Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

55 страниц

389.00 ₽

Купить официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

В Методике содержатся рекомендации по определению величины донных парафинистых отложений в нефтяных резервуарах как путем замера вручную модернизированным существующим средством, так и путем расчета.

Действие завершено 01.08.1989

Оглавление

1. Общие положения

2. Замер величины образующегося и накапливающегося донного парафинистого осадка в нефтяных резервуарах

3. Требования безопасности при проведении замеров

4. Расчет величины образующегося донного парафинистого осадка в нефтяных резервуарах

5. Пример расчета

6. Результаты расчетов

7. Список литературы

Приложение 1. Пример заполнения журнала с регистрацией высоты донных парафинистых отложений в нефтяных резервуарах

Приложение 2. Графики для определения величины донного смоло-парафинового осадка, образующегося в нефтяных резервуарах при хранении различных нефтей

   а) График для определения величины донного смоло-парафинового осадка в нефтяных резервуарах с тюменской нефтью

   б) Графики для определения величины донного смоло-парафинового осадка в нефтяных резервуарах с ромашкинской нефтью

Показать даты введения Admin

Страница 1

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВНИИСПТнефть

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЕЛИЧИНЫ ДОННЫХ ПАРАФИНИСТЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В НЕФТЯНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ РД 39-30-1053-84

1984

Страница 2

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Всесоюзный научно-исследовательский институт по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов (ВНИИСПТнефть)

УТВЕРВДЕН

Начальником Технического Управления Миннефтелрома D.Н.Байдиновым 6 марта 1984 года

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА

ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЕЛИЧИНЫ ДОННЫХ ПАРАФИНИСТЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В НЕФТЯНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ

РД 39-30-1053-84

Уфа - 1984

Страница 3

Настоящая методика разработана впервые. Она состоит из 2-х

частей. В первой части описано модернизированное существующее техническое средство замера донных парафинистых отложений в нефтяных

резервуарах, изложены порядок эамерг. с использованием этого средства и требования безопасности при замерах.

Во второй части отражен порядок расчета величины донных парафинистых отложений для мало- и средневязких нефтей с содержанием парафина до 6 %. Приведены основные расчетные формулы и рассмотрен пример расчота. Представлены в виде графиков результаты расчетов величины донных парафинистых отложений в нефтяных резервуарах РВС-5000, РВС-10000, РВС-20000, РВС-50000, КБР-10000 и ЖБР-30000 в зависимости от времени (0+120 ч) и температуры (6+44 °С) хранения, выполненные для нефтей Западной Сибири и Урало-Поволжья (тюменской, ромалкинской, мухайовской и кулешовской).

Методика разработана сотрудниками ВНИИСПТнефти Лерке Г.Э., Сидоренко А.В., Свиридовы* В.П.

Страница 4

3

РУКОВОДЯДОЙ ДОКУМЕНТ

Методика определения величины донных парафинистых отложений в нефтяных резервуарах

1Д 39- 30-1053-84

Вводится впервые

Приказом Главтранснефти Министерства

нефтяной промышленности от 31.07.64* 95_

срок введения установлен с 1.08.84 г.

Срок дейотвия до 1,06.89г.

В нестоящей методике содержатся рекомендации по определению величины донных парафинистых отложений в нефтяных резервуарах как путам замера вручную модернизированным существующим средством, так и путем расчета.

Методика предназначена для работников предприятий Главтранснефти Миннефтепрома, занимающихся эксплуатацией нефтяных герти-кадьных наэемных стальных цилиндрических (типа РВС) и заглубленных железобетонных цилиндрических (типе ЯБР) резервуаров.

X. 0W1K ПОЛОЖЕНИЯ

I.I. В настоящей методике использованы материалы нормативно-технических документов ж стандартов [ 1-6J , применяемых в нефтяной практике,в данные, полученные на оонове анализа и обобщения экспериментальных исследований процесса осадкообразования в парафинистых нефтях в процесса хранения их а реэервуержнх ом-

костях

Страница 5

л

1.2.    При применении методики на практике используются в случав уточнённых замеров величина донных парафинистых отложений все типы резервуарных люков.

1.3.    Методика позволяет для основных типоразмеров резервуаров, эксплуатируемых на тюменской, ромашкинской, мухановской

и кулешовокой нефтях, определять величину донного парафинистого осадка, образующегося в течение одного цикла заполненая-опорох-явнжя резервуара непосредственно по графикам, полученным на основе выполненных расчетов.

1.4.    В методике приняты следующие обозначения;

Dp - диаметр резервуара, и;

Нр - высота резервуара, м;

Vp - объем резервуара, ы8;

V0 “ объем донного парафинистого осадка,м3;

М0 - масса донного парафинистого осадка, кг*

Fp - площадь днища резервуара, hr;

hoc - высота (толщина) дойных парафинистых отложений,м;

hbu    (трафаретная)    высота    замерного лхка,м;

Ьзсм ~ замеряемая до поверхности донного парафинистого осадка высота, и;

НРф - средняя высота (толщина) донных парафинистых от л caw -ний,м;

/7    -    общее число замерных люков в резервуаре;

(X - коэффициент заполнения резервуара;

С0р - количество (концентрация) оседающей смоло-парафиновой вэвеси в резервуаре,£ масс, на нефть;

<£р - время храпения (отстоя) нефти в резервуаре,у ;

А мд~ постоянные яефгги, зависящие от ее природы и темпера

туры;

Страница 6

5

05

К- и— - коэффициент пропотпаональности высот емкости-модели и Нп(Х

резервуарной емкости;

и - плотность нефти, кг/м3;

уо - плотность донного осадка, кг/м3;

Поб - число циклов заполнения-опорожнения резервуара (в сутки, мес.,год), об/сут, об/мес, об/год

1.5. Для выполнения расчетов по данной методике необходимо иметь ряд данных, которце могут быть разделшш на две группы, перечисленные ниже.

X.5.I. Сведения о технико-эксплуатационной характеристике резервуара:

а)    диаметр;

б)    высота;

в)    объем;

г)    максимальная высота подъема понтона (при его наличии);

д)    коэффициент заполнения.

1.5.2. Сведения о хранящейся в резервуаре нефти и донного осадка:

а)    наименование нефти;

б)    плотность и температура нефти;

в)    время хранения нефти в течение I цикла заполнения-опорожнения резервуара;

г)    плотность донного осадка.

2. ЗАМЕР ВЕЛИЧИНЫ 0БРАЗШ£Г0СЯ И НАКА1Ш1ВАШ2?0СЯ ДОННОГО ПАРАФИНИСТОГО ОСАДКА В НЕФТЯНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ

2.1. Замер донных парафинистых отложений в нефтяных резервуарах типа FBC и ЖБР различных емкостей как при нормальной экспжу-

Страница 7

6

атащщ (с циклами заполнения-опорожнения), так и при работе на транзите ( с подключенной ёмкостью) осуществляется с помощью стандартной рулетки с лотом, применяемой для замера уровня нефти и имеющей по ГОСТ 7502-80 измерительную ленту шириной 10-12 мм, длиной 10,20 и 30 м с ценой деления I мм.

2.2.    С целью повышения точности замера указанное средство модернизируется: стандартный лот снабжается специальной плоской пластинкой диаметром 80-90 км и толщиной 3-4 мм с загнутыми кромками, изготовляемой из неискрообразующего цветного материала, например, латуни, меди или алюминия (рис.1) и прикрепляемой к нижнему торцу лота о помощью винта диаметром 5 мм с потайной головкой. Установка плоской пластинки значительно увеличивает площадь опоры лота, что очень важно, особенно при наличии в резервуаре рыхлого осадка.

2.3.    Уточнённый замер донных парафинистых отложений в нефтяных резервуарах производится с использованием всех типов ре -зервуарных лхжов: в резервуарах с боковым вводом ППР- в 4-5 люках, в резервуарах с донным вводом ППР - в 5-7 люках, из которых один существующий замерный лт, остальные - существующие световые или специально дополнительно оборудованные люки. Принципиальные схемы размещения замерных люков на перекрытии резервуаров показаны на рис.2,

2.4.    В качестве замерных люков целесообразно выбрать те из них, которые размещены на осевых линиях, расположенных перпендикулярно друг к другу или вблизи указанных линий. В связи с конструктивными особенностями нефтяных резервуаров замерные люки могут иметь некоторые смещения по сравнению с расположенлем^ка-заяяым на схеме (см.рис.2).

Страница 8

7

t

Рша. I. ОЛдаК »яд устройства для замера ловких парафинистых отлскениЛ в нефтяных резервуарах:

1    - металлическая измерительная рулетка по ГОСТ 7502-80;

2    - ставдаргнкЛ хот (где л) по ГОСТ 7502-80;

3    - плоская пластинка диаметром 80-90 т в тохватов 3-Л к*

с загнутыми кромками

Страница 9

Рмо*2«Принципиальные с хеки размещения люков для замера донных парафинистых отложений на перекрытии нефтяных резервуаров;

а) резервуары емкостью до 10000*5 о боковым вводом ПНР;

б) резервуары емкостью о выве ХООООм^ с боковым вводом ПНР;

в)    резервуара всех емкостей о донным вводом ППР;

I - хлестну к зий замерный якк;2,3,4,5,6,7- существующие световые и дополнительные замерные люки,расположенные на осевых «ли вблизи осевых линий АВ и СД на перекрытии резервуаров

Страница 10

9

2.5.    Существующее световые к дополз ителыго устанавливаемые резервуарные дюки, используемые в качестве замерши ликов,додж»

*ш бить оборудованы стандартными патрубками, имеющими высотный трафарет в связанными между собой переходной площадкой, ограждённой пе ридяш.

2.6.    Величину (толщину) донного парафинистого осадка в каждом замерном лике определяют как разность двух высот: базовой (трафаретной) высоты замерных люков и высоты, замеряемой в этих же двчах до поверхности осадка, т.е.

hoi ~h5<л~Ьза*7    ^)

2.7.    Базовую (трафаретную) высоту [5) измеряют как расстояние по вертикали между днищем в точке касания лото рулетки и риской планки каждого замерного люка, при этом ленту рулетки с дотом опускают медленно, не доцуская отклонения от вертикального положения и не задевая за внутреннее оборудование резервуара.

2.8.    Высоту до поверхности донного парафинистого осадка из меряют как расстояние до вертикали между поверхностью донного осадка в точке касания дота рулетка а риской планки каждого замерного люка.

2.9.    Измерения перечисленных высот в каждом замерном л. «е резервуара производят не менее 2-х раз ж при получении расхождений в отсчётах бо/ее I мм измерения повторяют ж из 3-х наиболее близких отсчетов будут среднее, т.е.

hta^    (а)

3

2.10. Средняя высота (толщина) донного парафинистого осадка ъ резервуаре рассчитывается как средняя величина суммы заме-

Страница 11

10

ров в отдельных лгаах по выражению:

2.II, Высота осадка, замерекпая в существующем замерном лике, из-за его расположения вблизи ППР всегда меньше высоты осадка, замеренной в другие люках я может иметь даже нулевую величину,

В последнем случае этот результат замера следует исключить при уточнённом расчёте, т.к. его учёт значительно снизит среднюю вы-соту донного осадка, рассчитанную по формуле (3). Поэтому замер высоты осадка через этот люк может не производиться.

2.12* Замер донного парафинистого осадка в нефтяных резервуарах следует осуществлять не реже I раза в месяц (целесообразно перед включением в работу сиотемы размыва осадка), одренировав предварительно воду.

2.13* L результате влияния на процеос накопления донного парафинистого осадка движения поступающей черев ППР жидкости появляются зоны максимальных и минимальных отложений, особенно характерные для резервуаров с боковым расположением ППР (рнс.З). В зависимости от скорости входящей через ППР нефти (1*2 м/с) зоны минимальных отложений составляют (при закачке через один патрубок) в резервуарах PBC-5G0G от 2,2 до 8,6*, в PBC-IOOOO от 1,2 до 4,9*, в РВС-20000 от 1,1 до 4,3*, в РВС-50000 от 1,2 до 4,8*, в ХБР-10000 от 3,6 до 14,6*, в ХБР-30000 от 0,01 до 0,05* площади днища перечисленных резервуаров.

2,14. Учитывая неравномерность нарастания (накопления) парафинистого осадка на днище нефтяных резервуаров, обусловленное воздействием поступащей в них жидкости, можно для случая ориентировочных замеров использовать минимальное по сравнению с указанным в п.3.3 и на рис.2 количество замерных люков. Для этого

Страница 12

q)/K5P- /ОООО    *-)    'KGp.joOOO

Рйс, 3* .Зоны распределения смоло-парафинового осадка на дниде нефтяник резервуаров:

а.б.в.г-д - резервуары с боковым вводом ППР; е то же с донным вводом ППР;

Е23 и □ -зону максимальных и минимальных отложений при скоростях поступления нефти через ППР И * к м/с 1 существующий замерный люк; 2,3.4,5.6,7 - существующие световые и

дополнительные замерные люки,расположенные на перекрытии резервуаров

Страница 13

замеры дойного осадка осуществляйся з резервуарах: с боковым вводом ПНР в 2-3 люках (см .£ 2,3,4 на рас.2 в 3), с донным вводом ПНР в 3-4 люках (ck.J$2,3,4,5 на .Гас.2 и 3), т.е. люках, не подве рая иных действию струйного движ' кая нефти, выходящей из ППРс

2.15# Учитывая симметричность расположения по отношению к ДПР перечисленных выше люков # 2 я Л 4 (см.рис.2 и 3) и,следовательно, одинаковую величину осадка в них, задача пс ориентировочному определению величины донных парафинистых отложений в резервуарах еще несколько упрощается а сводится практически к уменьшению числа замерных люков на единицу по сравнению с указанными в п. 3.13. То есть в резервуарах, имеющих горизонтальные ППР, для ориентировочного определения величины осадка замеры могуть быть выполнены только в двух люках - Ж и № 3 (рис.2,3).

2.16. Данные замеров нефтяных резервуаров ,-базовой (трафаретной) высоты и высоты, замеряемой до поверхности донного осадка, необходимые для определения величины (толщины) донного парафинистого осадка “Заносятся в виде таблица, примерная форма которой дана для справки в приложении I.

2.17* Всё изложенное выше по замеру величины донных парафинистых отложений относится, в первую очередь, к нефтяным резервуарам со стационарной кровлей. Что же касается резервуаров с плавающим покрытием (т.е. с понтоном или плавящей крышей),то для них описанное тоже справедливо. Но в данном случае имеются особенности.

а) Затруднительно определение базовой (трафаретной), высоты замерных люков из-за постоянного перемещения плаваюцего покрытия. Поэтому предлагается установить в этих резервуарах ста-

Страница 14

13

ционарнув мерную ленту, служащую эталсчом базовой высоты (рис.4)

б) Отсутствуют свободные люки для замера осадка.Б этой случае в виде исключения могут быть использованы в качестве замерных люков 2-3 отверстия в перекрытия, предназначенные для крепления опорных стоек плавающего покрытия и расположенные примерно в рекомендуемых (см.рио.2 и 3) местах*

2.18.. Для замера величины донных парафинистых отложений во вновь строящихся нефтяных резервуарах рекомендуется предусмотреть на стадии их проектирования дополнительные замерные люки, размещенные на перекрытии резервуаров согласно схеме рис.2.

3. ТРСБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЦРОЕЕДЕНИЙ 3ALEP0B

3,1# Работники, производящие замеры донных парафинистых отложений в нефтяных резервуарах, должны предварительно пройти инструктаж по технике безопасности и противопожарной технике, получить допуск к выполнению указанных работ и соответствующую спецодежду и слецобувь, предусмотренные [5] ГОСТом II62I-73, ГОСТом 11622-73 и ГОСТом 5375-79,

3.2,    На резервуарах, не имеющих ограждений в виде перил по всей окружности крыши, работы должны производиться с предохранительным поясом, прикрепляемым к надёжно установленным элементам металлических конструкций перекрытия резервуара.

3.3,    После операций по измерению величины донных отложений крышки замерных лтов должны быть плотно прикрыты.

3.4,    Во время грозы замеры в резервуарах категорически воспрещаются.

Страница 15

и

Гис. 4. Принципиальная схема установки в резервуаре с плавающим покрытием стационарной мерной ленты:

1    - мерная металлическая лента с грузом;

2    - плавающее покрытие (плавающая крыша

или металлический понтон);

3    - кронштейн для закрепления мерной ленты

Страница 16

15

4. РАСЧЁТ ВЕЛИЧИНЫ ОБРАЗУЮЩЕГОСЯ ДОННОГО ПАРАФИНИСТОГО ОСАДКА В НЕФТЯНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ

4.1.    При отсутствии возможности проведения замеров донных парафинистых отложений допускается в случае нормальной эксплуатации нефтяных резервуаров определение воличины осадка в них путём расчета с использованием аналитических зависимостей,получев-ных в результате о<>общения результатов экспериментальных исследований процесса осадкообразования при хранении парафинистых нефтей в резервуарных емкостях.

4.2.    Основная расчетная формула, характеризующая процесс осадкообразования в парафинистых нефтях и определящая ко,щонтра-цию оседающей смоло-парафвновой взвеси, шдеет вид:

г -    .    га)

L°P кГрА+В    w

4.3.    Масса донного резервуарного парафинистого осадка досчитывается по формуле:

Сол'Рд' HpOt _

fQQ    *    Qm Г1о6 .    (5)

4.4.    Объем дошюго резервуарного парафинистого осадка вычисляется по формуле:

I, Coo'Fp'Mff* _

^ ЮОро ?"Поб •    СО

4.5.    Высота донного резервуарного парафинистого осадка определяется по формуле:

L _ СорМрСХ п

"о~ ~~ЮОро 'УнПо6 •    <7>

4.6.    Вначале вычисляется значение концентра;^» оседгшг;оЙ смоло-парафиновой взвеси в резервуаре по формуле (4), a bwm, имея значение Сор . рассчитывают по формуле (6) и (7) ь*дичины объема и высоты дошюго резервуарного осадка.

Страница 17

те

4.7. Значения постоянных коэффициентов А и В, необходимых для расчётов в диапазоне (5+44°С) с интервалом в Tftc* приведены для тюменской, ромашки некой, мухановокой и кулешоьской нефтей в таблице ниже.

5. ПРШЕР РАСЧЁТА

5Л. Исходные данные.

Резервуар РВС-20000: Др=*45,6 м; Нр*12 м; (X« 0,95; Fp~

1632,298 и2; t~ (6+44°С)* о интервалом в 2°С;    /Г-0.0438;

(10, 20, 40, 60, 80, 100, 120)4; А и В (см. табл.).

Нефть тюменская**: t«20°C; lJ^aJ»354 кг/м3; ^^=900 кг/мэ.

Рассмотрим расчет при одной температуре, например, при температуре 2(Яс и времени храпения ^ а Юч.

5.2* Вычислим значения маосовой ко1щентрвдии оседапцей смоло-парафиновой взвеси в нефти по формуле (4):

Q ш _Qi 0139Л К — 0,02751 % масс.

Р 0,0438 х 10 X 0,626 + 15,65

5.3.    Объем донного резервуарного парафинистого осадка-по формуле (6):

у * J3,q2?jilja632,298 ^ \2, X 0,9$    _    4i86    „з _

100 х 900

5.4.    Высота донного резервуарного парафинистого осадка -по формуле (7):

h . Q.Q2?.? .3 I2 * 9.95 * 8Е-4-- = 0,00297 м = 2.97 см .

°    100    х    900

* Выбор указанного диапазона температур обусловлен температур-иым режимом,наблкщаемым на практике в нефтяных резервуарах.

** Тюменская нефть - это смесь нефтей месторождений Западной Сибири.

Страница 18

Таблица

Значения постоянных коэффициентов А и В для парафинистых нефтей

7" ""----

Н е

' <Ь

т и

;Тшв некая

; Ромшнкинсхая

[мухадовская !

Кулешовс.чая

i _а_ J.

В

1 JL

! В

! А

! В !

А

I 6

18,0

264

3.090

243,20

9,876

262,40

2,872

79,960

16,5

268

2,900

218,00

8,800

224,00

2,550

70,50

13,0

244

2,720

188,00

7,550

187,00

2,250

64,50

13,2

220

2,530

157,00

6,250

147,00

1,950

59,50

11,5

204

2,340

130,00

5,000

106,00

1,550

53,50

10,223

185,0

2,158

100,00

3,946

63,18

1,300

48,00

8,250

161,5

1,980

73,00

2,620

30,00

0,950

42,00

6,500

138,0

1,790

58,00

1,350

10,00

0,650

36,50

4,750

116,5

1,610

46,00

0,450

6,00

0,520

31,50

3,000

96,0

1,440

36,50

0,200

4,00

0,460

2С.00

1,744

72,50

1,261

29,99

0,172

2,94

0,426

20,62

0,877

52,50

1,150

24,00

0,190

3,10

0,416

17,00

0,740

37,00

1,060

20,00

0,210

3,30

0,390

i4, IX)

0,670

27,50

1,010

17,80

0,230

3,50

0,360

22,50

0.640

20,00

0,980

16,50

0,262

3,70

0,370

П ,70

0,626

15,65

0,997

16,00

0,298

3,85

0,379

11,52

0,627

12,70

1,020

15,50

0,315

3,86

0,380

12,00

0,628

10,50

1,050

16,50

0,330

3,88

о,заз

43,00

0,629

9,00

1,070

17,00

0,345

3,90

0,386

14,50

0,630

8,00

1,090

19,00

0,360

3,92

0,390

16.50

0,631

8,11

1,106

20,55

0,375

3,94

0,395

18,59

0,634

8,50

Г. 100

23,00

0,390

4,00

0,410

20,00

0,638

10,00

1,120

25,50

0,ч05

4,05

0,425

22,00

0,642

11,70

1,140

27,50

0,420

4,10

0,435

24,00

0,646

14,00

1,150

29,50

0,440

4,15

0,450

26,00

0,650

16,61

1,180

30,98

0,454

4.21

0,46С

26,04

0,654

19,0

1,200

33,00

0,470

4,26

0,470

30,1)0

0,658

21,5

1,220

35,10

0,490

4,31

0,485

0.1. «2

0,662

24,0

1,240

37,20

0,500

4,37

0,500

34,00

0,665

27,0

] ,255

43,8

0,520

4,42

0,510

,iS,60

0,670

29,5

1,275

41,6

0,540

4.48

0,525

3^,60

Страница 19

4ь 4ь с* 4* 4*

W M н о

о со со у

«D 05    №

О

О

р

о

о

о

О

р

о

<}

<1

от

от

от

от

от

от

от

8

О

о

л

«о

со

со

со

8

се

м

3

•о

А

сл

сл

4*

4*

со

со

«о

СО

.СО

о

сл

«о

ф

1*.

ю

о

сл

сл

о

сл

сл

о

сл

о

м

м

К1

►ч

м

м

нн

м

ы

4b

со

со

со

со

со

го

СП

со

Н-<

ф

сл

СО

h-(

ф

Q О

О

О

сл

о

о

сл

о

Ol

сл

сл

СЛ

СЛ

4*.

4*

й

со

«0

сл

со

кн

со

СЛ

о

о

о

о

О

о

О

о

О

о

о

о

о

О

о

С

о

О

сл

от

от

8

СЛ

от

от

сл

сл

СП

8

-3

о

сл

о

го

о

8

8

о

СЛ

СЛ

4*

4*

4*

4*

4*

4*.

ш

СО

8

<3

ОТ

ОТ

СЛ

СЛ

от

о

ф

сл

СО

4*

00

со

о

о

О

о

о

О

о

О

от

от

от

от

от

53

СЛ

сл

СЛ

со

м

8

СО

СЛ

сЬ

сл

сл

о

о

сл

СО

о

сл

сл

О

сл

сл

сл

4*

4-

8

СО

сл

со

м

Ф

СЛ

м

СО

8

о

о

888

О

сл

сл

СЛ

О

Страница 20

19

5.5, Подобные расчеты выполняются для данного резервуара для всего диапазона температур    (6+44°С) и времени хранения

(10+120)у.

5.6.    Плотности нефти и донного осадка, необходимые при проведении расчётов по оценке величины донного осадка, определяются по отобранным пробам опытным путём согласно ГОСТу 3900-47 [7] для одной температуры, например, 20°С. А для других температур эти параметры рассчитываются по известной формуле.

5.7.    Расчёты в соответствии с шшепрнведеинымж формулами (4), (6) и (7) концентрации оседающей смоло-парафиновой взвеси, объёма и высоты донного парафинистого осадка выполнены для наиболее распространенных в системе транспорта и хранения нефтяных резервуаров РВС-5000, PBC-IOOOO, РВС-20000, РВС-50000, ЖКР-10000 и ЖБР-30000.

6.Х. Результаты проведенных по формулам (4),(6) и (7) расчетов величины донных парафинистых отлохекай в нефтяных резервуарах для рассматриваемых в диапазоне (6+44°С) температур

Эти графика (см.рис.5 + 28), приведенные в приложении 2, позволяют определять количество осадка, образующегося на Днище нефтяных резервуаров в течение одного цикла заполнения-опорожнения их в зависимости от временя и температуры хранения тюменской, ромашкннской, цухаковской а кулеаовскай ыл&тей.

6. РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ