profstandart.rosmintrud.ru 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.
(Измененная редакция, Изм. N 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 — IIА-Т3 по ГОСТ Р 51330.11. Температура самовоспламенения нефти согласно ГОСТ Р 51330.5 выше 250 °С.
6.8 Общие требования к 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 применят порошковые огнетушители, углекислый газ, при тушении жидкостью — бромэтиловые составы (СЖБ), перегретый пар, песок, асбестовые покрывала, кошму и другие средства.
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.
(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
Р 51330.5 выше 250
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.
ПРИЛОЖЕНИЕ Б
(Исключен,
Изм. № 1).
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
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
3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности
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
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, метил- и этилмеркаптанов
ГОСТ
Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности,
относительной плотности и плотности в градусах API ареометром
ГОСТ
Р 51330.5-99 (МЭК
60079-4-75) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод
определения температуры самовоспламенения
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
ГОСТ
Р 51947-2002 Нефть и нефтепродукты. Определение серы методом
энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии
ГОСТ
Р 52247-2004 Нефть. Методы определения хлорорганических соединений
ГОСТ
Р 52340-2005 Нефть. Определение давления паров методом расширения».
СанПиН
2.1.5.980-2000 Гигиенические требования к охране поверхностных вод,
Санитарные правила и нормы.
(Измененная редакция, Изм. № 1).
5
Технические требования
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.
Контроль хлорорганических соединений (ХОС) в материалах для буровых растворов
Control of organic chlorides in materials for drilling fluids: expectation and reality
E.A. ZUBOVICH1,
D.N. VOITENKO1,
V.V. Neshpor1,
O.Yu. ARTAMONOV1,
P.V. LUKYANOV2
1«Technological Company Schlumberger» LLC
Moscow, 125171,
Russian Federation
2 «STC Gazpromneft»
St. Petersburg, 190000,
Russian Federation
Тотальный контроль и нулевая терпимость к ХОС в химических продуктах для нефтяного сервиса в России охватили и материалы буровых растворов. В статье рассмотрены проблематика вопроса и его решения, а также определенная неоднозначность существующих подходов и методик испытания. Показаны результаты исследований для большей части химреагентов, предложены направления по оптимизации финансовой нагрузки на сервис буровых растворов.
Total control and zero tolerance for organic chlorides in chemical products for oilfield services in Russia had spread to materials for oil wells construction drilling fluids. The article describes issue and its solutions, as well as a certain ambiguity of existing methods and means of measurement organic chlorides in drilling fluids materials. Most of the chemical products research results has shown in article as well as proposed directions to optimize the financial load to industry of drilling fluids materials.
Полученные результаты Многочисленные испытания химреагентов методом рентгенофлуоресцентной спектрометрии по ГОСТ 52247 (метод Г) в созданной лаборатории, а также другими методами в сторонних аккредитованных лабораториях убедительно демонстрируют отсутствие ХОС в следующих группах реагентов – табл. 1: Таким образом, можно утверждать, что задача по контролю ХОС в первых двух группах продуктов, поставляемых для буровых растворов, решена на уровне «априори без ХОС», и, на наш взгляд, саму систему контроля можно значительно упростить, если исключить из него те химреагенты, в которых риск обнаружения ХОС стремится к нулю по определению, происхождению, текущему уровню технологии производства и уже полученным лабораторным доказательствам методом рентгенофлуоресцентной спектрометрии. Соляная кислота HCl Проблематика контроля ХОС в широко используемой для интенсификации добычи нефти соляной кислоте, а также в продуктах синтеза на ее основе (например, хлорид кальция) хорошо известна, в них могут содержаться ХОС, связанные с технологическими особенностями производства. Так, соляная кислота, полученная абгазным способом из отходящих газов хлорорганических производств, может содержать целевые или побочные продукты синтезов (четыреххлористый углерод, винилхлорид, хлорбензолы, хлорметан и др.). Такая кислота или продукты на ее основе выбраковывается на этапе тестирования и не допускается к использованию при нефтедобыче, а к применению рекомендована синтетическая кислота, полученная поглощением водой продукта горения водорода в токе хлора.
Пробу вводили в хроматограф в режиме с делителем потока 1:20. Анализы проводили в условиях постоянства скорости потока газа. Масс-селективный детектор работал в режиме электронного удара (70 эВ). Хромато-масс-спектрограммы записывали по полному ионному току. Идентификацию обнаруженных в пробе веществ проводили путем сравнения полученных масс-спектров пиков на хромато-масс-спектрограмме с библиотечными масс-спектрами (библиотека Nist-11, Willey-08). Результаты анализа образца (рис. 1):
Согласно полученным масс-спектрам, образец содержит следующие компоненты – 1-гексен, толуол, этилбензол, 1,3-диметилбензол, о-ксилол, альфа-пинен, 1-этил-2-метил-бензол, мезителен, 1,2,4-триметилбензол. То есть, образец «Смазка 1» не содержит хлорорганических соединений. В итоге необходимо констатировать, что распространенные существующие методики для оценки ХОС в материалах для буровых растворов, в том числе и для смазки, и для органофильной глины, содержат существенные недостатки. Прямое принятие результатов контроля ХОС, без проверки более точным методом, способствует их вольному трактованию и впоследствии ведет к существенному увеличению цен на поставляемые продукты с гарантированным отсутствием ХОС, определяемых любым из регламентированных методов, так как это приводит к замене в продуктах исходных веществ на «априори без ХОС» или смене технологии их производства.
Заключение Обобщая все вышеизложенное, важно отметить, что комбинация различных инструментальных методов определения ХОС с различными способами пробоподготовки позволяет получать отличающиеся друг от друга результаты в одном и том же образце химреагента и уж тем более, в конечном сложном по дизайну продукте – буровом растворе для строительства скважин. С одной стороны, метод подготовки пробы, основанный на нагревании ее с нефтью, позволяет смоделировать технологические процессы нефтеперерабатывающих производств, с другой стороны, не отражает истинного содержания хлорорганики в самом химреагенте. Метод экстракции, напротив, позволяет измерить органически связанный хлор в материалах, используемых для нефтедобычи, но не учитывает процессов взаимодействия с продуктами скважины. Кроме того, остается открытым вопрос рабочих дозировок химреагентов для буровых растворов, используемых при испытаниях на ХОС. В некоторых случаях целесообразным представляется тестирование не индивидуальных химреагентов в фиксированной, строго определенной методикой испытания концентрации, а в буровом растворе. Испытание таких сложных дисперсионных систем, с одной стороны, будет способствовать снижению количества испытаний, а значит, упростит систему контроля, а с другой – позволит учесть взаимодействия химреагентов друг с другом и с нефтью (или ее моделью) в адекватных, реально используемых концентрациях. Существует ряд химических продуктов, так называемые «априори без ХОС», к которым в основном относятся минеральные продукты и для которых возможно, если не исключить, то значительно сократить частоту тестирований, в том числе, за счет тестирования бурового раствора, а не его отдельных компонентов. Таким образом, современное состояние системы контроля ХОС для материалов буровых растворов требует обязательного дальнейшего развития и оптимизации, как в технологическом, так и в экономическом аспектах, особенно с учетом уже имеющихся результатов тестирования химреагентов на ХОС, выполненных отраслью за последние два года. Это позволит адекватно скорректировать существующие процедуры, регламенты, договора, сократить затраты при повышении качества поставляемых услуг и своевременно реагировать на текущие вызовы в рамках функционирования сервиса по буровым растворам.
4
Классификация и условное обозначение нефтей
4.1 При оценке
качества нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды.
4.2 В зависимости от массовой доли серы нефть
подразделяют на классы 1 — 4 (таблица 1).
Таблица 1 — Классы нефти
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
4.4 По степени подготовки нефть подразделяют на группы
1 — 3 (таблица 3).
Таблица 3 — Группы нефти
4.5 По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов
нефть подразделяют на 2 вида (таблица 4).
Таблица 4 — Виды нефти
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:
1) Нефть с массовой долей серы 0,15 %
(класс 1); с плотностью при температуре 20 °С 811,0 кг/м3, при 15 °С 814,8 кг/м3 (тип 0); с массовой долей
воды 0,05 %, массовой концентрацией хлористых солей 25 мг/дм3,
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
температуры 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); с плотностью при температуре 20 °С 865,0 кг/м3, при температуре 15 °С 868,5 кг/м3, с выходам фракций до
температуры 200 °С 23 % об., до температуры 300 °С 45 % об., с массовой долей парафина 4 % (тип 2э); с
массовой далей воды 0,40 %, с массовой концентрацией хлористых солей 60 мг/дм3,
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.
4.1 — 4.6 (Измененная редакция, Изм.
№ 1).
7
Требования охраны окружающей среды
7.1 При хранении, транспортировании нефти и
приемосдаточных 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/дм3, для нефти классов 1, 2 –
не более 0,3 мг/дм3; водных объектов рыбохозяйственного назначения –
не более 0,05 мг/дм3 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.
4.2 В зависимости от массовой доли серы нефть
подразделяют на классы 1 – 4 (таблица 1).
1 – Классы нефти
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.
2 – Типы нефти
4.4 По степени подготовки нефть подразделяют на группы
1 – 3 (таблица 3).
3 – Группы нефти
4 – Виды нефти
1) Нефть с массовой долей серы 0,15 %
(класс 1); с плотностью при температуре 20 С 811,0 кг/м3, при 15 С 814,8 кг/м3 (тип 0); с массовой долей
воды 0,05 %, массовой концентрацией хлористых солей 25 мг/дм3,
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
температуры 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); с плотностью при температуре 20 С 865,0 кг/м3, при температуре 15 С 868,5 кг/м3, с выходам фракций до
температуры 200 С 23 % об., до температуры 300 С 45 % об., с массовой долей парафина 4 % (тип 2э); с
массовой далей воды 0,40 %, с массовой концентрацией хлористых солей 60 мг/дм3,
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.
4.1 – 4.6 (Измененная редакция,
Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей
к.х.н., доцент, инженер-химик
ООО «Технологическая Компания Шлюмберже» г. Москва, 125171, РФ
к.г.-м.н, руководитель технологической службы по буровым растворам «Континентальная Россия»
инженер испытательной лаборатории
к.х.н., руководитель департамента по охране окружающей среды по России и Центральной Азии
Научно-Технический Центр «Газпром нефти»
хлорорганические соединения (ХОС), материалы буровых растворов, рентгенофлуоресцентный анализ
organic chlorides, materials for drilling fluids, X-ray fluorescence spectrometry
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.
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/дм3, для нефти классов 1, 2 —
не более 0,3 мг/дм3; водных объектов рыбохозяйственного назначения —
не более 0,05 мг/дм3 по СанПиН 2.1.5.980.
8 Правила приемки
8.1 Нефть принимают партиями. Партией считают любое количество нефти, сопровождаемое одним документом о качестве по ГОСТ 1510.
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:
— 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 документ о качестве на данную партию нефти.
8.4-8.6 (Измененная редакция, Изм. N 1).
ПРИЛОЖЕНИЕ А
(рекомендуемое)
Методы оценки качества нефти
При необходимости могут быть использованы следующие
методы испытаний:
2 АСТМ Д 1250-2004 Стандартное
руководство по применению таблиц измерения параметров нефти и нефтепродуктов
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
5 АСТМ Д 4006-81 (2000) Вода в
сырых нефтях. Метод дистилляции
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)
11 ИСО Р 91/2-1991
Рекомендации ИСО по применению таблиц измерения параметров нефти и
нефтепродуктов, основанных на измерении плотности при 20 °С.
Приложение А (Измененная редакция, Изм. № 1).
Библиография
нефть, экспорт, качество, классификация, требования, степень подготовки,
транспортирование, приемосдаточные испытания, периодические определения, методы
испытаний, органические хлориды
8
Правила приемки
8.1 Нефть принимают партиями. Партией считают любое
количество нефти, сопровождаемое одним документом о качестве по ГОСТ
1510.
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:
— 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:
— наличие сероводорода (или массовая доля сероводорода
и легких меркаптанов при наличии в нефти сероводорода);
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 документ о качестве на данную партию нефти.
8.4 — 8.6 (Измененная редакция, Изм.
№ 1).
(Введена дополнительно, Изм. N 1).
Редакция документа с учетомизменений и дополнений подготовлена