ГОСТ Р 51858-2002

НЕФТЬ

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ

ГОССТАНДАРТ РОССИИ

Москва

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Институтомпроблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР), ОАО «Всероссийский научно-исследовательскийинститут по переработке нефти» (ОАО «ВНИИНП»)

ВНЕСЕН Министерством энергетики РоссийскойФедерации

2 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕПостановлением Госстандарта России от 8 января 2002 г. № 2-ст

3 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

СОДЕРЖАНИЕ

ГОСТ Р 51858-2002

НЕФТЬ

Общие технические условия

Дата введения 2002-07-01

1Область применения

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

(Измененнаяредакция. Изм.№ 1)

2 Нормативныессылки

ГОСТ12.0.004-90 Система стандартов безопасности труда. Организация обученияработающих безопасности труда

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

ГОСТ12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общиесанитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества.Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ17.2.3.02-78 Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимыхвыбросов вредных веществ промышленными предприятиями

ГОСТ 1437-75Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серы

ГОСТ1510-84 Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование ихранение

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

ГОСТ2177-99(ИСО 3405-88) Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава

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

ГОСТ 2517-85 Нефть инефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механическихпримесей

ГОСТ 11851-85 Нефть. Метод определенияпарафина

ГОСТ 19433-88 Грузыопасные. Классификация и маркировка

ГОСТ 21534-76Нефть. Методы определения содержания хлористых солей

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

ГОСТ Р50802-95 Нефть. Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов

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

ГОСТР 51330.11-99 (МЭК60079-12-78) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификациясмесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальнымзазорам и минимальным воспламеняющим токам

ГОСТ3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности

ГОСТР 51330.5-99 (МЭК 60079-4-75) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть4. Метод определения температуры самовоспламенения

ГОСТР 51947-2002 Нефть и нефтепродукты. Определение серы методомэнергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии

ГОСТР 52247-2004 Нефть. Методы определения хлорорганических соединений

ГОСТР 52340-2005 Нефть. Определение давления паров методом расширения

(Измененнаяредакция. Изм.№ 1)

Раздел 3. (Исключен. Изм. № 1 )

4 Классификация иусловное обозначение нефтей

4.1 При оценкекачества нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды.

(Измененнаяредакция. Изм.№ 1)

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

Таблица 1 - Классы нефти

(Измененнаяредакция. Изм.№ 1)

4.3 По плотности, а припоставке на экспорт - дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафинанефть подразделяют на пять типов (таблица 2):

0 - особо легкая;

1 - легкая;

2 - средняя;

3 - тяжелая;

4 - битуминозная.

Таблица 2 - Типы нефти

(Измененнаяредакция. Изм.№ 1)

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

Таблица 3 - Группы нефти

(Измененнаяредакция. Изм.№ 1)

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

Таблица4 - Видынефти

(Измененнаяредакция. Изм.№ 1)

(Поправка. ИУС 3-2009)

4.6 Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр,соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. При поставкенефти на экспорт к обозначению типа добавляется индекс «э». Структура условногообозначения нефти:

Примеры:

1) Нефть с массовой долей серы 0,15 % (класс 1); с плотностью притемпературе 20 °С 811,0 кг/м³, при 15 °С 814,8 кг/м³ (тип0); с массовой долей воды 0,05 %, массовой концентрацией хлористых солей 25мг/дм³, массовой долей механических примесей 0,02 %, с давлениемнасыщенных паров 58,7 кПа (440 мм рт. ст.), с массовой долей органическиххлоридов во фракции до температуры 204 °С 1 млн^-1 (группа 1); смассовой долей сероводорода 5 млн^-1, легких меркаптанов 8 млн^-1(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 плотностьюпри температуре 20 °С 865,0 кг/м³, при температуре 15 °С 868,5 кг/м³,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 %, смассовой концентрацией хлористых солей 60 мг/дм³, с массовой долеймеханических 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 2млн^-1 (группа 1); с массовой долей сероводорода менее 5 млн^-1,легких меркаптанов 7 млн^-1 (вид 1) обозначается «Нефть 2.2э.1.1 ГОСТР 51858

(Измененнаяредакция. Изм.№ 1)

5 Техническиетребования

5.1 Нефть должнасоответствовать требованиям таблиц 1 - 4.

5.2 Нефть приприеме в систему трубопроводного транспорта для последующей поставки на экспортдолжна соответствовать требованиям таблицы 3, группы 1.

(Измененнаяредакция. Изм.№ 1)

6 Требованиябезопасности

6.1 Нефть является природнымжидким токсичным продуктом.

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

Острые отравления параминефти вызывают повышение возбудимости центральной нервной системы, снижениекровяного давления и обоняния.

6.2 Нефть содержитлегкоиспаряющиеся вещества, опасные для здоровья и жизни человека и дляокружающей среды. Предельно допустимые концентрации нефтяных паров и опасныхвеществ нефти в воздухе рабочей зоны установлены в ГОСТ12.1.005 и по [1].

При перекачке иотборе проб нефть относят к 3-му классу опасности (предельно допустимаяконцентрация аэрозоля нефти в воздухе рабочей зоны - не более 10 мг/м³[1]), при хранении и лабораторных испытаниях- к 4-му классу опасности (предельно допустимая концентрация по углеводородамалифатическим предельным С₁ - С₁₀ в пересчете на углерод- не более 900/300 мг/м³ [1]. Нефть,содержащую сероводород (дигидросульфид) с массовой долей более 20 млн^-1,считают сероводородсодержащей и относят ко 2-му классу опасности. Предельнодопустимая концентрация сероводорода (дигидросульфида) в воздухе рабочей зоныне более 10 мг/м³, сероводорода (дигидросульфида) в смеси суглеводородами С₁ - С₅ - не более 3 мг/м³,класс опасности 2 [1].

(Измененнаяредакция. Изм.№ 1)

6.3 Класс опасности нефти -по ГОСТ12.1.007.

6.4 При отборе проб нефти,выполнении товарно-транспортных и других производственных операций, проведениииспытаний необходимо соблюдать общие правила техники безопасности, инструкциипо безопасности труда в зависимости от вида работы. При работах с нефтьюнеобходимо применять индивидуальные средства защиты согласно типовым отраслевымнормам, утвержденным в установленном порядке.

6.5 Работающие с нефтьюдолжны знать правила безопасности труда в соответствии с ГОСТ12.0.004.

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

6.7 Категориявзрывоопасности и группа взрывоопасных смесей паров нефти с воздухом - IIA-T3 по ГОСТР 51330.11. Температура самовоспламенения нефти согласно ГОСТР 51330.5 выше 250 °С.

(Измененнаяредакция. Изм.№ 1)

6.8 Общие требованияпожарной безопасности при работах с нефтью - по ГОСТ 12.1.004.

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

7 Требованияохраны окружающей среды

7.1 При хранении,транспортировании нефти и приемосдаточных операциях должны быть приняты меры,исключающие или снижающие до уровня не более предельно допустимого содержаниевредных веществ в воздухе рабочей зоны и обеспечивающие выполнение требованийохраны окружающей среды.

Средства предотвращениявыбросов должны обеспечивать показатели качества воздуха рабочей зоны иатмосферного воздуха в условиях максимального выброса, соответствующие гигиеническими экологическим нормативам качества атмосферного воздуха, предельно допустимымуровням физических воздействий, техническим нормативам выброса и предельнодопустимым (критическим) нагрузкам на атмосферный воздух. Допустимые выбросынефтяных паров в атмосферу устанавливают по ГОСТ17.2.3.02.

7.2 Загрязнение нефтьюводных акваторий в результате аварий устраняют локализацией разливов, сборомразлитой нефти или другими методами.

7.3 Предельно допустимаяконцентрация нефти в воде объектов культурно-бытового пользования ихозяйственно-питьевого назначения для нефти классов 3, 4 - не более 0,1 мг/дм³,для нефти классов 1, 2 - не более 0,3 мг/дм³; водных объектоврыбохозяйственного назначения - не более 0,05 мг/дм³ по СанПиН2.1.5.980.

7.4 Загрязнение почвыразлитой нефтью ликвидируют сбором нефти с последующей рекультивацией почвы илидругими методами очистки. Остаточное содержание нефти в почве после ликвидациизагрязнения и проведения рекультивационных работ установлено в нормативных итехнических документах, принятых в установленном порядке.

8 Правила приемки

8.1 Нефть принимаютпартиями. Партией считают любое количество нефти, сопровождаемое однимдокументом о качестве по ГОСТ1510.

(Измененнаяредакция. Изм.№ 1)

8.2 Отбор проб - по ГОСТ 2517.

8.3 Для проверкисоответствия нефти требованиям настоящего стандарта проводят приемосдаточные ипериодические испытания.

8.4 Приемосдаточныеиспытания проводят для каждой партии нефти по следующим показателям:

- плотность;

- массовая доля серы;

- массовая доля воды;

- массоваяконцентрация хлористых солей;

- давлениенасыщенных паров (только при приеме и сдаче в системе трубопроводноготранспорта).

При несоответствии любого изпоказателей требованиям настоящего стандарта или разногласиях по этому показателюпроводят повторные испытания той же пробы, если она отобрана из пробоотборника,установленного на потоке, или повторно отобранной пробы, если она отобрана изрезервуара или другой емкости.

Результаты повторныхиспытаний распространяют на всю партию.

(Измененнаяредакция. Изм.№ 1)

8.5 Периодические испытаниявыполняют в сроки, согласованные принимающей и сдающей сторонами, но не режеодного раза в 10 дней по следующим показателям:

- массовая доля механическихпримесей;

- давление насыщенных паров (кроме нефти всистеме трубопроводного транспорта);

- наличие сероводорода (илимассовая доля сероводорода и легких меркаптанов при наличии в нефтисероводорода);

- содержаниехлорорганических соединений.

При поставке нефти наэкспорт дополнительно определяют выход фракций и массовую долю парафина.

Результаты периодическихиспытаний заносят в документ о качестве испытуемой партии нефти и в документы окачестве всех партий до очередных периодических испытаний.

При несоответствиирезультатов периодических испытаний по любому показателю требованиям настоящегостандарта испытания переводят в категорию приемосдаточных для каждой партии дополучения положительных результатов не менее чем в трех партиях подряд.

(Измененнаяредакция. Изм.№ 1)

8.6 При разногласиях в оценкекачества нефти проводят испытания хранящейся арбитражной пробы. Испытанияпроводят в лаборатории, определенной соглашением сторон.

Результаты повторныхиспытаний считают окончательными и вносят в документ о качестве на даннуюпартию нефти.

(Измененнаяредакция. Изм.№ 1)

9 Методы испытаний

9.1 Дляопределения массовой доли механических примесей, массовой доли органических хлоридови парафина составляют накопительную пробу из равных количеств нефти всехобъединенных проб за период между измерениями, отобранных по ГОСТ 2517 . Пробы помещаютв герметичный сосуд.

Давлениенасыщенных паров, выход фракций, массовую долю сероводорода и легкихмеркаптанов определяют в точечных пробах, отобранных по ГОСТ 2517 .

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

(Измененнаяредакция. Изм. № 1 )

9.2 Массовуюдолю серы определяют по ГОСТ 1437 , ГОСТ Р 51947 или согласноприложению А (7). Прииспользовании методов по ГОСТ Р 51947 или согласноприложению А (7) массовая доляводы в пробе не должна быть более 0,5 %.

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

(Измененнаяредакция. Изм. № 1 )

9.3 Плотность нефти при температуре 20 °С определяют по ГОСТ 3900 и по приложению А (11), при температуре 15 °С - по ГОСТ Р 51069 или по приложению А (2, 3, 8).

Плотность нефти на потоке внефтепроводе определяют плотномерами. При разногласиях в оценке плотности нефтиплотность определяют по ГОСТ 3900 или ГОСТР 51069.

(Измененнаяредакция. Изм.№ 1)

9.4 (Исключен. Изм. № 1 )

9.5Массовую долю воды определяют по ГОСТ 2477 .

Допускается применять методсогласно приложению А (5).

При разногласиях в оценкекачества нефти массовую долю воды определяют по ГОСТ 2477с использованием безводного ксилола или толуола.

9.6 Массовую концентрацию хлористых солей в нефти определяют поГОСТ21534. Допускается применять метод согласно приложению А (4). При разногласиях в оценке качества нефти массовыеконцентрации хлористых солей определяют методом А по ГОСТ 21534.

(Измененнаяредакция. Изм.№ 1)

9.7 (Исключен. Изм.№ 1)

9.8Давление насыщенных паров нефтиопределяют по ГОСТ1756, ГОСТ Р 52340или согласно приложению А (10).

Допускаетсяприменять метод согласно приложению А (9) сприведением к давлению насыщенных паров по ГОСТ 1756.

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

(Измененнаяредакция. Изм.№ 1)

9.9, 9.10 (Исключены. Изм.№ 1)

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

Дляполучения фракции, выкипающей до температуры 204 °С, допускается использованиеаппаратуры по ГОСТ 2177 (метод Б).

При разногласияхв оценке качества нефти определение массовой доли органических хлоридов выполняютпо ГОСТ Р 52247.

(Измененнаяредакция. Изм.№ 1)

9.12 Разногласия,возникающие при оценке качества нефти по любому из показателей, разрешаются сиспользованием ГОСТР 8.580.

10Транспортирование и хранение

10.1 Маркировка, упаковка,транспортирование и хранение нефти - по ГОСТ1510.

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

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(рекомендуемое)

Методы оценки качества нефти

При необходимости могут бытьиспользованы следующие методы испытаний:

1 (Исключен. Изм.№ 1)

2 АСТМД 1250-2004 Стандартное руководство по применению таблиц измерения параметровнефти и нефтепродуктов

(Измененная редакция. Изм. № 1 )

3 АСТМ Д1298-99 Метод определения плотности, относительной плотности (удельного веса)или плотности в градусах API сырых нефтей и жидкихуглеводородов с помощью ареометра

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

(Измененная редакция. Изм. № 1 )

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

(Измененная редакция. Изм. № 1 )

6 АСТМ Д 4929-99 Стандартныйметод определения органических хлоридов, содержащихся в сырой нефти

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

8 АСТМД 5002-99 Стандартный метод определения плотности и относительной плотностисырой нефти цифровым анализатором плотности

9 АСТМ Д 6377-99 Стандартныйметод определения давления паров сырой нефти VPCR_X (метод расширения)

10 АСТМ Д 323-99а Метод определения давления насыщенных паровнефтепродуктов (метод Рейда)

11 ИСО Р 91/2-1991 Рекомендации ИСО по применению таблицизмерения параметров нефти и нефтепродуктов, основанных на измерении плотностипри 20 °С.

11, 10 (Введены дополнительно. Изм. № 1 )

Библиография

[1] Гигиенические нормы ГН 2.2.5.1313-03

Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны».

(Измененная редакция. Изм. № 1 )

(Измененнаяредакция. Изм.№ 1)