"Нефть. Общие технические условия. ГОСТ Р 51858-2002" // Технорма.RU

Утвержден

Постановлением

Госстандарта России

от 8 января 2002 г. N 2-ст

Дата введения -

1 июля 2002 года

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

НЕФТЬ

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ

ГОСТ Р 51858-2002

GRUDE PETROLEUM. GENERAL SPECIFICATIONS

Предисловие

1. Разработан Институтом проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР), ОАО "Всероссийский научно - исследовательский институт по переработке нефти" (ОАО "ВНИИНП").

Внесен Министерством энергетики Российской Федерации.

2. Принят и введен в действие Постановлением Госстандарта России от 8 января 2002 г. N 2-ст.

3. Введен впервые.

1. Область применения

(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования

от 16.08.2005 N 212-ст)

Настоящий стандарт распространяется на нефти для поставки транспортным организациям, предприятиям Российской Федерации и для экспорта.

2. Нормативные ссылки

ГОСТ 12.0.004-90. Система стандартов безопасности труда. Организация обучения работающих безопасности труда.

ГОСТ 12.1.004-91. Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования.

ГОСТ 12.1.005-88. Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно - гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.

ГОСТ 12.1.007-76. Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности.

ГОСТ 17.2.3.02-78. Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями.

Абзац исключен. - Изменение N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст.

ГОСТ 1437-75. Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серы.

ГОСТ 1510-84. Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение.

ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99). Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров.

ГОСТ 2177-99 (ИСО 3405-88). Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава.

ГОСТ 2477-65. Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды.

ГОСТ 2517-85. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.

ГОСТ 6370-83. Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей.

ГОСТ 11851-85. Нефть. Метод определения парафина.

ГОСТ 19433-88. Грузы опасные. Классификация и маркировка.

ГОСТ 21534-76. Нефть. Методы определения содержания хлористых солей.

Абзац исключен. - Изменение N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст.

ГОСТ Р 8.580-2001. Государственная система обеспечения единства измерений. Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов.

ГОСТ Р 50802-95. Нефть. Метод определения сероводорода, метили этилмеркаптанов.

ГОСТ Р 51069-97. Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром.

ГОСТ Р 51330.11-99 (МЭК 60079-12-78). Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам.

СанПиН 2.1.5.980-2000. Гигиенические требования к охране поверхностных вод. Санитарные правила и нормы.

(абзац в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

ГОСТ 3900-85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.

(абзац введен Изменением N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

ГОСТ Р 51330.5-99 (МЭК 60079-4-75). Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения.

(абзац введен Изменением N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

ГОСТ Р 51947-2002. Нефть и нефтепродукты. Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии.

(абзац введен Изменением N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

ГОСТ Р 52247-2004. Нефть. Методы определения хлорорганических соединений.

(абзац введен Изменением N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

ГОСТ Р 52340-2005. Нефть. Определение давления паров методом расширения.

(абзац введен Изменением N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

3. Определения

Исключен. - Изменение N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования

от 16.08.2005 N 212-ст

4. Классификация и условное обозначение нефтей

4.1. При оценке качества нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды.

(п. 4.1 в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

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

Таблица 1

КЛАССЫ НЕФТИ

┌─────┬──────────────────┬───────────────────────┬───────────────┐

│Класс│ Наименование │ Массовая доля серы, % │Метод испытания│

│нефти│ │ │ │

├─────┼──────────────────┼───────────────────────┼───────────────┤

│ 1 │Малосернистая │До 0,60 включ. │По ГОСТ 1437, │

│ 2 │Сернистая │От 0,61 до 1,80 │ГОСТ Р 51947 и │

│ 3 │Высокосернистая │От 1,81 до 3,50 │9.2 настоящего │

│ 4 │Особо высокосер- │Св. 3,50 │стандарта │

│ │нистая │ │ │

│(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования│

│от 16.08.2005 N 212-ст) │

└─────┴──────────────────┴───────────────────────┴───────────────┘

4.3. По плотности, а при поставке на экспорт - дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяют на пять типов (таблица 2):

0 - особо легкая;

1 - легкая;

2 - средняя;

3 - тяжелая;

4 - битуминозная.

Таблица 2

ТИПЫ НЕФТИ

(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования

от 16.08.2005 N 212-ст)

┌────────────┬──────────────────────────────────────────────────────┬─────────┐

│Наименование│ Норма для нефти типа │ Метод │

│ показателя ├──────────┬──────────┬──────────┬──────────┬──────────┤испытания│

│ │ 0 │ 1 │ 2 │ 3 │ 4 │ │

│ ├─────┬────┼─────┬────┼─────┬────┼─────┬────┼─────┬────┤ │

│ │для │для │для │для │для │для │для │для │для │для │ │

│ │пред-│экс-│пред-│экс-│пред-│экс-│пред-│экс-│пред-│экс-│ │

│ │прия-│пор-│прия-│пор-│прия-│пор-│прия-│пор-│прия-│пор-│ │

│ │тий │та │тий │та │тий │та │тий │та │тий │та │ │

│ │Рос- │ │Рос- │ │Рос- │ │Рос- │ │Рос- │ │ │

│ │сий- │ │сий- │ │сий- │ │сий- │ │сий- │ │ │

│ │ской │ │ской │ │ской │ │ской │ │ской │ │ │

│ │Феде-│ │Феде-│ │Феде-│ │Феде-│ │Феде-│ │ │

│ │рации│ │рации│ │рации│ │рации│ │рации│ │ │

├────────────┼─────┼────┼─────┼────┼─────┼────┼─────┼────┼─────┼────┼─────────┤

│1. Плот- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │По ГОСТ │

│ность, │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │3900 и │

│кг/куб. м, │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │9.3 нас- │

│при темпера-│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │тоящего │

│туре: │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │стандарта│

│20 °С │Не более │830,1 - │850,1 - │870,1 - │Более │По ГОСТ │

│ │830,0 │850,0 │870,0 │895,0 │895,0 │Р 51069 и│

│15 °С │Не более │833,8 - │853,7 - │873,6 - │Более │9.3 нас- │

│ │833,7 │853,6 │873,5 │898,4 │898,4 │тоящего │

│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │стандарта│

│2. Выход │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │По ГОСТ │

│фракций, %, │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │2177 │

│не менее, до│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │(метод Б)│

│температуры:│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│200 °С │ - │30 │ - │27 │ - │21 │ - │ - │ - │ - │ │

│300 °С │ - │52 │ - │47 │ - │42 │ - │ - │ - │ - │ │

│3. Массовая │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │По ГОСТ │

│доля парафи-│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │11851 │

│на, %, │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│не более │ - │6 │ - │6 │ - │6 │ - │ - │ - │ - │ │

├────────────┴─────┴────┴─────┴────┴─────┴────┴─────┴────┴─────┴────┴─────────┤

│ Примечания: │

│ 1. Если нефть по одному из показателей (плотности или выходу фракций)│

│относится к типу с меньшим номером, а по другому - к типу с большим номером,│

│то нефть признают соответствующей типу с большим номером. │

│ 2. Нефти типов 3 и 4 при приеме в систему трубопроводного транспорта для│

│последующей поставки на экспорт должны иметь норму по показателю 3 "не более│

│6%". │

└─────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘

4.4. По степени подготовки нефть подразделяют на группы 1 - 3 (таблица 3).

Таблица 3

ГРУППЫ НЕФТИ

┌───────────────────────┬──────────────────────┬─────────────────┐

│Наименование показателя│Норма для нефти группы│ Метод испытания │

│ ├───────┬───────┬──────┤ │

│ │ 1 │ 2 │ 3 │ │

├───────────────────────┼───────┼───────┼──────┼─────────────────┤

│1. Массовая доля воды, │0,5 │0,5 │1,0 │По ГОСТ 2477 и │

│%, не более │ │ │ │9.5 настоящего │

│ │ │ │ │стандарта │

├───────────────────────┼───────┼───────┼──────┼─────────────────┤

│2. Массовая концентра- │100 │300 │900 │По ГОСТ 21534 и │

│ция хлористых солей, │ │ │ │9.6 настоящего │

│мг/куб. дм, не более │ │ │ │стандарта │

│(п. 2 в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования│

│от 16.08.2005 N 212-ст) │

├───────────────────────┼───────┴───────┴──────┼─────────────────┤

│3. Массовая доля меха- │0,05 │По ГОСТ 6370 │

│нических примесей, %, │ │ │

│не более │ │ │

├───────────────────────┼──────────────────────┼─────────────────┤

│4. Давление насыщенных │66,7 (500) │По ГОСТ 1756, │

│паров, кПа │ │ГОСТ Р 52340 │

│(мм рт. ст.), не более │ │и 9.8 настоящего │

│ │ │стандарта │

│(п. 4 в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования│

│от 16.08.2005 N 212-ст) │

├───────────────────────┼──────────────────────┼─────────────────┤

│5. Массовая доля орга- │10 │10 │10 │По ГОСТ Р 52247 │

│нических хлоридов во │ │ │ │или Приложению А │

│фракции, выкипающей до │ │ │ │[6] │

│температуры 204 °С, │ │ │ │ │

│ -1 │ │ │ │ │

│млн. (ррm), не более │ │ │ │ │

│(п. 5 в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования│

│от 16.08.2005 N 212-ст) │

├───────────────────────┴──────────────────────┴─────────────────┤

│ Примечание. Если по одному из показателей нефть относится к│

│группе с меньшим номером, а по другому - к группе с большим│

│номером, то нефть признают соответствующей группе с большим│

│номером. │

└────────────────────────────────────────────────────────────────┘

4.5. По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на 2 вида (таблица 4).

(п. 4.5 в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

Таблица 4

ВИДЫ НЕФТИ

(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования

от 16.08.2005 N 212-ст)

┌───────────────────────────────┬─────────────┬──────────────────┐

│ Наименование показателя │ Вид нефти │ Метод испытания │

│ ├──────┬──────┤ │

│ │ 1 │ 2 │ │

├───────────────────────────────┼──────┼──────┼──────────────────┤

│1. Массовая доля сероводорода, │20 │100 │По ГОСТ Р 50802 │

│ -1 │ │ │ │

│млн. (ppm), не более │ │ │ │

├───────────────────────────────┼──────┼──────┤ │

│2. Массовая доля метил- и │40 │100 │ │

│ -1│ │ │ │

│этилмеркаптанов в сумме, млн. │ │ │ │

│(ррm), не более │ │ │ │

├───────────────────────────────┴──────┴──────┴──────────────────┤

│ Примечание - Нормы по показателям таблицы 4 являются факуль-│

│тативными до 01.01.2012. Определяются для набора данных. │

└────────────────────────────────────────────────────────────────┘

4.6. Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. При поставке нефти на экспорт к обозначению типа добавляется индекс "э". Структура условного обозначения нефти:

Нефть: X . X . X . X . ГОСТ Р

│ │ │ │ │

Класс ─────────────┘ │ │ │ │

│ │ │ │

Тип ────────────────────────┘ │ │ │

│ │ │

Группа ───────────────────────────────┘ │ │

│ │

Вид ───────────────────────────────────────────┘ │

│

Обозначение настоящего стандарта ───────────────────────────┘

Примеры:

1) Нефть с массовой долей серы 0,15% (класс 1); с плотностью

при температуре 20 °С 811,0 кг/куб. м, при 15 °С 814,8 кг/куб. м

(тип 0); с массовой долей воды 0,05%, массовой концентрацией

хлористых солей 25 мг/куб. дм, массовой долей механических

примесей 0,02%, с давлением насыщенных паров 58,7 кПа (440 мм рт.

ст.), с массовой долей органических хлоридов во фракции до

-1

температуры 204 °С 1 млн. (группа 1); с массовой долей

-1 -1

сероводорода 5 млн. , легких меркаптанов 8 млн. (вид 1)

обозначается "Нефть 1.0.1.1 ГОСТ Р 51858".

2) Нефть, поставляемая для экспорта, с массовой долей серы

1,15% (класс 2); с плотностью при температуре 20 °С 865,0 кг/куб.

м, при температуре 15 °С 868,5 кг/куб. м, 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/куб. дм, с массовой

долей механических примесей 0,02%, с давлением насыщенных паров

57,4 кПа (430 мм рт. ст.), с массовой долей органических хлоридов

-1

во фракции до температуры 204 °С 2 млн. (группа 1); с массовой

-1 -1

долей сероводорода менее 5 млн. , легких меркаптанов 7 млн.

(вид 1) обозначается "Нефть 2.2э.1.1 ГОСТ Р 51858.

(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования

от 16.08.2005 N 212-ст)

5. Технические требования

(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования

от 16.08.2005 N 212-ст)

5.1. Нефть должна соответствовать требованиям таблиц 1 - 4.

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.

(в ред. Изменения N 2, утв. Приказом Ростехрегулирования от 26.11.2009 N 517-ст)

6. Требования безопасности

6.1. Нефть является природным жидким токсичным продуктом.

Контакт с нефтью вызывает сухость кожи, пигментацию или стойкую эритему, приводит к образованию угрей, бородавок на открытых частях тела.

Острые отравления парами нефти вызывают повышение возбудимости центральной нервной системы, снижение кровяного давления и обоняния.

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 по [1].

(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

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/куб. м [1]), при хранении и

лабораторных испытаниях - к 4-му классу опасности (предельно

допустимая концентрация по углеводородам алифатическим предельным

С - С в пересчете на углерод - не более 900/300 мг/куб. м [1].

1 10

Нефть, содержащую сероводород (дигидросульфид) с массовой долей

-1

более 20 млн. , считают сероводородсодержащей и относят ко 2-му

классу опасности. Предельно допустимая концентрация сероводорода

(дигидросульфида) в воздухе рабочей зоны не более 10 мг/куб. м,

сероводорода (дигидросульфида) в смеси с углеводородами С - С -

1 5

не более 3 мг/куб. м, класс опасности 2 [1].

(абзац в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования

от 16.08.2005 N 212-ст)

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 - IIА-Т3 по ГОСТ Р 51330.11. Температура самовоспламенения нефти согласно ГОСТ Р 51330.5 выше 250 °С.

(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

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. Требования охраны окружающей среды

7.1. При хранении, транспортировании нефти и приемо - сдаточных операциях должны быть приняты меры, исключающие или снижающие до уровня не более предельно допустимого содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны и обеспечивающие выполнение требований охраны окружающей среды.

Средства предотвращения выбросов должны обеспечивать показатели качества воздуха рабочей зоны и атмосферного воздуха в условиях максимального выброса, соответствующие гигиеническим и экологическим нормативам качества атмосферного воздуха, предельно допустимым уровням физических воздействий, техническим нормативам выброса и предельно допустимым (критическим) нагрузкам на атмосферный воздух. Допустимые выбросы нефтяных паров в атмосферу устанавливают по ГОСТ 17.2.3.02.

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/куб. дм, для нефти классов 1, 2 - не более 0,3 мг/куб. дм; водных объектов рыбохозяйственного назначения - не более 0,05 мг/куб. дм 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. Правила приемки

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

(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

8.2. Отбор проб - по ГОСТ 2517.

8.3. Для проверки соответствия нефти требованиям настоящего стандарта проводят приемо - сдаточные и периодические испытания.

8.4. Приемо - сдаточные испытания проводят для каждой партии нефти по следующим показателям:

- плотность;

- массовая доля серы;

- массовая доля воды;

- массовая концентрация хлористых солей;

(абзац в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

- давление насыщенных паров (только при приеме и сдаче в системе трубопроводного транспорта).

(абзац введен Изменением N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

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);

(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

- 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.

(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

При несоответствии результатов периодических испытаний по любому показателю требованиям настоящего стандарта испытания переводят в категорию приемо - сдаточных 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 документ о качестве на данную партию нефти.

(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

9. Методы испытаний

9.1. Для определения массовой доли механических примесей, массовой доли органических хлоридов и парафина составляют накопительную пробу из равных количеств нефти всех объединенных проб за период между измерениями, отобранных по ГОСТ 2517. Пробы помещают в герметичный сосуд.

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.

(п. 9.1 в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

9.2. Массовую долю серы определяют по ГОСТ 1437, ГОСТ Р 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.

(п. 9.2 в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

9.3. Плотность нефти при температуре 20 °C определяют по ГОСТ 3900, при температуре 15 °C - по ГОСТ Р 51069 и по Приложению А [11] или по Приложению А [2, 3, 8].

(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

Плотность нефти на потоке в нефтепроводе определяют плотномерами. При разногласиях в оценке плотности нефти плотность определяют по ГОСТ 3900 или ГОСТ Р 51069.

9.4. Исключен. - Изменение N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст.

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.

(п. 9.6 в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

9.7. Исключен. - Изменение N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст.

9.8. Давление насыщенных паров нефти определяют по ГОСТ 1756, ГОСТ Р 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.

(п. 9.8 в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

9.9. Исключен. - Изменение N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст.

9.10. Исключен. - Изменение N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст.

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 Р 52247.

(п. 9.11 в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

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

10. Транспортирование и хранение

10.1. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение нефти - по ГОСТ 1510.

10.2. Основной объем поставляемой нефти относят к опасным грузам 3-го класса по ГОСТ 19433. Подкласс опасности поставляемой нефти и номер ООН устанавливает грузоотправитель.

Приложение А

(рекомендуемое)

МЕТОДЫ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА НЕФТИ

При необходимости могут быть использованы следующие методы испытаний:

1. Исключен. - Изменение N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст.

2. АСТМ Д 1250-2004. Стандартное руководство по применению таблиц измерения параметров нефти и нефтепродуктов.

(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

3. АСТМ Д 1298-99. Метод определения плотности, относительной плотности (удельного веса) или плотности в градусах API сырых нефтей и жидких углеводородов с помощью ареометра.

4. АСТМ Д 3230-99. Сырая нефть. Определение солей электрометрическим методом.

(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

5. АСТМ Д 4006-81 (2000). Вода в сырых нефтях. Метод дистилляции.

(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

6. АСТМ Д 4929-99. Стандартный метод определения органических хлоридов, содержащихся в сырой нефти.

7. АСТМ Д 4294-98. Нефтепродукты. Определение серы бездисперсионным рентгеноспектральным флюоресцентным методом.

8. АСТМ Д 5002-99. Стандартный метод определения плотности и относительной плотности сырой нефти цифровым анализатором плотности.

9. АСТМ Д 6377-99. Стандартный метод определения давления паров сырой нефти VPCRx (метод расширения).

10. АСТМ Д 323-99а. Метод определения давления насыщенных паров нефтепродуктов (метод Рейда).

(п. 10 введен Изменением N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

11. ИСО Р 91/2-1991. Рекомендации ИСО по применению таблиц измерения параметров нефти и нефтепродуктов, основанных на измерении плотности при 20 °С.

(п. 11 введен Изменением N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования от 16.08.2005 N 212-ст)

Приложение Б

БИБЛИОГРАФИЯ

Исключено. - Изменение N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования

от 16.08.2005 N 212-ст

БИБЛИОГРАФИЯ

[1] ГН 2.2.5.1313-03. Гигиенические нормы. Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны.