ГОСТ Р 52340-2005

Группа Б19

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

НЕФТЬ

Определение давления паров методом расширения

Crude oil.
Determination of vapour pressure with expansion method

ОКС 75.160.20

ОКСТУ 0209

Дата введения 2006-01-01

Предисловие

Задачи, основные принципы и правила проведения работ по государственной стандартизации в Российской Федерации установлены ГОСТ Р 1.0-92 "Государственная система стандартизации Российской Федерации. Основные положения" и ГОСТ Р 1.2-92 "Государственная система стандартизации Российской Федерации. Порядок разработки государственных стандартов"

________________

* На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 1.0-2004 .

** На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 1.2-2004 . - Примечание "КОДЕКС".      

Сведения о стандарте

1 ПОДГОТОВЛЕН Открытым акционерным обществом "Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти" (ОАО "ВНИИНП") на основе собственного аутентичного перевода стандарта, указанного в пункте 4

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 31 "Нефтяные топлива и смазочные материалы"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 мая 2005 г. N 129-ст

4 Настоящий стандарт идентичен стандарту АСТМ Д 6377-03 "Метод определения давления паров сырой нефти: (метод расширения)" [ASTM D 6377-03 "Standard test method for determination of vapour pressure of crude oil: (Expansion method)"]. Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного стандарта для приведения в соответствие с ГОСТ 1.5 (подраздел 3.6)

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в указателе "Национальные стандарты", а текст изменений - в информационных указателях "Национальные стандарты". В случае пересмотра или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована в информационном указателе "Национальные стандарты"

     1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает метод определения давления паров сырой нефти при температуре от 5 °С до 80 °С с соотношением объемов паровой и жидкой фаз от 4:1 до 0,02:1 (от 4 до 0,02) соответственно и давлении от 7 до 500 кПа с помощью автоматических приборов.

Значения, установленные в единицах СИ, считаются стандартными.

Настоящий стандарт не устанавливает требования безопасности, связанные с применением метода. Пользователь настоящего стандарта должен разработать соответствующие правила техники безопасности.

     2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на нормативные документы в соответствии с приложением А.

     3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 стабилизированная нефть: Сырая нефть, пробы которой не закипают при нормальном атмосферном давлении и комнатной температуре.

Примечание - Для отбора проб стабилизированной нефти допускается использовать стандартные контейнеры для отбора проб, например пробоотборники. Также рекомендуется использовать цилиндры под давлением для отбора и хранения проб стабилизированной нефти, которые обеспечивают предотвращение потерь летучих веществ, а также требуемую точность измерений.

3.2 нестабилизированная (свежедобытая) нефть: Сырая нефть, пробы которой закипают при нормальном атмосферном давлении и комнатной температуре.

Примечание - Данный термин обычно применяют для определенных сырых нефтей, содержащихся в системах под давлением. Для отбора проб нестабилизированных (свежедобытых) нефтей не рекомендуется использовать стандартные контейнеры для проб, например пробоотборники. Использование цилиндров под давлением является обязательным условием для нестабилизированных (свежедобытых) нефтей, содержащих углеводородные газы.

3.3 эквивалентное давление паров по Рейду; : Значение, вычисленное по корреляционному уравнению (см. 14.4), которое соответствует значению, полученному для данной пробы по методу испытаний [1], приведенному в приложении А.

3.4 соотношение объемов паровой и жидкой фаз; : Отношение объема паровой фазы к объему жидкой фазы образца для испытаний.

3.5 давление паров сырой нефти; : Давление в вакуумированной камере, создаваемое парами стабилизированной или нестабилизированной сырой нефти, которая может содержать газ, воздух или воду отдельно или вместе взятые при соотношении объемов паровой и жидкой фаз Х:1, где X может изменяться от 4 до 0,02.

     4 Сущность метода

4.1 Пробу необходимого объема отбирают из системы отбора под давлением (цилиндр с плавающим поршнем) и вводят в измерительную терморегулируемую камеру с внутренним подвижным поршнем при 20 °С или выше. После герметизации объем камеры увеличивается за счет перемещения поршня до конечного объема, соответствующего требуемому соотношению объемов паровой и жидкой фаз. Затем регулируют температуру измерительной камеры.

4.2 После достижения равновесия температуры и давления измеренное давление записывают как данной пробы. В процессе измерения испытуемую пробу перемешивают встряхиванием измерительной камеры в течение от 5 до 30 мин для достижения равновесия давления.

4.3 Для получения результатов, соответствующих полученным по методу испытаний [1], приведенному в приложении А, конечный объем измерительной камеры должен быть в пять раз больше объема испытуемой пробы, а температура измерения должна быть 37,8 °С.

     5 Особенности применения метода

5.1 Давление паров сырой нефти при различных соотношениях является важным физическим свойством для транспортирования и хранения нефти, а также имеет важное значение для предприятий, осуществляющих добычу, поставку и переработку сырой нефти.

Примечание - Соотношение =0,02:1 соответствует условиям транспортирования сырой нефти в танкере.

5.2 Для предотвращения потерь высоколетучих соединений проба сырой нефти всегда должна находиться под давлением, превышающим давление паров не менее чем на 100 кПа.

5.3 Значение давления паров сырой нефти при соотношении =4:1 и температуре 37,8 °С (), определенное по данному методу, можно сравнить со значением давления паров, определенным для той же пробы по методу испытаний [1], приведенному в приложении А.

5.4 Перед измерением давления паров не требуется охлаждать пробу и насыщать ее воздухом.

5.5 Настоящий метод позволяет определять для проб нефти, имеющих температуру текучести выше 0 °С.

     6 Аппаратура

6.1 Аппаратура для данного метода испытаний состоит из измерительной камеры цилиндрической формы небольшого объема и оборудования для регулирования температуры камеры в диапазоне от 5 °С до 80 °С. Ввод проб в измерительную камеру и увеличение объема камеры до требуемого соотношения выполняют с помощью подвижного поршня. При самом нижнем положении поршня "нерабочий" объем камеры должен быть менее 1% общего объема камеры. Поршень должен быть оснащен встроенным статическим датчиком давления. Измерительная камера должна быть оборудована впускным и выпускным клапанами для ввода и вывода пробы. Для предотвращения конденсации и чрезмерного испарения поршень и клапаны должны находиться при той же температуре, что и измерительная камера*.

________________

* Аппарат для определения давления паров, отвечающий этим требованиям, производится компанией Grabner Instruments, A-1220 Vienna, Dr. Neurathgasse 1, Austria и внесен в Государственный Реестр средств измерений за регистрационным N 010010146, сертификат N 0000657 в 2001 г.