої на стінці резервуара на висоті близько 15 м від основи резервуара. Оператор через віконце камери може зчитувати стрічкою показання рівня продукту в резервуарі.

Для вимірювання рівня та відбору проб нафтопродуктів повинні, як правило, застосовуватися стаціонарні системи вимірювальних пристроїв.

У більшості країн методи відбору проб нафтопродуктів стандартизовані.

При вимірі рівня чи відбору проби нафтопродукту слід звертати увагу до справність люків і устаткування резервуара.

Вимірювання маси, рівня та відбору проб нафтопродуктів у резервуарах, що експлуатуються з надлишковим тиском, повинні здійснюватися без порушення герметичності газового простору системами вимірювальних пристроїв (Рівень, Ранок-3, Кор-Вол), зниженими пробовідбірниками та іншими апаратами, передбаченими проектами та допущеними в обігу. в установленому порядку. У резервуарах із надлишковим тиском у газовому просторі до 2 кПа допускається вимірювати рівень та відбирати проби через вимірний люк вручну з дотриманням вимог безпеки.

Вимірювання маси, рівня та відбирання проб нафтопродукту з резервуарів, що експлуатуються під надлишковим тиском, повинні здійснюватися таким чином, щоб не порушувалася герметизація резервуарів.

При вимірі щільності ареометрами для відбору проби нафтопродуктів на головній станції на проміжних станціях насосних і контрольному ділянці встановлюються краники. З них відбирають проби нафтопродукту і за результатами вимірювань ареометром визначають сорт нафтопродукту або місцезнаходження зони змішування.

Для вимірювання маси, рівня та відбору проб нафтопродуктів у резервуарах повинні застосовуватись системи вимірювальних пристроїв (дистанційні рівнеміри Рівень, Ранок-3, Кор-Вол та інші, знижені пробовідбірники), передбачені проектами.

1.Пробу нафтопродукту, що підлягає відвантаженню, для повного аналізу необхідно відбирати не більше ніж за два місяці до дня відвантаження, а для контрольного аналізу - не більше ніж за десять днів.

2. Перед відбором проби з резервуару нафту та нафтопродукт відстоюють та видаляють підтоварну воду, причому нафту відстоюють не менше двох годин після заповнення резервуару.

На вимогу представника замовника відбирають пробу нафтопродукту із сифонного крана, встановленого у нижнє (літнє) положення.

3. З резервуарів з нафтопродуктами, які під тиском, проби слід відбирати без розгерметизації резервуара.

4. Пробу нафти або нафтопродукту із резервуару з понтоном відбирають із перфорованої колони.

5. Об'єднану пробу нафти або нафтопродукту із вертикального циліндричного або прямокутного резервуару відбирають переважно

стаціонарним пробовідбірником в один прийом. За нижню точку відбору проби нафтопродукту слід приймати рівень на відстані 250мм від днища резервуара, а при відборі проби нафти - рівень нижньої утворює приймально-роздавального патрубка по внутрішньому діаметру.

6. Точкові проби з вертикального циліндричного або прямокутного резервуарів відбирають переносним або стаціонарним пробовідбірником з трьох рівнів:

верхнього - на 250мм нижче поверхні нафти чи нафтопродукту;

нижнього - для нафти - нижня утворює приймально-роздавального патрубка за внутрішнім діаметром, для нафтопродукту - на 250мм вище днища резервуара.

Для резервуарів, у яких приймально-роздавальний патрубок знаходиться в приямці, за нижній рівень відбору проби нафти приймають рівень на відстані 250мм від днища резервуара.

Об'єднану пробу нафти або нафтопродукту з резервуарів складають змішуванням об'ємних частин точкових проб верхнього, середнього та нижнього рівнів у співвідношенні 1:3:1.

7. З резервуарів, в яких нафтопродукт компаундований та в інших випадках появи неоднорідності, при необхідності виявлення цієї неоднорідності відбирають точкові проби за пунктом 6 та аналізують їх окремо. На вимогу представника замовника точкові проби нафтопродукту через один метр висоти стовпа рідини, при цьому точкові проби верхнього та нижнього рівнів відбирають.

за пунктом 6. Об'єднану пробу складають змішуванням точкових проб рівних обсягів.

8. При заповненні резервуару або відкачування нафти або нафтопродукту допускається складати об'єднану пробу із точкових проб, відібраних із трубопроводу.

9. Точкові проби нафти або нафтопродукту, висота рівня якого у вертикальному резервуарі не перевищує 2000мм, слід відбирати з верхнього та нижнього рівнів відповідно до пункту 6.

Об'єднану пробу складають змішуванням точкових проб верхнього та нижнього рівнів рівних обсягів.

10. З горизонтального циліндричного резервуару діаметром понад 2500мм точкові проби слід відбирати з трьох рівнів:

верхнього - на 250мм нижче поверхні нафти чи нафтопродукту;

середнього – з середини висоти стовпа нафти чи нафтопродукту;

нижнього - на 250мм вище нижньої внутрішньої утворюючої резервуару.

Об'єднану пробу нафти або нафтопродукту складають змішуванням об'ємних частин точкових проб верхнього, середнього та нижнього рівнів у співвідношенні 1:6:1.

11. З горизонтального циліндричного резервуара діаметром менше 2500мм, незалежно від ступеня заповнення, а також з горизонтального циліндричного резервуара діаметром більше 2500мм, заповненого до висоти половини діаметра і менше, точкові проби слід відбирати з двох рівнів:

з середини висоти стовпа рідини та

на 250мм вище нижньої утворює резервуару.

Об'єднану пробу складають змішуванням об'ємних частин точкових проб середнього та нижнього рівнів у співвідношенні 3:1.

12. З резервуару траншейного типу точкові проби нафтопродуктів слід відбирати з верхнього, середнього та нижнього рівнів, що відповідають 0,93; 0,64; 0,21 обсягу нафтопродукту (відлік часток обсягу знизу).

Об'єднану пробу нафтопродукту складають змішуванням об'ємних частин точкових проб верхнього, середнього та нижнього рівнів у співвідношенні 1:3:3.

13. Якщо резервуар траншейного типу заповнений нафтопродуктом однієї марки з різною щільністю (розбіжність понад 0,002г см), точкові проби нафтопродуктів з резервуару відбирають із семи рівнів, що відповідають 0,93; 0,78; 0,64; 0,50; 0,36; 0,21; 0,07 обсягу нафтопродукту (відлік часток обсягів знизу).

Об'єднану пробу складають змішуванням точкових проб рівних обсягів.

14. Відбір проб нафти або нафтопродуктів із резервуарів переносним пробовідбірником провадять наступним чином:

Вимірюють рівень продукту у резервуарі.

Визначають рівні відбору точкових проб.

Закритий пробовідбірник опускають до заданого рівня та відкривають кришку або пробку.

Проби з кількох рівнів слід послідовно відбирати зверху вниз.

За необхідності вимірювання температури відібраної проби пробовідбірник на заданому рівні має витримуватись не менше 5хв. За середню температуру нафти або нафтопродукту в резервуарі приймають середню арифметичну температуру точкових проб, взятих у співвідношенні, прийнятому для складання об'єднаної проби.

При відборі проби нафтопродуктів з нормованим тиском насиченої пари за допомогою пляшки в металевому каркасі, пляшку з пробою виймають з каркасу, а для відбору наступної проби вставляють чисту суху пляшку. Для інших нафтопродуктів можна переливати пробу в суху чисту пляшку.

При складанні об'єднаної проби з точкових проб, кожну точкову пробу слід перемішати, взяти необхідну частину, злити в один посуд і добре перемішати.