Про Профстандарты РосМинТруда При реализации продукции продавец по требованию покупателя обязан предоставить ему паспорт продукции, а также другие документы, содержащие:
наименование продукции и ее целевое назначение:
информацию о документах, содержащих нормы, которым соответствует данная продукция;
наименование изготовителя, его местонахождение, страну происхождения продукции, наименование и местонахождение (адрес, телефон) продавца;
номер партии продукции, поставленной для реализации; массу нетто продукции в таре;
сведения о наличии (наименование, содержание и свойства) присадок, добавленных в продукцию, или об отсутствии присадок;
знаки опасности продукции в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации в области пожарной, экологической, а также биологической безопасности;
сведения о сертификате соответствия или декларации о соответствии;
сведения по безопасному хранению, транспортированию, реализации, применению и утилизации продукции.
Изготовитель (продавец) дизельного топлива, поступающего на реализацию, обязан в информационных материалах, размещенных в доступных для потребителя местах, указывать наименование и марку продукции, экологический класс автомобильной техники, для которой дизельное топливо рекомендовано.
В паспорте на продукцию изготовитель и (или) продавец дизельного топлива после обозначения марки дизельного топлива с массовой долей
серы 0,05 % в соответствии с ГОСТ Р 54283 указывает: «(ДТ-2)». (Измененная редакция, Изм. N 6, 8).
Объем выборок – по ГОСТ 2517.
При получении неудовлетворительных результатов испытаний хотя бы по одному из показателей по нему проводят повторные испытания вновь отобранной пробы от удвоенной выборки.
Результаты повторных испытаний распространяются на всю партию.
(Введен дополнительно, Изм. N 3. Исключен, Изм. N 6).
5. МЕТОДЫ ИСПЫТАНИЙ
Пробы дизельного топлива отбирают по ГОСТ 2517. Масса объединенной пробы – 2 дм топлива.
Температуру застывания дизельного топлива определяют по ГОСТ 20287 без предварительного и последующего подогрева топлива до 50 °С.
В случае разногласий арбитражным методом испытаний качества топлива устанавливается метод, указанный в таблице 2 первым.
(Введен дополнительно, Изм. N 6. Измененная редакция, Изм. N 7).
6. УПАКОВКА, МАРКИРОВКА, ХРАНЕНИЕ И ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ
6.1. Упаковка, маркировка, хранение и транспортирование дизельного топлива – по ГОСТ 1510.
(Измененная редакция, Изм. N 4, 6).
7. ГАРАНТИИ ИЗГОТОВИТЕЛЯ
Изготовитель гарантирует соответствие дизельного топлива требованиям настоящего стандарта при соблюдении условий транспортирования
Гарантийный срок хранения дизельного топлива – 5 лет со дня изготовления.
ГОСТ 2517-85. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб (с Изменением N 1)
Crude oil and petroleum products. Methods of sampling
ОКСТУ 0209 Дата введения 1987-01-01
УТВЕРЖДЕН и ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 28.12.85 N 4453
Обозначение НТД, на который
3.13; 3.14; 3.15
Ограничение срока действия снято Постановлением Госстандарта
СССР от 28.11.91 N 1834
ИЗДАНИЕ (июнь 2010 г.) с Изменением N 1, принятым в августе 1998 г. (ИУС 12-98), и Поправкой (ИУС 8-99), действующими только на территории Российской Федерации
Настоящий стандарт устанавливает методы отбора проб нефти и нефтепродуктов из резервуаров, подземных хранилищ, нефтеналивных судов, железнодорожных и автомобильных цистерн, трубопроводов, бочек, бидонов и других средств хранения и транспортирования.
Стандарт не распространяется на сжиженные газы и нефтяной кокс
Стандарт соответствует ИСО 3170-75в части отбора проб из бочек, барабанов, бидонов, банок, отбора донной пробы из цистерн и требований безопасности и ИСО 3171-75 в части автоматического отбора проб из
В стандарте использованы термины по ГОСТ 15895и ГОСТ 26098.
1.1. Для отбора проб нефти и нефтепродукта применяют пробоотборники, указанные в табл.1 и приложении.
Аппаратура и инструмент
паров 100 кПа (750 мм
рт.ст.) и выше поГОСТ
герметичный отбор проб и
сохранность качества пробы
Пробоотборники типа ПГО
по ГОСТ 14921 и
пробоотборные сосуды под
Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым здесь и далее по тексту, можно получить перейдя по ссылке на сайт http://shop.cntd.ru. – Примечание изготовителя базы данных.
На территории Российской Федерации действуют ГОСТ Р 50779.10-2000 и ГОСТ Р 50779.11-2000.
Нефть и нефтепродукты с
паров ниже 100 кПа (750
мм рт.ст.) по ГОСТ 1756клапанами по ГОСТ 13196;
заборной трубкой (черт.1);
для отбора точечных проб с
трех уровней (черт.2);
краны на различных уров-
нях по высоте стенки резер-
вуара (только для нефти).
отложениях каменной соли,
паров ниже 100 кПа (750продуктопроводе в оголовке
шахтного типа, сооружае-ники (см. черт.3) и бутылка
мые в горных породах с по-
ложительной и отрицатель-
ной температурой; ледо-
Нефтеналивные суда, же-
лезнодорожные и автомо-ники, рекомендуемые для
бильные цистерны, резер-отбора проб из верти-
вуары траншейного типа икальных цилиндрических и
Нефть и нефтепродукты сАвтоматические или ручные
пробоотборники для отбора
паров ниже 100 кПа (750проб из трубопровода
мм рт.ст.) по ГОСТ 1756Бочки, бидоны, бутылки,
шланги диаметром 9-12 мм
Окончание табл. 1
Бочки, бидоны, барабаны,
банки и др.(черт.9), с продольным вы-
резом (черт.10), поршневой
(черт.11), щуп прямой без
Бочки, ящики, мешки,Ножи, черпаки, лопаты,
вагоны для нефтебитумадолота, зубила, колуны,
Переносные пробоотборники для отбора проб нефти и жидких нефтепродуктов с заданного уровня должны иметь крышки или пробки, обеспечивающие их герметичность и легко открывающиеся на заданном уровне.
Масса переносного пробоотборника должна быть достаточной, чтобы обеспечить его погружение в нефть или нефтепродукт.
Пробоотборник осматривают перед каждым отбором пробы. На нем не должно быть трещин. Пробки, крышки, прокладки не должны иметь дефектов, нарушающих герметичность пробоотборника.
Переносные пробоотборники, пробосборники, пробоприемники, трубки, щупы и т.д. перед отбором проб нефти или нефтепродукта должны быть чистыми и сухими.
Инвентарь для отбора и хранения проб жидких нефтепродуктов после применения следует обработать моющим веществом или сполоснуть неэтилированным бензином; инвентарь для отбора и хранения проб нефти
мазеобразных нефтепродуктов после промывки растворителем следует промыть горячей водой до полного удаления остатков нефтепродуктов.
Промытый инвентарь необходимо высушить и хранить в защищенном от пыли и атмосферных осадков месте.
Во избежание загрязнения переносные пробоотборники переносят в чехлах, футлярах или другой упаковке.
Пробоотборник ручного отбора проб из трубопровода должен
содержать следующие основные узлы:
пробозаборное устройство ( см. черт.14, 15, 15а, 15б); запорное устройство; пробосборник (пробоприемник).
Параметры пробозаборных трубок щелевого типа приведены в приложении 2.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
Конструкция пробозаборного устройства должна быть достаточно прочной, чтобы выдерживать изгибающие моменты под влиянием максимальной скорости потока в трубопроводе, противостоять вибрации, а также создавать минимальное возмущение потока в трубопроводе.
Диаметр пробозаборной трубки, если пробозаборное устройство состоит из одной трубки, или наименьший диаметр пробозаборной трубки, если пробозаборное устройство состоит из нескольких трубок, должен
6 мм – при кинематической вязкости нефти до 15 мм/с (15 сСт) при
температуре 20 °С; 12 мм – при кинематической вязкости нефти, равной и выше 15 мм/с
(15 сСт) при температуре 20 °С.
Для обеспечения нормального режима работы насоса в контуре отбора проб диаметр пробозаборной трубки может быть увеличен.
В зависимости от привода запорного устройства применяют автоматические и ручные пробоотборники.
Запорное устройство представляет собой кран, служащий для перепуска пробы через пробозаборное устройство в пробосборник и приводимый в действие вручную.
В качестве пробосборника, предназначенного для накопления объединенной пробы при автоматическом отборе пробы, применяют сосуды под давлением (закрытые) и атмосферные сосуды (открытые) в за-
висимости от вида отбираемой нефти или нефтепродукта или выполняемого анализа.
Применяют сосуды под давлением трех видов: 1 – с выравненным давлением (черт.16);
2 – с накоплением пробы вытеснением заполняющего их водного
насыщенного раствора хлористого натрия (рассола); 3 – с накоплением пробы вытеснением оставшегося в них воздуха.
Сосуды под давлением 1-го и 2-го видов должны иметь предохранительный клапан для сброса избыточного давления.
Атмосферный сосуд представляет собой емкость с одним отверстием и применяется для отбора проб нефти или нефтепродукта с давлением насыщенных паров не более 40 кПа (300 мм рт.ст.). Сосуд с пробой должен герметично закрываться крышкой (пробкой).
Пробосборник изготовляют из материала, стойкого к воздействию отбираемой нефти или нефтепродукта в расчете на рабочую температуру и давление, в 1,5 раза превышающее рабочее.
1.5.4.5. В качестве пробоприемников, предназначенных для транспортирования и хранения пробы, используют пробосборники всех типов. Требования к пробосборникам должны соответствовать указанным в п. 1.5.4.
Соединительные трубки и клапаны контура отбора проб от точки отбора проб до пробосборника должны быть с минимальным числом изгибов, без расширений, карманов и других мест, где могут скапливаться механические примеси, вода и пары.
Все соединения и соединительные трубки должны быть герметичными.
1.6. Автоматический отбор проб осуществляется с помощью автоматических пробоотборников периодически – через равные промежутки времени – или в зависимости от скорости перекачивания.
При автоматическом отборе пробы запорное устройство пробоотборника должно приводиться в действие с помощью электрического,
электромагнитного или пневматического приводов.
Для получения заданной пробы через определенные промежутки времени в схеме автоматического пробоотборника применяют регулятор, включающийся в работу одновременно с началом перекачивания.
Конструкция пробосборника для отбора проб легкоиспаряющейся нефти или нефтепродукта с давлением насыщенных паров более 40 кПа (300 мм рт.ст.) должна обеспечивать накопление пробы без контакта с воздухом и при том же давлении, что и в трубопроводе.
Схема отбора проб с применением такого пробосборника приведена на черт.17.
Присоединение и отсоединение пробосборника в пробоотборную систему должно быть герметичным.
2. МЕТОДЫ ОТБОРА ПРОБ
Объем объединенной пробы устанавливается в нормативнотехнической документации (НТД) на конкретную продукцию.
Отбор проб из резервуаров
2.2.1. Перед отбором пробы из резервуара нефть и нефтепродукты отстаивают не менее 2 ч и удаляют отстой воды и загрязнений.
Для проверки удаления воды и загрязнений по требованию представителя заказчика пробу отбирают из сифонного крана, установленного в нижнее положение.
Пробу из резервуара с нефтепродуктом, находящимся под давлением свыше 1,96 кПа (200 мм вод. ст.), отбирают без разгерметизации резервуара.
Пробу нефти или нефтепродукта из резервуара с понтоном или плавающей крышей отбирают из перфорированной колонны.
Отбор проб из вертикальных резервуаров
Для отбора объединенной пробы нефти и нефтепродуктов в один прием применяют стационарные пробоотборники по ГОСТ 13196 или с перфорированной заборной трубкой (см. черт.1).
За нижнюю точку отбора пробы нефти принимают уровень нижнего среза приемораздаточного патрубка (хлопушки) по внутреннему диаметру,
при отборе пробы нефтепродукта – уровень на расстоянии 250 мм от днища резервуара.
Точечные пробы нефти или нефтепродукта из вертикального
цилиндрического или прямоугольного резервуара отбирают стационарным
(см. черт.2) или переносным пробоотборником с трех уровней: верхнего – на 250 мм ниже поверхности нефти или нефтепродукта; среднего – с середины высоты столба нефти или нефтепродукта;
нижнего: для нефти – нижний срез приемораздаточного патрубка (хлопушки) по внутреннему диаметру, для нефтепродукта – на 250 мм выше днища резервуара.
Для резервуара, у которого приемораздаточный патрубок находится в приемке, за нижний уровень отбора пробы нефти принимают уровень на расстоянии 250 мм от днища резервуара.
Объединенную пробу нефти или нефтепродукта составляют смешением точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении
Точечные пробы из резервуара, в котором нефтепродукт компаундируется, при проверке однородности нефтепродукта отбирают по п.2.3.2 и анализируют отдельно.
По требованию представителя заказчика точечные пробы нефтепродукта отбирают через каждые 1000 мм высоты столба нефтепродукта, при этом точечные пробы верхнего и нижнего уровней отбирают по п.2.3.2. За начало отсчета первой 1000 мм принимают поверхность нефтепродукта.
Объединенную пробу составляют смешением одинаковых по объему точечных проб.
Точечные пробы при высоте уровня нефти или нефтепродукта в
резервуаре не выше 2000 мм (или остаток после опорожнения) отбирают с верхнего и нижнего уровней по п.2.3.2.
Объединенную пробу составляют смешением одинаковых по объему точечных проб верхнего и нижнего уровней.
При высоте уровня нефтепродукта менее 1000 мм (остаток после опорожнения) отбирают одну точечную пробу с нижнего уровня по п.2.3.2.
Отбор проб из горизонтальных резервуаров
Точечные пробы нефти или нефтепродукта из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм отбирают переносным пробоотборником с трех уровней:
верхнего – на 200 мм ниже поверхности нефти или нефтепродукта; среднего – с середины высоты столба нефти или нефтепродукта; нижнего – на 250 мм выше нижней внутренней образующей
Объединенную пробу составляют смешением точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении 1:6:1.
цилиндрического резервуара диаметром менее 2500 мм независимо от степени заполнения, а также из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм, но заполненного до высоты, равной половине диаметра и менее, отбирают с двух уровней: с середины высоты столба жидкости и на 250 мм выше нижней внутренней образующей резервуара.
Объединенную пробу составляют смешением точечных проб среднего
нижнего уровней в соотношении 3:1.
При высоте уровня нефтепродукта менее 500 мм отбирают одну точечную пробу с нижнего уровня по п.2.4.1.
2.4.3. По требованию потребителя из горизонтального цилиндрического резервуара донную пробу нефтепродукта отбирают переносным металлическим пробоотборником (см. черт.4 и 5).
Отбор проб из резервуаров траншейного типа
Точечные пробы нефтепродукта из резервуара траншейного типа отбирают переносным пробоотборником с верхнего, среднего и нижнего уровней, соответствующих 0,93; 0,64; 0,21 объема нефтепродукта (отсчет снизу).
Объединенную пробу составляют смешением точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении 1:3:3.
Точечные пробы из резервуара, заполненного нефтепродуктами с
различной плотностью (расхождения более 2 кг/м ), отбирают с семи уровней, соответствующих 0,93; 0,78; 0,64; 0,50; 0,36; 0,21; 0,07 объема нефтепродукта (отсчет снизу).
Пробоотборник — это прибор, предназначенный для отбора глубинных проб нефти, воды или газа из скважин с сохранением условий (давления, газонасыщенности) в месте отбора. Также пробоотборники используются для отбора проб нефти, газа или иной жидкости из резервуаров, трубопроводов, железнодорожных и автомобильных цистерн, подземных ёмкостей, технологических колонн, нефтеналивных танков на морских судах. Кроме того, пробоотборники могут применяться и в пищевой промышленности (известны пробоотборники для зерна, растительных масел и т. д.). В зависимости от конструкции пробоотборники подразделяются на:
Точечные пробоотборники, предназначенные для забора проб с одного заданного уровня (например, батометр) или в некий момент времени прохождения продукта по трубопроводу;
Многоуровневые пробоотборники, позволяющие брать пробы сразу с нескольких уровней резервуара, что особенно часто находит применение на нефтебазах и заправочных станциях (АЗС);
Автоматические пробоотборники, позволяющие накапливать пробу в течение некоторого периода времени или по мере прохождения партии продукта по трубопроводу (так называемая, объединенная проба). Например, пункт 2.13.2.1 межгосударственного стандарта ГОСТ 2517-85 “Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб” регламентирует автоматический отбор пробы нефтепродукта дозами от 1 до 10 см3 в количестве не менее 300 шт. в один пробоотборный контейнер. Суммарный объем объединённой пробы должен быть не менее 3000см3;
Для отбора проб в стационарных вертикальных резервуарах наиболее часто применяют пробоотборники секционные, устанавливающиеся стационарно внутри вертикального резервуара. Количество секций, а следовательно и высота подобных пробоотборников варьируется.
В настоящее время существует много различных конструкций глубинных пробоотборников, однако назначение прибора диктует ряд обязательных требований к узлам пробоотборника независимо от их конструкции.
Приемная камера — часть пробоотборника, наполняющаяся продуктом и сохраняющая ее в период транспортировки до момента исследования;
Приемные клапаны — устройства, через которые продукт поступает в камеру;
Пробоотборники можно классифицировать по следующим признакам:
со сквозной (проточной) камерой и не сквозные;
переносные и стационарные;
послойные и не послойные.
Кроме глубинных пробоотборников существуют и другие, которые применяются в сельском хозяйстве (просеивание зерна), в экологии (отбор проб воздуха) и т. д.
Также пробоотборники можно разделить на два вида по другому признаку:
для пассивного отбора проб;
для активного отбора проб.
О.М. Мирсаетов, С.Б. Колесова, К.Б. Ахмадуллин, И.Б. Ахмадуллин
МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ АГРЕГАТИВНОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ВОДОНЕФТЯНОЙ СМЕСИ В СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
Аннотация. Выполнен обзор методов определения агрегативной устойчивости водонефтяных смесей. Отмечено, что все известные методы определения агрегативной устойчивости ВНС основаны на ее разрушении и изучении изменений параметров, характеризующих свойства ВНС. Выделены группы методов, основанные на изучении изменений параметров, характеризующих свойства ВНС, а также на измерении содержания воды, выделившейся из ВНС в результате ее расслоения. Проанализированы достоинства и недостатки по группам выделенных методов. Выявлены достоинства методов, основанных на измерении содержания агрегативно-неустойчивой и агрегативно-устойчивой воды. Предложена в обобщенном виде структура реализации процесса определения агрегативной устойчивости ВНС, включающая отбор пробы, измерение общей доли воды в пробе, содержащей агрегативно-неустойчивую воду и агрегативно-устойчивую воду, при ее расслоении, а также расчеты агрегативной устойчивости ВНС. Анализ и обобщение результатов исследований способов разрушения водонефтяных смесей по типу прилагаемой энергии при определении содержания агрегативно-устойчивой воды позволил авторам предложить использование электрических полей для расслоения ВНС, выявить условия и параметры экспонирования ВНС, разработать экспериментальную установку для определения количества циклов экспонирования ВНС в воде в условиях обработки воды постоянным электрическим током до формирования границы раздела нефть-вода, предложить и обосновать механизм разрушения водонефтяных смесей. Показана возможность применения предложенного метода при выборе технологий воздействия на нефтяные пласты для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи, а также для оценки эффективности различных технологий нефтедобычи и их совершенствования.
Ключевые слова: агрегативная устойчивость, водонефтяная смесь, нефть, окислительно-восстановительный потенциал, эмульсия.
Сведения об авторах
Мирсаетов Олег Марсимович
доктор технических наук, профессор, Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева, Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Удмуртский государственный университет», 426034, ул. Университетская, 1, г. Ижевск, Россия.
Колесова Светлана Борисовна
кандидат экономических наук, доцент, директор ИНГ, Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева, Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Удмуртский государственный университет», 426034, ул. Университетская, 1, г. Ижевск, Россия.
Ахмадуллин Камиль Булатович
Доцент, Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева, Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Удмуртский государственный университет», 426034, ул. Университетская, 1, г. Ижевск, Россия.
Ахмадуллин Ильдар Булатович
кандидат технических наук, доцент, Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева, Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Удмуртский государственный университет», 426034, ул. Университетская, 1, г. Ижевск, Россия.
Полнотекстовая версия – pdf(546kb)
СТБ 1651-2006 Национальный стандарт Республики Беларусь
СТБ 1559-2005 Национальный стандарт Республики Беларусь
СТБ 1934-2015 Национальный стандарт Республики Беларусь