Требования к нефтям по содержанию хлористых солей и воды

25.09.2018 Выкл. Автор admin

ГОСТ Р 51858-2002. Нефть [21.05.18]
ГОСТ Р 51858-2002 на портале
Государственные стандарты, стандарты отраслей не являются объектом авторского права (р.1,ст.6,п.4 «Закона о стандартизации N 5154-1»).

Общие технические условия

Crude petroleum. General specifications.

4.2 В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на классы 1-4 (таблица 1).

1) Нефть c массовой доли серы 0,15 % (класс 1); с плотностью при температуре 20 °С 811,0 кг/м 3 , при 15 °С 814,8 кг/м 3 (тип 0); с массовой долей воды 0,05%, массовой концентрацией хлористых солей 25 мг/дм 3 , массовой долей механических примесей 0,02%, с давлением насыщенных паров 58,7 кПа (440 мм рт.ст.), с массовой долей органических хлоридов во фракции с температурой 204°С 1 млн -1 (группа 1); с массовой долей сероводорода 5 млн -1 , легких меркаптанов 8 млн -1 (вид 1) обозначается «Нефть 1.0.1.1 ГОСТ Р 51858-2002».
2) Нефть, поставляемая для экспорта, с массовой долей серы 1,15 % (класс 2); плотностью при температуре 20 °С 865,0 кг/м 3 , при температуре 15 °С 868,5 кг/м 3 с выходом фракций до температуры 200 °С — 23 % об., до температуры 300 °С — 45 % об., с массовой долей парафина 4% (тип 2э); с массовой долей воды 0,40 %, с массовой концентрацией хлористых солей 60 мг/дм 3 , с массовой долей механических примесей 0,02%, с давлением насыщенных паров 57,4 кПа (430 мм рт.ст.), с массовой долей органических хлоридов во фракции до температуры 204°С 2 млн -1 (группа 1); с массовой долей сероводорода менее 5 млн -1 , легких меркаптанов 7 млн -1 (вид 1) обозначается «Нефть 2.2э.1.1 ГОСТ Р 51858-2002».

5.2 Нефть при приеме в систему трубопроводного транспорта для последующей поставки на экспорт должна соответствовать требованиям таблицы 3, группы 1 и таблицы 4, виды 1,2.

Раздел 5 (Измененная редакция, Изм.№ 1).

6.2 Нефть содержит легкоиспаряющиеся вещества, опасные для здоровья и жизни человека и для окружающей среды. Предельно допустимые концентрации нефтяных паров и опасных веществ нефти в воздухе рабочей зоны установлены в ГОСТ 12.1.005 и [1].
При перекачке и отборе проб нефть относят к 3-му классу опасности (предельно допустимая концентрация аэрозоля нефти в воздухе рабочей зоны — не более 10 мг/м 3 ), при хранении и лабораторных испытаниях — к 4-му классу опасности (предельно допустимая концентрация по углеводородам алифатическим предельным С110 в пересчете на углерод — не более 900/300мг/м 3 )[1]. Нефть, содержащую сероводород (дигидросульфид) с массовой долей более 20 млн -1 , считают сероводородсодержащей и относят ко 2-му классу опасности. Предельно допустимая концентрация сероводорода (дигидросульфида) в воздухе рабочей зоны не более 10 мг/м 3 , сероводорода (дигидросульфида) в смеси с углеводородами C1-C5 — не более 3 мг/м 3 .
(Измененная редакция, Изм.№ 1).

6.3 Класс опасности нефти — по ГОСТ 12.1.007.

6.4 При отборе проб нефти, выполнении товарно-транспортных и других производственных операций, проведении испытаний необходимо соблюдать общие правила техники безопасности, инструкции по безопасности труда в зависимости от вида работы. При работах с нефтью необходимо применять индивидуальные средства защиты согласно типовым отраслевым нормам, утвержденным в установленном порядке.

6.5 Работающие с нефтью должны знать правила безопасности труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004.

6.6 Нефть относят к легковоспламеняющимся жидкостям 3-го класса по ГОСТ 19433. Удельная суммарная активность радионуклидов нефти менее 70 кБк/кг (2 нКи/г), что позволяет не относить ее к опасным грузам класса 7.

6.7 Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей паров нефти с воздухом — IIA-T3 по ГОСТ Р 51330.11. Температура самовоспламенения нефти согласно ГОСТ 51330.5 выше 250 °С.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

6.8 Общие требования пожарной безопасности при работах с нефтью — по ГОСТ 12.1.004.

6.9 При загорании нефти применяют средства пожаротушения: распыленную воду, химическую и механическую пену; при объемном тушении применяют порошковые огнетушители, углекислый газ, при тушении жидкостью — бромэтиловые составы (СЖБ), перегретый пар, песок, асбестовые покрывала, кошму и другие средства.

7.2 Загрязнение нефтью водных акваторий в результате аварий устраняют локализацией разливов, сбором разлитой нефти или другими методами.

7.3 Предельно допустимая концентрация нефти в воде объектов культурно-бытового пользования и хозяйственно-питьевого назначения для нефти классов 3, 4 — не более 0,1 мг/дм 3 , для нефти классов 1, 2 — не более 0,3 мг/дм 3 ; водных объектов рыбохозяйственного назначения — не более 0,05 мг/дм 3 по СанПиН 2.1.5.980.

7.4 Загрязнение почвы разлитой нефтью ликвидируют сбором нефти с последующей рекультивацией почвы или другими методами очистки. Остаточное содержание нефти в почве после ликвидации загрязнения и проведения рекультивационных работ установлено в нормативных и технических документах, принятых в установленном порядке.

8.1 Нефть принимают партиями. Партией считают любое количество нефти, сопровождаемое одним документом о качестве по ГОСТ 1510.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

8.2 Отбор проб — по ГОСТ 2517.

8.3 Для проверки соответствия нефти требованиям настоящего стандарта проводят приемосдаточные и периодические испытания.

8.4 Приемосдаточные испытания проводят для каждой партии нефти по следующим показателям:
— плотность;
— массовая доля серы;
— массовая доля воды;
— массовая концентрация хлористых солей.
— давление насыщенных паров (только при приеме и сдаче в системе трубопроводного транспорта).
При несоответствии любого из показателей требованиям настоящего стандарта или разногласиях по этому показателю проводят повторные испытания той же пробы, если она отобрана из пробоотборника, установленного на потоке, или повторно отобранной пробы, если она отобрана из резервуара или другой емкости.
Результаты повторных испытаний распространяют на всю партию.

8.5 Периодические испытания выполняют в сроки, согласованные принимающей и сдающей сторонами, но не реже одного раза в 10 дней по следующим показателям:
— массовая доля механических примесей;
— давление насыщенных паров (кроме нефти в системе трубопроводного транспорта);
— наличие сероводорода (или массовая доля сероводорода и легких меркаптанов при наличии в нефти сероводорода);
— содержание хлорорганических соединений.
При поставке нефти на экспорт дополнительно определяют выход фракций и массовую долю парафина.
Результаты периодических испытаний заносят в документ о качестве испытуемой партии нефти и в документы о качестве всех партий до очередных периодических испытаний.
При несоответствии результатов периодических испытаний по любому показателю требованиям настоящего стандарта испытания переводят в категорию приемосдаточных для каждой партии до получения положительных результатов не менее чем в трех партиях подряд.

8.6 При разногласиях в оценке качества нефти проводят испытания хранящейся арбитражной пробы. Испытания проводят в лаборатории, определенной соглашением сторон.
Результаты повторных испытаний считают окончательными и вносят в паспорт качества на данную партию нефти.

8.4-8.6(Измененная редакция, Изм.№ 1).

Давление насыщенных паров, выход фракций, массовую долю сероводорода и легких меркаптанов определяют в точечных пробах, отобранных по ГОСТ 2517.

Остальные показатели качества нефти определяют в объединенной пробе, отобранной по ГОСТ 2517.

9.2 Массовую долю серы в нефти определяют по ГОСТ 1437, ГОСТ 51947 или согласно приложению А (7). При использовании методов по ГОСТ Р 51947 или согласно приложению А (7) массовая доля воды в пробе не должна быть более 0,5%.

При разногласиях в оценке качества нефти по массовой доле серы определение выполняют по ГОСТ Р 51947.

9.3 Плотность нефти при температуре 20 °С определяют по ГОСТ 3900 и приложению А (11), при температуре 15 °С — по ГОСТ Р 51069 или по приложению А [2, 3, 8].
Плотность нефти на потоке в нефтепроводе определяют плотномерами. При разногласиях в оценке плотности нефти плотность определяют по ГОСТ 3900 или ГОСТ Р 51069.

9.1-9.3(Измененная редакция, Изм.№ 1).

9.5 Массовую долю воды определяют по ГОСТ 2477. Допускается применять метод согласно приложению А [5]. При разногласиях в оценке качества нефти массовую долю воды определяют по ГОСТ 2477 с использованием безводного ксилола или толуола.

9.6 Массовую концентрацию хлористых солей в нефти определяют по ГОСТ 21534. Допускается применять метод согласно приложению А [4].
При разногласиях в оценке качества нефти массовые концентрации хлористых солей определяют методом А по ГОСТ 21534.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

9.8 Давление насыщенных паров нефти определяют по ГОСТ 1756, ГОСТ 52340 или согласно приложению А (10).

Допускается применять метод согласно приложению А (9) с приведением к давлению насыщенных паров по ГОСТ 1756.

При разногласиях в оценке качества нефти давление насыщенных паров определяют по ГОСТ 1756.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

9.11 Определение массовой доли органических хлоридов в нефти выполняют по ГОСТ Р 52247 или в соответствии с приложением А (6).

Для получения фракции, выкипающей до температуры 204°С, допускается использование аппаратуры по ГОСТ 2177 (метод Б).

При разногласиях в оценке качества нефти определение массовой доли органических хлоридов выполняют по ГОСТ 52247.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

9.12 Разногласия, возникающие при оценке качества нефти по любому из показателей, разрешаются с использованием ГОСТ Р 8.580.

Справочник химика 21

Химия и химическая технология

Требования к содержанию воды и солей в нефти

Требования к содержанию воды и солей в нефти [c.4]

Как известно, ГОСТ 9965—62 Нефть, поставляемая с промыслов для переработки. Технические требования утвержден Комитетом стандартов мер, измерительных приборов при Совете. Министров СССР 23 января 1962 года, В дальнейшем по согласованию с Миннефте-промом и Миннефтехимпромом СССР Комитет стандартов СССР внес Б него ряд дополнений и установил 4 группы нефтей. Первая группа нефти соответствует всем требованиям ГОСТ 9965—62. Поставка нефтей второй, третьей и четвертой групп разрешается с отступлением от ГОСТ 9965—62 по содержанию хлористых солей и воды. [c.12]

ВНИИНП считает [1, 2], что для обеспечения глубокого обессоливания нефти (до 1—3 мг/л) содержание хлоридов в промывной воде, подаваемой на последнюю ступень ЭЛОУ, не должно превышать 300 мг/л (в расчете на хлористый натрий). Такое требование к качеству промывной воды вызвано тем, что в обессоленной нефти всегда остается некоторое количество воды, а вместе с ней и солей. Вполне очевидно, что при остаточном содержании воды в обессоленной нефти 0,1—0,2% остаточное содержание солей в нефти, в случае подачи воды с концентрацией хлоридов 300 мг/л, будет на 0,3—0,6 мг/л выше, чем в случае подачи воды, не содержащей хлоридов. При существующей жесткой норме остаточных солей в нефти такое повышение их содержания, обусловленное присутствием солей в самой воде, следует считать предельным. [c.10]

Читайте так же:  Приказ по школе при педикулезе

Содержание солей в нефтях, поступающих на нефтеперерабатывающие заводы, обычно составляет 500 мг/л, а воды —в пределах 1 % (масс.). На переработку же допускаются нефти, в которых содержание солей не превышает 20 мг/л и воды 0,1 % (масс.). Требования к ограничению содержания солей и воды в нефтях постоянно возрастают, так как только снижение содержания солей с 20 до 5 мг/л дает значительную экономию примерно вдвое увеличивается межремонтный пробег атмосферно-вакуумных установок, сокращается расход топлива, уменьшается коррозия аппаратуры, снижаются расходы катализаторов, улучшается качество газотурбинных и котельных топлив, коксов и битумов. [c.8]

По такой схеме (рис. 5.67) сточные воды нефтеперерабатывающих заводов подвергаются механической очистке от нефтепродуктов и взвешенных веществ. Остаточное содержание нефтепродуктов в воде после этой очистки составляет 30 мг/л, количество взвешенных веществ не превышает 30 мг/л. Дальнейшая очистка воды производится биохимическим методом с применением высоконагружаемых аэротенков с механической системой аэрации и совмещенных со вторичными отстойниками. Эффект очистки на этом сооружении по БПКполн достигает 90% (остаточная БПКполн 20 мг/л), содержание нефтепродуктов 5 мг/л, взвешенных веществ до 25 мг/л, солей до 800 мг/л. В связи с высоким содержанием солей в очищенной воде 50% всей воды подвергается обес-соливанию с доведением солесодержания в общем потоке до 560 мг/л, что отвечает требованиям, предъявляемым к качеству воды, которая применяется в технологическом процессе переработки нефти. [c.612]

Учитывая явное преимущество комбинирования установок ЭЛОУ и АВТ, на некоторых нефтеперерабатывающих заводах была создана технологическая и энергетическая связь между установками электрообессоливания и АВТ. На комбинированной установке при жестком соединении системы к работе блока ЭЛОУ предъявляют весьма серьезные требования. При нарушении режима в блоке ЭЛОУ на атмосферную часть установки может начать поступать нефть с содержанием воды и солей больше, чем предусматривается нормами. Поэтому в последующих проектах этих установок в случае некачественного обессоливания предусмотрен вывод сырой нефти с установки после дегидраторов. [c.97]

Жесткость соединения системы предъявляет весьма серьезные требования в работе ЭЛОУ. В случае нарушения режима в атмосферную часть установки может поступать нефть с содержанием воды н солей больше, чем предусматривается нормами. [c.54]

Стабильный газовый конденсат, поставляемый на нефтеперерабатывающие заводы, должен соответствовать требованиям ОСТ 5165-80 (табл. 1-5). Один из основных нормативов качества — давление насыщенных паров, показатель, характеризующий наличие низкокипящих углеводородов (пропана, бутана), которые при транспортировке и хранении испаряются, чем создают пожарную опасность, приводят к увеличению потерь и загрязнению атмосферы. Повышенное содержание воды и солей приводит к интенсивной коррозии оборудования и увеличивает транспортные издержки. Газовые конденсаты и нефти в своем составе содержат различные соединения, нафтеновые кислоты и т.д. [c.22]

Нефтяные кислоты и их соли. Нефтяные кислоты, в основном нафтеновые, содержащиеся в некоторых нефтях, выделяют при щелочной очистке топливных и масляных дистиллятов в виде натриевых солей (мыл) и применяют для изготовления мылонафта, асидола и асидола-мылонафта. Мылонафт (содержание нефтяных кислот 43%) представляет собой смесь натриевых мыл нефтяных кислот, минерального масла и воды. Асидол (содержание нефтяных кислот 42—50%) состоит из нефтяных кислот с примесью минерального масла, а асидол-мылонафт (содержание нефтяных кислот 67—70%) является смесью свободных нафтеновых кислот и их натриевых мыл. Все эти продукты применяют в качестве заменителей жиров при изготовлении технических мыл, так как они обладают хорошими эмульгирующими и пенообразующими свойствами их используют также в текстильной промышленности при крашении, для пропитки древесины с целью предохранения ее от гниения, как сиккативы (ускорители высыхания) и для некоторых других целей. Общим требованием к этим продуктам является минимальное содержание в них минеральных масел. [c.46]

Для обеспечения глубокого обессоливания нефти (до 3 мг/л) содержание хлоридов в подаваемой на ЭЛОУ воде не должно превышать 300 мг/л (в пересчете на хлористый натрий). Такое требование к качеству промывной воды вызвано тем, что в обессоленной нефти всегда остается некоторое количество воды, а вместе с ней и солей. [c.48]

Разработанная к этому времени нормативная документация на нафталанскую нефть состояла из новой Фармакопейной статьи [62], в которой, по существу был продлен срок действия предьщущих стандартов и технологического регламента на процесс подготовки природной продукции Нафталанского специализированного промысла [63], в основе которого оставались прежние требования на промышленную нефть. В соответствии с нормами допускалось использование легкой нафталанской нефти, при поставке которой потребителю контролировали только содержание эмульсионной воды, хлористых солей и механических примесей. [c.37]

АРИМёЧаНйё 3 тех случаях, когда заданием на проектирование, з виде исключения предусмотрено обессоливание на НПЗ, нефть с промыслов должна подводиться с содержанием воды не более и солей не более 500 мг/л, в соответствии с расчетными требованиями типовых установок. [c.7]

Кроме того, перед поступлением на установки первичной перегонки нефти необходимо тщательно обезвоживать и обессоливать. Эти процессы проводят обычно и на промыслах, и на заводе. В свежеполученную нефть, которая представляет собой эмульсию, вводят деэмульгатор, что прекращает старение эмульсии и способствует более полному обезвоживанию и обессоливанию. Так, ро-машкинскую нефть, подготовленную на промысле в соответствии с требованием ГОСТ 9965—62 (с содержанием воды 0,2% и солей 40 мг/л) обессоливают, например на Полоцком НПЗ, до остаточного содержания солей 3—5 мг/л. Высокопарафинистая мангыш-лакская нефть, не обработанная эффективным деэмульгатором на промысле, с трудом обессоливалась на Новокуйбышевском и Волгоградском НПЗ до остаточного содержания солей 30—40 мг/л. Будучи хорошо подготовленной, эта нефть на тех же заводах обессоливается до остаточного содержания солей 10—15 мг/л и менее. [c.7]

В книге Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения изложены современные требования к нефти, поступающей на нефтеперерабатывающие заводы, по содержанию в ней воды п солей. Приведены теоретические основы образования, а также физико-химические свойства эмульсий, образующихся при добыче нефти и ее обессоливанин на нефтеперерабатывающих заводах. [c.2]

Эффективность деэмульгатора определяется интенсивностью разрушени [ эмульсии и характеризуется расходом деэмульгатора, качеством подготовленной нефти (содержанием в ней солей, воды и механических примесей), а также минимальной температурой процесса и его продолжительностью. Применяемые деэмульгаторы должны обладать рядом свойств и удовлетворять основным требованиям, среди которых можно выделить следующие [110) обладать достаточной поверхностной активностью, хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии, быть инертными к металлам, сохранять свои свойства при изменении условий протекания процессов (температура, давление), не влиять на качество нефти, быть недорогими и универсальными. [c.111]

Смотреть страницы где упоминается термин Требования к содержанию воды и солей в нефти: [c.14] [c.96] [c.152] Смотреть главы в:

ГОСТ Р 51858-2002. Нефть [21.05.18]
ГОСТ Р 51858-2002 на портале
Государственные стандарты, стандарты отраслей не являются объектом авторского права (р.1,ст.6,п.4 «Закона о стандартизации N 5154-1»).

Общие технические условия

Crude petroleum. General specifications.

4.2 В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на классы 1-4 (таблица 1).

1) Нефть c массовой доли серы 0,15 % (класс 1); с плотностью при температуре 20 °С 811,0 кг/м 3 , при 15 °С 814,8 кг/м 3 (тип 0); с массовой долей воды 0,05%, массовой концентрацией хлористых солей 25 мг/дм 3 , массовой долей механических примесей 0,02%, с давлением насыщенных паров 58,7 кПа (440 мм рт.ст.), с массовой долей органических хлоридов во фракции с температурой 204°С 1 млн -1 (группа 1); с массовой долей сероводорода 5 млн -1 , легких меркаптанов 8 млн -1 (вид 1) обозначается «Нефть 1.0.1.1 ГОСТ Р 51858-2002».
2) Нефть, поставляемая для экспорта, с массовой долей серы 1,15 % (класс 2); плотностью при температуре 20 °С 865,0 кг/м 3 , при температуре 15 °С 868,5 кг/м 3 с выходом фракций до температуры 200 °С — 23 % об., до температуры 300 °С — 45 % об., с массовой долей парафина 4% (тип 2э); с массовой долей воды 0,40 %, с массовой концентрацией хлористых солей 60 мг/дм 3 , с массовой долей механических примесей 0,02%, с давлением насыщенных паров 57,4 кПа (430 мм рт.ст.), с массовой долей органических хлоридов во фракции до температуры 204°С 2 млн -1 (группа 1); с массовой долей сероводорода менее 5 млн -1 , легких меркаптанов 7 млн -1 (вид 1) обозначается «Нефть 2.2э.1.1 ГОСТ Р 51858-2002».

5.2 Нефть при приеме в систему трубопроводного транспорта для последующей поставки на экспорт должна соответствовать требованиям таблицы 3, группы 1 и таблицы 4, виды 1,2.

Раздел 5 (Измененная редакция, Изм.№ 1).

6.2 Нефть содержит легкоиспаряющиеся вещества, опасные для здоровья и жизни человека и для окружающей среды. Предельно допустимые концентрации нефтяных паров и опасных веществ нефти в воздухе рабочей зоны установлены в ГОСТ 12.1.005 и [1].
При перекачке и отборе проб нефть относят к 3-му классу опасности (предельно допустимая концентрация аэрозоля нефти в воздухе рабочей зоны — не более 10 мг/м 3 ), при хранении и лабораторных испытаниях — к 4-му классу опасности (предельно допустимая концентрация по углеводородам алифатическим предельным С110 в пересчете на углерод — не более 900/300мг/м 3 )[1]. Нефть, содержащую сероводород (дигидросульфид) с массовой долей более 20 млн -1 , считают сероводородсодержащей и относят ко 2-му классу опасности. Предельно допустимая концентрация сероводорода (дигидросульфида) в воздухе рабочей зоны не более 10 мг/м 3 , сероводорода (дигидросульфида) в смеси с углеводородами C1-C5 — не более 3 мг/м 3 .
(Измененная редакция, Изм.№ 1).

6.3 Класс опасности нефти — по ГОСТ 12.1.007.

6.4 При отборе проб нефти, выполнении товарно-транспортных и других производственных операций, проведении испытаний необходимо соблюдать общие правила техники безопасности, инструкции по безопасности труда в зависимости от вида работы. При работах с нефтью необходимо применять индивидуальные средства защиты согласно типовым отраслевым нормам, утвержденным в установленном порядке.

6.5 Работающие с нефтью должны знать правила безопасности труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004.

6.6 Нефть относят к легковоспламеняющимся жидкостям 3-го класса по ГОСТ 19433. Удельная суммарная активность радионуклидов нефти менее 70 кБк/кг (2 нКи/г), что позволяет не относить ее к опасным грузам класса 7.

6.7 Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей паров нефти с воздухом — IIA-T3 по ГОСТ Р 51330.11. Температура самовоспламенения нефти согласно ГОСТ 51330.5 выше 250 °С.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

6.8 Общие требования пожарной безопасности при работах с нефтью — по ГОСТ 12.1.004.

6.9 При загорании нефти применяют средства пожаротушения: распыленную воду, химическую и механическую пену; при объемном тушении применяют порошковые огнетушители, углекислый газ, при тушении жидкостью — бромэтиловые составы (СЖБ), перегретый пар, песок, асбестовые покрывала, кошму и другие средства.

Читайте так же:  Если договор с ук не подписан

7.2 Загрязнение нефтью водных акваторий в результате аварий устраняют локализацией разливов, сбором разлитой нефти или другими методами.

7.3 Предельно допустимая концентрация нефти в воде объектов культурно-бытового пользования и хозяйственно-питьевого назначения для нефти классов 3, 4 — не более 0,1 мг/дм 3 , для нефти классов 1, 2 — не более 0,3 мг/дм 3 ; водных объектов рыбохозяйственного назначения — не более 0,05 мг/дм 3 по СанПиН 2.1.5.980.

7.4 Загрязнение почвы разлитой нефтью ликвидируют сбором нефти с последующей рекультивацией почвы или другими методами очистки. Остаточное содержание нефти в почве после ликвидации загрязнения и проведения рекультивационных работ установлено в нормативных и технических документах, принятых в установленном порядке.

8.1 Нефть принимают партиями. Партией считают любое количество нефти, сопровождаемое одним документом о качестве по ГОСТ 1510.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

8.2 Отбор проб — по ГОСТ 2517.

8.3 Для проверки соответствия нефти требованиям настоящего стандарта проводят приемосдаточные и периодические испытания.

8.4 Приемосдаточные испытания проводят для каждой партии нефти по следующим показателям:
— плотность;
— массовая доля серы;
— массовая доля воды;
— массовая концентрация хлористых солей.
— давление насыщенных паров (только при приеме и сдаче в системе трубопроводного транспорта).
При несоответствии любого из показателей требованиям настоящего стандарта или разногласиях по этому показателю проводят повторные испытания той же пробы, если она отобрана из пробоотборника, установленного на потоке, или повторно отобранной пробы, если она отобрана из резервуара или другой емкости.
Результаты повторных испытаний распространяют на всю партию.

8.5 Периодические испытания выполняют в сроки, согласованные принимающей и сдающей сторонами, но не реже одного раза в 10 дней по следующим показателям:
— массовая доля механических примесей;
— давление насыщенных паров (кроме нефти в системе трубопроводного транспорта);
— наличие сероводорода (или массовая доля сероводорода и легких меркаптанов при наличии в нефти сероводорода);
— содержание хлорорганических соединений.
При поставке нефти на экспорт дополнительно определяют выход фракций и массовую долю парафина.
Результаты периодических испытаний заносят в документ о качестве испытуемой партии нефти и в документы о качестве всех партий до очередных периодических испытаний.
При несоответствии результатов периодических испытаний по любому показателю требованиям настоящего стандарта испытания переводят в категорию приемосдаточных для каждой партии до получения положительных результатов не менее чем в трех партиях подряд.

8.6 При разногласиях в оценке качества нефти проводят испытания хранящейся арбитражной пробы. Испытания проводят в лаборатории, определенной соглашением сторон.
Результаты повторных испытаний считают окончательными и вносят в паспорт качества на данную партию нефти.

8.4-8.6(Измененная редакция, Изм.№ 1).

Давление насыщенных паров, выход фракций, массовую долю сероводорода и легких меркаптанов определяют в точечных пробах, отобранных по ГОСТ 2517.

Остальные показатели качества нефти определяют в объединенной пробе, отобранной по ГОСТ 2517.

9.2 Массовую долю серы в нефти определяют по ГОСТ 1437, ГОСТ 51947 или согласно приложению А (7). При использовании методов по ГОСТ Р 51947 или согласно приложению А (7) массовая доля воды в пробе не должна быть более 0,5%.

При разногласиях в оценке качества нефти по массовой доле серы определение выполняют по ГОСТ Р 51947.

9.3 Плотность нефти при температуре 20 °С определяют по ГОСТ 3900 и приложению А (11), при температуре 15 °С — по ГОСТ Р 51069 или по приложению А [2, 3, 8].
Плотность нефти на потоке в нефтепроводе определяют плотномерами. При разногласиях в оценке плотности нефти плотность определяют по ГОСТ 3900 или ГОСТ Р 51069.

9.1-9.3(Измененная редакция, Изм.№ 1).

9.5 Массовую долю воды определяют по ГОСТ 2477. Допускается применять метод согласно приложению А [5]. При разногласиях в оценке качества нефти массовую долю воды определяют по ГОСТ 2477 с использованием безводного ксилола или толуола.

9.6 Массовую концентрацию хлористых солей в нефти определяют по ГОСТ 21534. Допускается применять метод согласно приложению А [4].
При разногласиях в оценке качества нефти массовые концентрации хлористых солей определяют методом А по ГОСТ 21534.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

9.8 Давление насыщенных паров нефти определяют по ГОСТ 1756, ГОСТ 52340 или согласно приложению А (10).

Допускается применять метод согласно приложению А (9) с приведением к давлению насыщенных паров по ГОСТ 1756.

При разногласиях в оценке качества нефти давление насыщенных паров определяют по ГОСТ 1756.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

9.11 Определение массовой доли органических хлоридов в нефти выполняют по ГОСТ Р 52247 или в соответствии с приложением А (6).

Для получения фракции, выкипающей до температуры 204°С, допускается использование аппаратуры по ГОСТ 2177 (метод Б).

При разногласиях в оценке качества нефти определение массовой доли органических хлоридов выполняют по ГОСТ 52247.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

9.12 Разногласия, возникающие при оценке качества нефти по любому из показателей, разрешаются с использованием ГОСТ Р 8.580.

Как определить качество нефти?

Добываемая на промыслах нефть содержит много примесей (вода, песок, газ, кусочки породы и так далее). Для того, чтобы подать это сырье в систему магистральных нефтепроводов для дальнейшей транспортировки на нефтеперерабатывающие предприятия или на экспорт, её необходимо предварительно довести до нужного уровня качества.

Для обеспечения качественной переработки, нефти должны соответствовать определенным требованиям по целому ряду параметров.

Нормируемыми показателями качества товарной нефти являются:

  • содержание в ней воды;
  • количество примесей механического характера;
  • показатель давления насыщенных нефтяных паров;
  • содержание солей хлористого вида;
  • содержание хлор – органических химических соединений.

Содержание в сырье воды

Воды в промысловой нефти, особенно на старых месторождениях, может быть до 90, а иногда и до 98-ми процентов, что никак не соответствует необходимым требованиям к товарному сырью. Содержание воды в нефти нормируется по следующим причинам:

  • нефть с водой может образовывать эмульсии с высокой вязкостью, и транспортировка такой смеси по трубопроводам на большие расстояния является слишком энергозатратной;
  • транспортировка вместе с нефтью пластовой воды является нерациональной, поскольку вода в этом случае выступает в качестве ненужного балласта;
  • увеличение за счет такого балласта объемов прокачиваемых жидкостей приводит к повышению эксплуатационных затрат;
  • при низких температурах окружающей среды вода, содержащаяся в нефти, имеет свойство кристаллизоваться, что значительно усложняет её перекачку (забиваются фильтры, ломается насосное оборудование);
  • в пластовой воде растворено значительное количество солей, вызывающих коррозионный износ труб и применяемого оборудования.

Государственный стандарт РФ нормирует содержание воды в товарной нефти, которую можно транспортировать посредством магистральных нефтепроводов, на уровне не больше 0,5 – 1,0 процента.

Определение содержания пластовой воды в нефти регламентировано ГОСТ-ом номер 2477.

Примеси механического характера

Кроме пластовой воды и растворенного газа, в промысловой сырой нефти присутствуют механические примеси, которые представляют собой частицы глины, песка, солевые кристаллы и продукты коррозии добывающего оборудования.

Такие примеси приводят к эрозии нефтепроводных труб и вызывают появления на их стенках ненужных отложений. Допустимое содержание таких примесей в товарном сырье не может быль более 0,05 процента.

При соблюдении этого параметра срок эксплуатации трубопроводов и применяемого для перекачки оборудования составляет от пяти до семи лет, с допустимой степенью износа в результате эрозии от 0.005 до 0.010 миллиметров в год. Определение концентрации механических примесей регламентировано ГОСТ-ом номер 6370.

Давление насыщенных паров

Необходимость нормирования содержание в добываемом сырье легких углеводородных фракций и растворенных попутных газов вызвана, в первую очередь, опасностью образования при транспортировке паровых пробок, а также повышенной взрыво- и пожароопасностью такого сырья.

Помимо этого, растворенные в нефтяной смеси легкие фракции углеводородов и попутные газы затрудняют работу насосного оборудования, которое рассчитано рассчитанных на определенное значение вязкости рабочей среды и её однородность (газовые пузырьки приводят к разрушению вращающиеся с высокими скоростями лопаток насоса).

Этот показатель нормируется по давлению, которое развивают нефтяные пары, находящиеся в состоянии термодинамического равновесия при температурном значении 100 градусов по Фаренгейту (или 37,8 градусов Цельсия). Определение регламентировано ГОСТ-ом номер 1756.

Содержание в нефти хлористых солей

Если содержание таких солей в сырье превышает 200 граммов на литр, то это приводит к повышенному коррозионному износу оборудования.

Электрохимическую коррозию вызывает процесс гидролиза солей. Минеральные соли, растворенные в пластовых водах, могут быть различными, однако больше всего они представлены хлоридами кальция, натрия и магния.

Хлористый кальций способен гидролизовываться до 10 процентов от собственной массы, образуя соляную кислоту.

Хлористый магний может гидролизоваться на 90 процентов, причем способности к гидролизу он не теряет даже при низких значениях температур.

Содержание солей в пластовой воде измеряется как количество сухого вещества, которое остается после выпаривания одного литра воды. Соленость нефти измеряется миллиграммами хлоридов, в пересчете на NaCl (поскольку хлорид натрия почти не способен гидролизоваться), которые содержаться в одном литре нефтяного сырья.

Согласно нормативным требованиям, нефтяное сырье, поступающее для переработки нефти на НПЗ, не должно содержать солей больше 100 – 900 миллиграмм на литр. Определение регламентирует ГОСТ номер 21534.

Хлор-органические соединения

Среди всех присутствующих в нефтях галогенов самыми проблемными являются хлор-органические химические соединения (сокращенно – ХОС), поскольку они выступают в качестве дополнительного (к хлоридам неорганического ряда) источником коррозии труб и аппаратуры, а также перерабатывающих установок.

Переработка нефти происходит при высоких температурах, которые вызывают разрушение ХОС с последующим образованием агрессивного хлористого водорода. Кроме того, ХОС частично распределяются по выделяемым нефтяным фракциям.

Наибольшую активность ХОС проявляют в процессах предварительной гидроочистки сырой нефти, дизельных видов топлива, а также в аппаратах риформинга и газового фракционирования. Температуры выкипания ХОС, как правило, совпадают с температурами выкипания бензиновых нефтяных фракций, из-за чего основной вред они наносят установкам каталитического риформинга, вызывая быстрое коррозионное повреждение воздействием HCl. Кроме того, на таких установках происходит частичная дезактивация используемого катализатора.

ХОС могут попасть в нефтяное сырье как в процессе его добычи, так и в ходе его транспортировки. Чаще всего это органические реагенты, содержащие хлор и HCl, закачиваемые в пласт вместе с промывочными растворами, при глушении и удалении из продуктивного пласта отложений солей, которые снижают приток сырья к забою скважины.

С 2001 года Министерство энергетики РФ своим постановлением запретило применение хлор-органических реагентов в добывающих процессах при извлечении нефти. В том же году вышло постановление о нормировании концентрации ХОС в товарной нефти.

Согласно этому нормативу, допустимая концентрация ХОС не должна превышать 0,01 ppm. Определение этого параметра производится согласно требованиям стандарта ASTM D 4929-99, который был разработан Американским институтом нефти.

Читайте так же:  Льготы по растаможиванию автомобилей для участников боевых действий

Другие показатели качества нефти

Качество нефти также характеризуется следующими физико-химическими показателями:

Сера и её соединения

Сера и сернистые соединения крайне негативно влияют не только качество сырой нефти, но и на качество получаемых в процессе переработки нефти нефтепродуктов.

Такие соединения, значительно уменьшаю уровень химической стабильности ГСМ, а также обладают сильным уровней коррозионной агрессивности, приводящей к износу оборудования, в котором применяются такие ГСМ, и к повышенному износу перерабатывающих установок. Переработка нефтей с высоким содержанием общей серы обязательно предусматривает процесс обессеривания, который не нужен при переработке малосернистого сырья.

Этот параметр определяется в соответствии с требованиями ГОСТ-а номер 1437.

Сероводород и легкие меркаптаны

Сероводород может содержаться как в сырье, так и в нефтепродуктах. Это соединение представляет собой сильнейший яд, обладающий характерным запахом, напоминающим запах тухлых яиц. При контакте с водой и при высоких температурах сероводород в ступает в реакцию с металлом оборудования, образуя сульфид железа, который покрывает металлическую поверхность пленкой.

Такая пленка обеспечивает частичную защиту металла от коррозионного разрушения, однако, в присутствии соляной кислоты эта пленка разрушается. Далее хлористое железо становится водным раствором, а высвобождаемый при этом сероводород снова вступает в реакцию с металлом. Вследствие последовательности таких реакций аппаратура подвергается наиболее сильной коррозии.

Массовая доля сероводорода в товарной нефти не должна выходить за рамки 20 -100 ppm. Определение этого показателя регламентирует ГОСТ номер 50802. Низкомолекулярные меркаптановые соединения также отличаются высокой коррозионной агрессивностью. Кроме того, такие соединения очень токсичны.

При их воздействии на человека появляются:

  • слезоточивость,
  • повышенная светочувствительность глаз;
  • головокружение;
  • сильная головная боль.

Твердый парафин

Необходимость нормирования этого параметра в товарном сырье обусловлена следующими причинами:

  • твердый парафин значительно повышает вязкость нефти, что значительно усложняет её перекачку (приходится тратиться на подогрев сырья или смешивать такие нефти с нефтями малой вязкости);
  • перекачка высоковязких нефтей требует больших диаметров трубопроводов;
  • затраты на перекачивание парафинистых нефтей гораздо выше. Чем маловязких, и требуют применения особых режимов транспортировки ( такое свойство изотермическое высоковязких нефтей, как тиксотропия, представляет собой самопроизвольное повышение прочности структуры с течением времени и последующее её восстановление после разрушения; проявлением тиксотропии является то, что эффективная вязкость напрямую зависит от скорости перекачивания сырья : чем выше эта скорость – тем меньше вязкость);
  • в условиях низких температур твердые парафины постепенно кристаллизуются, что вызывает появление на перекачивающем оборудовании и в трубопроводах парафинистых отложений; эти отложения приводят к засорению фильтров насосов, и затраты на их замену и ремонт повышают себестоимость сырья;
  • чтобы получить из таких нефтей, к примеру, зимние сорта дизельного или реактивного топлива, а также базовые нефтяные масла с низкой температурой застывания, необходима дополнительная процедура депарафинизации (лишние затраты);
  • битумы, получаемые и парафинистого сырья, отличает повышенная хрупкость.

Определение содержания твердых парафинов регламентировано ГОСТ-ом номер 11851.

Выход нефтяных фракций с температурами выкипания 200-ти, 300-та и 350-т градусов Цельсия

Этот параметр необходим потому, что потребность в тяжелых нефтепродуктах гораздо меньше, чем в легких (топлива всегда нужно больше, чем мазутов, битума и тяжелых масел). В связи с этим товарная стоимость нефтяного сырья возрастает по мере увеличения в нем содержания светлых нефтяных фракций.

К таким фракциям относятся:

  • бензиновая ( температура выкипания до 200 градусов);
  • керосиновая (до 300 градусов);
  • дизельная (до 350-ти градусов Цельсия).

Определение фракционного состава нефтяного сырья регламентировано ГОСТ-ом номер 2177.

Тяжелые металлы

В случае переработки тяжелого сырья и нефтяных остатков с помощью технологии каталитического крекинга, высокое содержание в первоначальном сырье тяжелых металлов (никеля, ванадия и так далее) вызывает быструю дезактивацию катализаторов. Это связано с быстрой коксуемостью такого сырья, содержащего повышенную долю металлов-ядов.

Адсорбируясь на катализаторе, эти металлы вызывают блокировку его активных центров, провоцирую усиленную дегидрогенизацию (значительно повышается выход водорода, кокса и олефинов, а выход бензинового топлива, соответственно, снижается). Такие соединения металлоорганической группы вызывают необратимую дезактивацию применяемых катализаторов.

Кроме значительного падания уровня каталитической активности, такие металлы механически разрушают катализатор. По оценкам специалистов, отравляющее действие такого металла, как никель, больше, чем у ванадия в два – пять раз.

В связи с этим, если установки каталитического крекинга не оборудованы специальными устройствами для улавливания или дезактивации отравляющих катализаторы металлов, то сырье для таких установок не должно содержать тяжелых металлов более, чем 2 грамма на тонну.

Определение этого параметра осуществляется либо с помощью эмиссионного спектрального, либо при помощи спектрометрического атомно-абсорбционного способа, и регламентировано ГОСТ-ом номер 10364.

Плотность сырья при определенных температурах (15-тьи 20-ть градусов Цельсия)

При определении этого важнейшего показателя качества нефти в России приняты следующие стандартные температуры: для дистиллированной воды – плюс 4-ре градуса Цельсия, для нефти и продуктов её переработки – плюс 20-ть градусов.

В западноевропейских странах и странах Северной и Латинской Америки при определении плотности применяют температуру 60 градусов по Фаренгейту (15,57 градуса Цельсия). Причем эта температура одинакова и для воды, и для исследуемого продукта.

Необходимость нормирования этого параметра в первую очередь связана с операциями отгрузки и приемки, поскольку в основном контроль объемов передаваемой из рук в руки нефти производится в объемных единицах, а торговые операции на территории нашей страны производятся в единицах массы.

Если плотность определена неверно (даже во втором знаке после запятой), то потери при совершении торговых сделок могут составить до 10-ти процентов (иногда – и больше).

Определение этого параметра регламентировано ГОСТ-ом Р номер 3900 (для температуры 20 градусов Цельсия) и ГОСТ-ом Р номер 51069 (соответствует американскому стандарту ASTM D 1298-99) для температуры 15 градусов.

Требования к промысловой нефти

Сдача сырья на нефтяных промыслах после его предварительной подготовки до настоящего момента осуществляется согласно требованиям ГОСТ-а Р номер 51858-2002.

Согласно этим требованиям, товарная нефть в зависимости от уровня своей подготовленности делится на три группы, каждая из которых имеет свое условное обозначение:

  • первая группа (I):
  1. содержание воды – не больше 0,5 процента;
  2. содержание хлористых солей – не больше 100 миллиграмм на кубический дециметр;
  3. доля примесей механического характера – не более 0,05 процента;
  4. значение давления насыщенных паров – не более 66,7 килопаскаля;
  5. концентрация органических хлористых соединений – не больше 10 ppm.
  • вторая группа (II):
  1. содержание воды – не больше 0,5 процента;
  2. содержание хлористых солей – не больше 300 миллиграмм на кубический дециметр;
  3. доля примесей механического характера – не более 0,05 процента;
  4. значение давления насыщенных паров – не более 66,7 килопаскаля;
  5. концентрация органических хлористых соединений – не больше 10 ppm.

  • третья группа (III):
  1. содержание воды – не больше 1,0 процента;
  2. содержание хлористых солей – не больше 900 миллиграмм на кубический дециметр;
  3. доля примесей механического характера – не более 0,05 процента;
  4. значение давления насыщенных паров – не более 66,7 килопаскаля;
  5. концентрация органических хлористых соединений – не больше 10 ppm.

По такому показателю, как содержание общей серы, нефть делится на четыре класса:

  • малосернистая (количество серы – не более 0,60 процента) (класс 1);
  • сернистая – (от 0,61 процента до 1,80 процента) (класс 2);
  • высокосернистая (от 1,81 до 3,50 процента) (класс 3);
  • особо высокосернистая (более 3,50 процента) (класс 4).

По плотности при температуре 20 градусов Цельсия все классы нефти делятся на пять типов:

  • тип 0 – особо легкая нефть (плотность не более 830,0 килограмм на кубометр);
  • тип 1 – легкая нефть (плотность от 830,1 до 850,0 килограмм на кубометр);
  • тип 2 – средняя (от 850,1 до 870,0);
  • тип 3 – тяжелая (от 870,1 до 895,0);
  • тип 4 – битумозная (более 895-ти килограмм на кубометр).

Исходя из приведенной выше классификации, условное обозначение нефти – это три цифры, обозначающие класс, тип и группу. В случае. Когда качественные характеристики сырья по каким-либо показателям соответствуют более высокой группе, а по некоторым – более низкой, то такой нефти присваивается более высокая группа (на один разряд выше).

По результатам испытаний условное обозначение нефтяного сырья заносится в специальный паспорт качества.

Стоит отметить тот факт, что требования к качеству нефти, идущей на внутреннее потребление, и требования к качеству экспортного сырья, отличаются друг от друга. Кроме того, некоторые измерения производятся согласно международным стандартам, разработанным Американским институтом нефти. Например, плотность экспортного сырья измеряется при температуре 15 градусов, и тогда типы нефти имеют следующие параметры:

  • тип 0 – особо легкая нефть (плотность не более 833,7 килограмм на кубометр);
  • тип 1 – легкая нефть (плотность от 833,8 до 853,6 килограмм на кубометр);
  • тип 2 – средняя (от 853,7 до 873,5);
  • тип 3 – тяжелая (от 873,6 до 898,4);
  • тип 4 – битумозная (более 898,4 килограмм на кубометр).

Также на экспорт не допускается отправка нефти, в которой массовая доля твердого парафина превышает показатель 6 процентов. В условном шифре, обозначающем качественные характеристики нефти, поставляемой на экспорт, после цифры, обозначающей её тип, ставится литера «э».

Подобные различия в требованиях к качеству внутреннего и экспортного сырья обусловлены: во первых, требованиями зарубежных потребителей к стандартизации методов и условий проводимых измерений; во-вторых, более совершенными технологиями переработки нефти западных НПЗ, которые очень требовательны к качеству сырья; в-третьих, гораздо более высокой стоимостью барреля «черного золота» на мировом рынке по сравнению с внутренним (это дает право покупателю в условиях жесткой конкуренции среди продавцов выставлять свои условия, при которых он готов совершить покупку).