Основные сведения о нефти

Показатель плотности  необходим также для определения  типа нефти по Гост Р 51858-2—2002  «Нефть. Общие технические условия» и ГОСТ 9965-76 «Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия».

Сущность ареометрического метода определения плотности нефти  заключается в погружении ареометра  в испытуемый продукт,  снятии показания по шкале ареометра при температуре определения и пересчете результатов на плотность при температуре 20 ⁰С и 15⁰С.

2.3.Фракционный состав исследуемого продукта

Фракционный состав исследуемого продукта определяется по:

- ASTM D 86 «Нефтепродукты. Определение дистилляционных характеристик при атмосферном давлении».

Допускается проводить определение  фракционного состава в соответствии с:

- ГОСТ 2177-99 «Нефтепродукты. Методы определения фракционного  состава»;

- ИСО  3405 «Нефтепродукты. Определение фракционного состава  при атмосферном давлении».

Данный показатель необходим  для определения типа нефти по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» и ГОСТ 9965-76 «Нефть для нефтеперабатывающих предприятий. Технические условий».

Сущность метода заключается  в перегонке 100 см³ испытуемого образца при условиях, соответствующих природе продукта, и проведении постоянных наблюдений за показаниями термометра и объемами конденсата и, дополнительно, определении объемного %  перегонки до температуры 200⁰С.

Фракционный состав определяется на аппаратах для разгонки нефтепродуктов, стандартные типы которых приведены  в ГОСТ 2177-99. Допускается использовать другие типы аппаратов, в том числе  автоматические, обеспечивающие получение  результатов в соответствии с  точностью метода.

По полученным  результатам  перегонки с регистрацией температур кипения через каждые 5% объема строится диаграмма перегонки пробы продукта.

Полученная диаграмма  перегонки не должна иметь изломов  и перегибов.

По диаграмме перегонки  уточняются значения объемного % перегонки  до температуры 200⁰ С  и 300 ⁰ С, являющиеся нормируемыми для нефти показателями.

Дистиллят, полученный при  перегонке пробы продукта, исследуется  методом газожидкостной хроматографии  с масс-спектрометрическим детектированием  для определения углеводородного  состава продукта.

Углеводородный состав продукта должен представлять собой ароматических  и смешанных углеводородов с  числом атомов углеводорода от С₃ и С₅.

2.4. Содержание  серы

Показатель массовой доли серы в исследуемом продукте определяется по ГОСТ Р 51947 – 2002 «Нефть и нефтепродукты. Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии».

Допускается проводить определение  показателя содержания серы в соответствии с:

- ASTM D 4294 «Нефть и нефтепродукты. Определение содержании серы методом энергодисперсионной рентгено-флуоресцентной спектрометрии»;

- ISO 8754 «нефтепродукты. Определение содержания серы. Рентгеновская флуоресцентная спектрометрия на основе методов энергетической дисперсии».

Определение проводится методом  энергодисперсионной рентгено флуорецентной спектрометрии с использованием лабороторного анализатора типа «ASOMA» либо анологичного.

При отсутствии рентгено-флуоресцентного анализатора, допускается проводить определение показателя содержания серы в соответствии с ГОСТ 1437-75 «Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серы».

Сущность метода определения  массовой доли серы методом энергодисперсионной рентгено- флуоресцентной спектрометрии заключается в том, что испытуемый образец помещают в пучок лучей, испускаемых источником рентгеновского излучения. Измеряют характеристики энергии возбуждения от рентгеновского излучения и сравнивают полученный сигнал счетчика импульсов с сигналами счетчика, полученными при испытании заранее подготовленных калибровочных образцов.

Метод обеспечивает быстрое  и точное измерение общей серы в нефти и нефтепродуктов.

2.5. Температура  вспышки в закрытом тигле.

Температура вспышки в  закрытом тигле исследуемого продукта определяется по ГОСТ 6356 «Нефтепродукты. Метод определения температуры  вспышки в закрытом тигле».

Допускается проводить определение  показателя температуры вспышки  в закрытом тигле в соответствии с :

- ASTM D 93 «Определение температуры вспышки в закрытом тигле по Пенски-Мартенсу».

Данный показатель необходим  для дифференциации нефти, имеющей  температуру вспышки в закрытом тигле ниже 40⁰С от тяжелых жидких нефтяных топлив , для которых нормируемый показатель температуры вспышки в закрытом тигле составляет не ниже 40⁰С.

Сущность метода заключается  в определении самой низкой температуры горючего вещества, при которой в условиях испытания над его поверхностью образуется смесь паров и газов с воздухом, способная вспыхивать в воздухе от источника зажигания, но скорость их образования еще недостаточна для последующего горения. Для этого испытуемый продукт нагревают в закрытом тигле с постоянной скоростью при непрерывном перемешивании и испытывают на вспышку через определенные интервалы температур.

 

 

 

 

 

 

3. КЛАССИФИКАЦИЯ  НЕФТИ

 

Нефть разных месторождений  и ниже разных скважин одного месторождения  отличается по физическим и химическим свойствам. Именно свойства определяют направление, переработки нефти  и влияют на качество полученных нефтепродуктов.

Классифицируют нефть  по разным признакам.

Классификация по плотности:

− очень легкие – 0,80 г/см³;

− легкие – 0,80 – 0,84 г/см³;

− утяжеленные – 0,84 – 0,88 г/см³;

− тяжелые – 0,88 – 0,92 г/см³;

− очень тяжелые – св. 0,92 г/см³;

В легких нефтях больше бензиновых фракций, мало смол и серы. Из них вырабатывается смазочные масла высокого качества. Тяжелые нефти содержит много смол. Они – лучшее сырье для производства битумов.

Классификация по углеводородам (по содержанию в них преимущественно каких−либо углеводородов);

− парафинистые (метановые) – богаты алканами. Содержат более 50% бензиновых фракций и около 20% масляных.

− нафтеновые характеризуются высоким (до 60%) содержанием циклических углеводородов, смол и асфальтопеков мало;

− ароматические состоят в основном из ароматических углеводородов (аренов);

− парафино − нафтеновые содержат преимущественно алканы и нафтены, смол и алфальтопеков мало. Выход бензиновых фракций около 25%;

− парафино – нафтеново – ароматические имеют приблизительно одинаковое содержание названных углеводород. В них мало твердого парафина, смол и асфальтопеков;

− нефтеново – ароматические содержат в основном арены и циклоалканы. Выход бензиновых фракций 10−15%, смол и асфальтопеков до 15−20%.

Нефти первых трех групп встречаются крайне редко, наибольшее распространение имеют нефти смешенного состава.

Классификация нефти по химическому  составу является весьма условной, поскольку распределение  углеводородов  во фракциях с различными температурами  кипения для  одной и той  же нефти неодинаково: в одних  фракциях преобладают парафиновые  углеводороды, в других – нафтеновые и т.д.

Классификация по содержанию серы:

1. класс – малосернистые, серы менее 0,5%;
2. класс – сернистые, 0,51−2%;
3. класс – высокосернистые, более 2% серы.

По массовому содержанию светлых фракций (М) – масел, испаряемых до 360⁰С:

− низкое – менее 25%;

− среднее – 25−50%;

− высокое – 50−75%;

−очень высокое – свыше 75%.

По массовому содержанию смолисто−асфальтовых веществ:

−малосмолистые – менее 17%;

−смолистые – 18−35%;

− высокосмолистые – свыше 35%.

По массовому содержанию твердых углеводородов (П):

−малопарафинистые – менее 5%;

−парафинистые – 5− 10%;

− высокопарафинистые – более 10%.

Поставляемая на экспорт  отечественная нефть делится  на 4 группы по плотности, фракционному составу, массовой доли серы, парафина, концентрации тяжелых металлов (ванадия, никеля и др.)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.ПРОБЛЕМНЫЕ ВОПРОСЫ  ПРИ ИДЕНТИФИКАЦИИ НЕФТИ, ЗАЯВЛЕННОЙ  В КАЧЕСТВЕ ЖИДКОГО НЕФТЯНОГО  ТОПЛИВА.

Для идентификации исследуемого товара в качестве нефти в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия», необходимо определение следующих основанных показателей:

1. Плотность при температуре  20⁰С и 15⁰С.

2. Выход фракций до  температуры 200⁰С и 300⁰С.

3. Массовая доля серы.

4.Массовая концентрация хлористых солей.

5. Массовая доля механических  примесей.

Допускается также при  наличии соответствующего необходимого оборудования и реактивов определять следующие показатели, не являющиеся основным при идентификации:

1. Массовая доля парафина.
2. Давление насыщенных паров.
3. Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204⁰С.

В соответствии с пояснениями  к товарной позиции 2709 00 ТН ВЭД России, в товарной позиции 2710 термин «нефть и нефтепродукты, полученные из битуминозных пород» означает не только нефть и  нефтепродукты, полученные из битуминозных пород, но и полученные любым способом аналогичные нефтепродукт, состоящие  главным образом из смешанных  ненасыщенных углеводородов, при условии, что масса неароматических составных  частей превышает массу ароматических.

Согласно подпункту «г»  пункта 2 Дополнительных примечаний к  товарной позиции 2710, термин «тяжелые дистилляты»  означает нефтяные фракции и нефтепродукты, менее 65 об.% которых перегоняется при температуре 250⁰С не может быть определен данным методом.

Согласно подпункту  «д»  пункта 2 Дополнительных примечаний к  товарной позиции 2710, термин означает тяжелые дистилляты, 85 об. % которых или более перегоняется при температуру 350⁰С по методу ASTM D 86.

В соответствии с ТН ВЭД  России , термин «топлив жидкие» означает тяжелые дистилляты, которые соответствующих колориметрических в растворе «К», имеют соответствующую кинематическую вязкость при 50⁰С, имеющую значения 4 до 2650 мм²/с.

В результате исследований было установлено, что исследуемые  проба менее 65 об.% которых перегоняется до 250⁰С, менее 85 об.% которых перегоняется  до 350⁰С, имеющих колориметрическую характеристику более 8, кинематическую вязкость при ⁰С менее 2650 мм²/с, массовую долю сульфатной золы в соответствии с ТН ВЭД России к тяжелым дистиллятам, жидким топливам.

Однако по показателю температуры  вспышки в закрытом тигле исследованные пробы не соответствовали ни одному из известных видов тяжелых жидких топлив, для которых нормируемый показатель температуры вспышки в закрытом тигле составляет не ниже 40⁰С.

Как следует из научно-технической  литературы, нефти также имеют  аналогичные показатели: менее 65 об.% перегоняется 250⁰С, менее 85 об.% перегоняется до 350⁰С . таким образом нефти также могут быть отнесены в соответствии с критериями ТН ВЭД России к тяжелым дистиллятам.

Указанное противоречие требовало  устранения и однозначного толкования, поскольку имелись факты неоднозначного понимания того, то товар с установленными показателями объемного процента перегонки при 250⁰С и 350⁰С, колориметрической характеристики, кинематической вязкости при 50⁰С, массовой доли сульфатной золы и числа омыления, соответствующими критериям ТН  ВЭД России  для жидких топлив не является жидким топливом, а является нефтью, несмотря на то, что показатель температуры вспышки в закрытом тигле не является критерием ТН ВЭД России.

В связи с изложенными  были сделаны следующие выводы:

при исследовании нефти, заявленной в качестве нефтяного топлива, необходимо определять показатели, нормируемые  ГОСТ Р 51858-2002, ГОСТ 9965-76 для нефти и одновременно являющиеся критериями для идентификации товара в товарной позиции 2709 00 ТН ВЭД России, и на основании этих установленных показателей формулировать выводов об идентификации товара в качестве нефти;

для исключения возможности  идентифицировать товар в качестве нефтепродукта необходимо делать акцент на содержании в пробе хлористых  солей, поскольку  согласно данным научно-технической  литературы, характерным показателем  для природной нефти является содержание хлористых солей, которые  удаляются в процессе обессоливания  нефти на промыслах и нефтеперерабатывающих  предприятиях, и практически отсутствуют в нефтепродуктах;