1 Якщо нафта по одному з показників (щільності або виходу фракцій) відноситься до типу з меншим номером, а до іншого - до типу з великим номером, то нафту визнають відповідної типу з великим номером.
2 Нафти типів 3 і 4 при прийомі в систему трубопровідного транспорту для подальшої поставки на експорт повинні мати норму по показнику 3 «не більше 6%».
4.4 За ступенем підготовки нафту поділяють на групи 1-3 (таблиця 3).
Таблиця 3 - Групи нафти
Норма для нафти групи
1 Масова частка води,%, не більше
2 Масова концентрація хлористих солей, мг / дм 3. не більше
3 Масова частка механічних домішок,%, не більше
4 Тиск насичених парів, кПа (мм рт. Ст.), Не більше
5 Масова частка органічних хлоридів у фракції, википає до температури 204 ° С, млн -1 (ррm), не більше
Примітка - Якщо по одному з показників нафту відноситься до групи з меншим номером, а по іншому - до групи з великим номером, то нафту визнають відповідній групі з великим номером.
4.5 За масовій частці сірководню і легких меркаптанів нафту поділяють на 2 види (таблиця 4).
1 Масова частка сірководню, млн -1 (ррm), не більше
2 Масова частка метил-і етил-меркаптанів в сумі, млн -1 (ррm), не більше
4.6 Умовне позначення нафти складається з чотирьох цифр, відповідних позначень класу, типу, групи і виду нафти. При поставці нафти на експорт до позначення типу додається індекс «Е». Структура умовного позначення нафти:
1) Нафта з масовою часткою сірки 0,15% (клас 1); з щільністю при температурі 20 ° С 811,0 кг / м 3. при 15 ° С 814,8 кг / м 3 (тип 0); з масовою часткою води 0,05%, масовою концентрацією хлористих солей 25 мг / дм 3. масовою часткою механічних домішок 0,02%, з тиском насичених парів 58,7 кПа (440 мм рт. ст.), з масовою часткою органічних хлоридів у фракції до температури 204 ° С 1 млн -1 (група 1); з масовою часткою сірководню 5 млн -1. легких меркаптанів 8 млн -1 (вид 1) позначається «Нафта 1.0.1.1 ГОСТ Р 51858».
2) Нафта, що поставляється для експорту, з масовою часткою сірки 1,15% (клас 2); з щільністю при температурі 20 ° С 865,0 кг / м 3. при температурі 15 ° С 868,5 кг / м 3. з виходом фракцій до температури 200 ° С 23% об. до температури 300 ° С 45% об. з масовою часткою парафіну 4% (тип 2Е); з масовою часткою води 0,40%, з масовою концентрацією хлористих солей 60 мг / дм 3. з масовою часткою механічних домішок 0,02%, з тиском насичених парів 57,4 кПа (430 мм рт. ст.), з масовою часткою органічних хлоридів у фракції до температури 204 ° С 2 млн -1 (група 1); з масовою часткою сірководню менш 5 млн -1. легких меркаптанів 7 млн -1 (вид 1) позначається «Нафта 2.2е.1.1 ГОСТ Р 51858
5.1 Нафта повинна відповідати вимогам таблиць 1 - 4.
5.2 Нафта при прийомі в систему трубопровідного транспорту для подальшої поставки на експорт повинна відповідати вимогам таблиці 3, групи 1 і таблиці 4, види 1, 2.
6.1 Нафта є природним рідким токсичним продуктом.
Контакт з нафтою викликає сухість шкіри, пігментацію або стійку еритему, призводить до утворення вугрів, бородавок на відкритих частинах тіла.
Гострі отруєння парами нафти викликають підвищення збудливості центральної нервової системи, зниження кров'яного тиску і нюху.
6.2 Нафта містить легкоиспаряющиеся речовини, небезпечні для здоров'я і життя людини і для навколишнього середовища. Гранично допустимі концентрації нафтових парів і небезпечних речовин нафти в повітрі робочої зони встановлені в ГОСТ 12.1.005 і по [1].
При перекачуванні і відборі проб нафту відносять до 3-го класу небезпеки (гранично допустима концентрація аерозолю нафти в повітрі робочої зони - не більше 10 мг / м 3 [1]), при зберіганні і лабораторних випробуваннях - до 4-го класу небезпеки (гранично допустима концентрація по вуглеводнях алифатическим граничним С1 - С10 в перерахунку на вуглець - не більше 900/300 мг / м 3 [1]. Нафта, що містить сірководень (дігідросульфід) з масовою часткою понад 20 млн -1. вважають сероводородсодержащих і відносять до 2 го класу небезпеки. Гранично допустима концентрація сероводор ода (дігідросульфіда) в повітрі робочої зони не більше 10 мг / м 3. сірководню (дігідросульфіда) в суміші з вуглеводнями С1 - С5 - не більше 3 мг / м 3. клас небезпеки 2 [1].
6.3 Клас небезпеки нафти - по ГОСТ 12.1.007.
6.4 При відборі проб нафти, виконанні товарно-транспортних та інших виробничих операцій, проведенні випробувань необхідно дотримуватися загальних правил техніки безпеки, інструкції з безпеки праці в залежності від виду роботи. При роботах з нафтою необхідно застосовувати індивідуальні засоби захисту згідно з типовими галузевими нормами, затвердженими в установленому порядку.
6.5 Працюючі з нафтою повинні знати правила безпеки праці відповідно до ГОСТ 12.0.004.
6.6 Нафта відносять до легкозаймистих рідин 3-го класу за ГОСТ 19433. Питома сумарна активність радіонуклідів нафти менше 70 кБк / кг (2 нки / г), що дозволяє не відносити її до небезпечних вантажів класу 7.
6.8 Загальні вимоги пожежної безпеки при роботах з нафтою - згідно з ГОСТ 12.1.004.
6.9 При загорянні нафти застосовують засоби пожежогасіння: розпорошену воду, хімічну і механічну піну; при об'ємному гасінні застосовують порошкові вогнегасники, вуглекислий газ, при гасінні рідиною - брометіловие склади (СЖБ), перегріта пара, пісок, азбестові покривала, кошму та інші засоби.
Засоби запобігання викидам повинні забезпечувати показники якості повітря робочої зони і атмосферного повітря в умовах максимального викиду, відповідні гігієнічним і екологічним нормативам якості атмосферного повітря, гранично допустимих рівнів фізичних впливів, технічним нормативам викиду і гранично допустимим (критичним) навантажень на атмосферне повітря. Допустимі викиди нафтових парів в атмосферу встановлюють по ГОСТ 17.2.3.02.
7.2 Забруднення нафтою водних акваторій в результаті аварій усувають локалізацією розливів, збором розлитої нафти або іншими методами.
7.3 Гранично допустима концентрація нафти у воді об'єктів культурно-побутового користування та господарсько-питного призначення для нафти класів 3, 4 - не більше 0,1 мг / дм 3. для нафти класів 1, 2 - не більше 0,3 мг / дм 3 ; водних об'єктів рибогосподарського призначення - не більше 0,05 мг / дм 3 по СанПіН 2.1.5.980.
8.1 Нафта приймають партіями. Партією вважають будь-яку кількість нафти, що супроводжується одним документом про якість по з ГОСТ 1510.
8.3 Для перевірки відповідності нафти вимогам даного стандарту проводять приймально-здавальні та періодичні випробування.
8.4 Приймально-здавальні випробування проводять для кожної партії нафти за наступними показниками:
- масова частка сірки;
- масова частка води;
- масова концентрація хлористих солей;
- тиск насичених парів (тільки при прийомі і здачі в системі трубопровідного транспорту).
У разі невідповідності будь-якого з показників вимогам даного стандарту або розбіжності за цим показником проводять повторні випробування тієї ж проби, якщо вона відібрана з пробовідбірника, встановленого на потоці, або повторно відібраної проби, якщо вона відібрана з резервуара або іншої ємності.
Результати повторних випробувань поширюють на всю партію.
8.5 Періодичні випробування виконують в терміни, узгоджені приймаючої і здає сторонами, але не рідше одного разу на 10 діб за такими показниками:
- масова частка механічних домішок;
- тиск насичених парів (крім нафти в системі трубопровідного транспорту);
- наявність сірководню (або масова частка сірководню і легких меркаптанів при наявності в нафти сірководню);
При поставці нафти на експорт додатково визначають вихід фракцій і масову частку парафіну.
Результати періодичних випробувань заносять в документ про якість випробуваної партії нафти і в документи про якість всіх партій до чергових періодичних випробувань.
8.6 При розбіжності в оцінці якості нафти проводять випробування зберігається арбітражної проби. Випробування проводять у лабораторії, визначеної угодою сторін.
Результати повторних випробувань вважають остаточними і вносять в документ про якість на дану партію нафти.
Тиск насичених парів, вихід фракцій, масову частку сірководню і легких меркаптанів визначають в точкових пробах, відібраних за з ГОСТ 2517.
Інші показники якості нафти визначають в об'єднаній пробі, відібраної по з ГОСТ 2517.
9.2 Масову частку сірки визначають по ГОСТ 1437. ГОСТ Р 51 947 або згідно з додатком А (7). При використанні методів по ГОСТ Р 51947 або згідно з додатком А (7) масова частка води в пробі не повинна бути більше 0,5%.
При розбіжності в оцінці якості нафти по масовій частці сірки визначення виконують по ГОСТ Р 51947.
9.3 Щільність нафти при температурі 20 ° С визначають за ГОСТ 3900 та згідно з додатком А (11). при температурі 15 ° С - по ГОСТ Р 51069 або за додатком А (2. 3. 8).
Щільність нафти на потоці в нафтопроводі визначають густиномірами. При розбіжності в оцінці щільності нафти щільність визначають по ГОСТ 3900 або ГОСТ Р 51069.
Допускається застосовувати метод згідно з додатком А (5).
При розбіжності в оцінці якості нафти масову частку води визначають по ГОСТ 2477 з використанням безводного ксилолу або толуолу.
9.6 Масову концентрацію хлористих солей в нафті визначають по ГОСТ 21534. Допускається застосовувати метод згідно з додатком А (4). При розбіжності в оцінці якості нафти масові концентрації хлористих солей визначають методом А по ГОСТ 21534.
9.8 Тиск насичених парів нафти визначають по ГОСТ 1756. ГОСТ Р 52340 або згідно з додатком А (10).
Допускається застосовувати метод згідно з додатком А (9) з приведенням до тиску насичених парів по ГОСТ 1756.
При розбіжності в оцінці якості нафти тиск насичених парів визначають по ГОСТ 1756.
9.11 Визначення масової частки органічних хлоридів у нафті виконують по ГОСТ Р 52247 або згідно з додатком А (6).
Для отримання фракції, википає до температури 204 ° С, допускається використання апаратури по ГОСТ 2177 (метод Б).
При розбіжності в оцінці якості нафти визначення масової частки органічних хлоридів виконують по ГОСТ Р 52247.
9.12 Розбіжності, що виникають при оцінці якості нафти за допомогою одного з показників, вирішуються з використанням ГОСТ Р 8.580.
10.1 Маркування, упаковка, транспортування і зберігання нафти - по з ГОСТ 1510.
10.2 Основний обсяг нафти, яка постачається відносять до небезпечних вантажів 3-го класу за ГОСТ 19433. Підклас небезпеки нафти, яка постачається і номер ООН встановлює вантажовідправник.
При необхідності можуть бути використані наступні методи випробувань:
4 астми Д 3230-99 Сира нафта. Визначення солей електрометричним методом
6 астми Д 4929-99 Стандартний метод визначення органічних хлоридів, що містяться в сирій нафті
7 астми Д 4294-98 Нафтопродукти. Визначення сірки бездісперсіонним рентгеноспектральним флюоресцентним методом
9 астми Д 6377-99 Стандартний метод визначення тиску парів сирої нафти VPCRX (метод розширення)
10 астмі Д 323-99а Метод визначення тиску насичених парів нафтопродуктів (метод Рейда)