Содержание
- Классификация нефти. Классы, типы, группы и виды нефти.
- Подходы к классификации нефти:
- Научная классификация, отражающая химический состав нефти:
- Классификация нефти по массовой доли серы. Классы нефти:
- Классификация нефти по плотности. Типы нефти:
- Классификация нефти по степени подготовки. Группы нефти:
- Классификация нефти по массовой доле сероводорода и легких меркаптанов. Виды нефти:
- Обозначение нефти согласно ГОСТ Р 51858-2002:
- Классификация нефти по содержанию парафиновых углеводородов:
- Классификация нефти по выходу светлых фракций до 350 °С:
- Обозначение полезных ископаемых на карте, условные знаки
- Краткая информация о полезных ископаемых
- Классификация и условное обозначение нефтей
- Классификации нефти
- Устаревшие классификации
- Химические классификации
- Геохимические и генетические классификации
- Технологическая классификация
- Классификация по стандарту ГОСТ Р 51858-2002
- Маркерные сорта нефти
- Примечания
- Литература
> Классификация нефти. Классы, типы, группы и виды нефти
Классификация нефти. Классы, типы, группы и виды нефти.
Количественный и качественный состав компонентов нефти существенным образом влияет на ее свойства, на качество полученных нефтепродуктов, а также определяет направление переработки нефти. Поэтому принята классификация нефти на классы, типы, группы и виды.
Подходы к классификации нефти
Научная классификация, отражающая химический состав нефти
Классификация нефти по массовой доли серы. Классы нефти
Классификация нефти по плотности. Типы нефти
Классификация нефти по степени подготовки. Группы нефти
Классификация нефти по массовой доле сероводорода и легких меркаптанов. Виды нефти
Обозначение нефти согласно ГОСТ Р 51858-2002
Классификация нефти по содержанию парафиновых углеводородов
Классификация нефти по выходу светлых фракций до 350 °С
Подходы к классификации нефти:
Нефть – это горючая маслянистая жидкость, являющаяся смесью низко- и высокомолекулярных углеводородных и неуглеводородных компонентов. Количественный и качественный состав указанных компонентов существенным образом влияет на ее свойства, на качество полученных нефтепродуктов, а также определяет направление переработки нефти.
Поэтому принято разделение нефтяного сырья на классы, типы, группы и виды. Существуют научная, технологическая (согласно ГОСТ России Р 51858–2002) и техническая классификация нефти.
Научная классификация, отражающая химический состав нефти:
Данная научная классификация, предполагающая разделение нефтей по содержанию в их составе тех или иных классов углеводородов, предложена Грозненским нефтяным научно-исследовательским институтом (ГрозНИИ). В ее основе лежит выделение в составе нефти одного или нескольких классов углеводородов, составляющих преимущество.
Различают нефти:
– парафиновые,
– парафино-нафтеновые,
– нафтеновые,
– парафино-нафтено-ароматические,
– нафтено-ароматические,
– ароматические.
Парафиновые нефти характеризуются тем, что все фракции содержат значительное количество алканов: бензиновые фракции – более 50 %, а масляные фракции – 20 % и более. Количество смолисто-асфальтеновых соединений в них крайне мало.
Парафино-нафтеновые нефти в своем составе наряду с алканами в заметных количествах имеют еще и значительное количество циклоалканов (нафтенов). Содержание аренов невелико. Количество смолисто-асфальтеновых соединений в них крайне мало (также как и в парафиновых нефтях).
Для нафтеновых нефтей характерно высокое (до 60 % и более) содержание циклоалканов (нафтенов) во всех фракциях. Содержание алканов в этих нефтях мало. Смолы и асфальтены имеются в ограниченном количестве.
Парафино-нафтено-ароматические нефти отличаются приблизительно одинаковым содержанием алканов, нафтенов и ароматических углеводородов (аренов). Количество твёрдого парафина не превышает 1-1,5 %. Количество смолисто-асфальтеновых веществ достигает 10 %.
Нафтено-ароматические нефти характеризуются преимущественным содержанием циклоалканов (нафтенов) и аренов (ароматических углеводородов), в особенности в тяжелых фракциях. Алканы имеются только в легких фракциях, причем в небольшом количестве. Содержание твердого парафина не превышает 0,3 %, а смол и асфальтенов содержится 15-20 %.
Ароматические нефти характеризуются высоким содержанием во всех фракциях аренов (ароматических углеводородов).
Классификация нефти по массовой доли серы. Классы нефти:
Классификация нефти по массовой доли серы на классы введена ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия».
В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на классы 1 – 4:
Класс нефти | Наименование | Массовая доля серы, % |
1 | малосернистая | до 0,6 |
2 | сернистая | от 0,61 до 1,8 |
3 | высокосернистая | от 1,81 до 3,5 |
4 | особо высокосернистая | свыше 3,5 |
Классификация нефти по плотности. Типы нефти:
Классификация нефти по плотности на типы введена ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия».
По плотности, а при поставке на экспорт – дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяют на пять типов:
– 0 – особо легкая;
– 1 – легкая;
– 2 – средняя;
– 3 – тяжелая;
– 4 – битуминозная.
Наименование параметра |
Норма для нефти типа |
|||||||||
0 (особо легкая) | 1 (легкая) | 2 (средняя) | 3 (тяжелая)** | 4 (битуминозная)** | ||||||
для России | для экспорта | для России | для экспорта | для России | для экспорта | для России | для экспорта | для России | для экспорта | |
1. Плотность, кг/м3, при температуре: | ||||||||||
20 °С | Не более 830,0 | 830,1-850,0 | 850,1-870,0 | 870,1-895,0 | Более 895,0 | |||||
15 °С | Не более 833,7 | 833,8-853,6 | 853,7-873,5 | 873,6-898,4 | Более 898,4 | |||||
2. Выход фракций, % об., не менее, до температуры: | ||||||||||
200 °С | – | 30 | – | 27 | – | 21 | – | – | – | – |
300 °С | – | 52 | – | 47 | – | 42 | – | – | – | – |
3. Массовая доля парафина, %, не более | – | 6 | – | 6 | – | 6 | – | – | – | – |
Примечание:
* Если нефть по одному из показателей (плотности или выходу фракций) относится к типу с меньшим номером, а по другому – к типу с большим номером, то нефть признают соответствующей типу с большим номером.
** Нефти типов 3 и 4 при приеме в систему трубопроводного транспорта для последующей поставки на экспорт должны иметь норму по показателю 3 не более 6%.
Классификация нефти по степени подготовки. Группы нефти:
Классификация нефти по степени подготовки на группы введена ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия».
По степени подготовки нефть подразделяют на группы 1-3:
Наименование показателя | Норма для нефти группы | ||
1 | 2 | 3 | |
1. Массовая доля воды, %, не более | 0,5 | 0,5 | 1,0 |
2. Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 | 300 | 900 |
3. Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 | ||
4. Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) | ||
5. Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204 0С, млн.-1 (ррm), не более | 10 | 10 | 10 |
Примечание:
* Если по одному из показателей нефть относится к группе с меньшим номером, а по другому – к группе с большим номером, то нефть признают соответствующей группе с большим номером.
Классификация нефти по массовой доле сероводорода и легких меркаптанов. Виды нефти:
Классификация нефти по массовой доле сероводорода и легких меркаптанов на виды введена ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия».
По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на 2 вида:
Наименование показателя | Вид нефти | |
1 | 2 | |
1. Массовая доля сероводорода, млн.-1 (ppm), не более | 20 | 100 |
2. Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн.-1 (ppm), не более | 40 | 100 |
Обозначение нефти согласно ГОСТ Р 51858-2002:
Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти (которые приведены выше). При поставке нефти на экспорт к обозначению типа добавляется индекс “э”. Структура условного обозначения нефти:
Например, нефть (при поставке потребителю в России) массовой доли серы 1,15% (класс 2), плотностью при 20 °C 860,0 (тип 2), концентрации хлористых солей 120 мг/куб. дм, массовой доли воды 0,40% (группа 2), при отсутствии сероводорода (вид 1) обозначают “2.2.2.1 ГОСТ Р 51858-2002”.
Нефть (при поставке на экспорт) массовой доли серы 1,15% (класс 2), плотностью при 20 °C – 860,0 кг/куб. м, объемной доли фракций до 200 °C – 26%, до 300 °C – 46%, до 350 °C – 55%, массовой доли парафина 4,1% (тип 2э), концентрации хлористых солей 90 мг/куб. дм, массовой доли воды 0,40% (группа 1), при отсутствии сероводорода (вид 1) обозначают “2.2э.1.1 ГОСТ Р 51858-2002”.
Классификация нефти по содержанию парафиновых углеводородов:
По содержанию парафиновых углеводородов нефть подразделяют на 3 вида:
Вид нефти | Наименование | Количество парафиновых углеводородов, % |
П1 | Малопарафинистая | не более 1,5 |
П2 | Парафинистая | от 1,5 до 6 |
П3 | Высокопарафинистая | более 6 |
Примечание:
* Данная классификация является технической.
Классификация нефти по выходу светлых фракций до 350 °С:
По выходу светлых фракций до 350 °С нефть делят на три типа:
Тип нефти | Выход светлых фракций, % |
Т1 | не менее 45 |
Т2 | от 30,0 до 44,9 |
Т3 | менее 30 |
Примечание:
* Данная классификация является технической.
Примечание: © Фото https://www.pexels.com, https://.com
карта сайта
1 новая международная классификация запасов и ресурсов разливов залежей месторождений нефти и газа и нефтепродуктов по содержанию 2016
химическая товарная российская техническая технологическая классификация нефти по сере по составу по содержанию серы по парафину по гост 51858 по петрову реферат таблица
классификация природных нефтей по плотности по вязкости
принципы виды классификации нефтей
Обозначение полезных ископаемых на карте, условные знаки
На географических картах стран и мира можно заметить обозначения в виде треугольников, ромбов, крестов и подобных. Они показывают, какие полезные ископаемые могут находиться на этой территории. Подобные карты постоянно изменяются, ведь месторождения разрабатываются, местность может истощиться. С основными условными обозначениями полезных ископаемых, которыми пользуются геологи и географы для фиксации локализации месторождений, можно ознакомиться в этой статье.
Краткая информация о полезных ископаемых
В природе очень много руд, минералов, которые используются в современной жизни человека. Превалирующее количество полезных ископаемых находятся в твердом состоянии, но есть и в жидком, и в газообразном. Условные обозначения полезных ископаемых на карте могут быть окрашены в черный и красный цвет, в зависимости от их происхождения – магматического или осадочного.
Классификация:
- 1. Рудные;
- 1.1. Черные;
- 1.2. Цветные;
- 1.3. Драгоценные;
- 2. Нерудные
- 2.1. Недрагоценные камни;
- 2.2. Полудрагоценные;
- 2.3. Драгоценные
- 3. Жидкости:
- 3.1. Минеральные воды;
- 3.2. Нефть;
- 4. Газы.
Формируются они глубоко под землей, залегая под пластами осадочных пород. Многие полезные ископаемые – это продукт гниения органических останков без доступа кислорода. Для разработки месторождений используется огромное количество техники, ресурсов и людей.
Но основные условные обозначения полезных ископаемых показывают не только их вид, но имеют и целенаправленное значение. Практически все руды, топливо, металлы, газы имеют собственное изображение, с помощью которого их можно без труда найти на карте.
Использование условных знаков полезных ископаемых нужно для облегчения интерпретации карты, чтобы не было буквенной мешанины. В одном районе может добываться несколько десятков разных руд, подписывать их словами было бы неудобно.
Неметаллические полезные ископаемые
Это одна из самых больших групп обозначений месторождений, рассматривая которую можно заметить особую закономерность. Соль будет выглядеть как куб с тремя гранями. Если это обычная, его не закрашивают, в отличие от калийной, где чистой остается только одна передняя грань. А вот глауберова соль обозначается совершенно другим знаком, который похож на торф. Это фигура из трех прямоугольников, два из которых лежат у основания, а последний на них сверху по центру. Она полностью закрашена в черный цвет.
Для обозначения ископаемых полудрагоценных камней, например, апатитов, используется черный круг, с белой полосой посредине. Если присмотреться, он похож на железнодорожный знак «Кирпич», но с другой расцветкой. Для фосфоритов используется такое же изображение, но оно перевернуто на 90 градусов.
Для минералов чаще используется квадрат. Слюда – фигура с нисходящей черной полосой от левого до правого угла, также обозначается и глина. У похожего на него знака каолинов верхняя сторона квадрата будет закрашена, а известняка – две линии, перекрещенные между собой, как две биссектрисы.
Обозначение ископаемых треугольник используется не только для минералов, но и металлов, но, если вы встретили его наполовину закрашенным, значит здесь находятся месторождения серы. Высокий равнобедренный, полностью черный треугольник – это обозначение йода и брома. Гранит – это два треугольника, которые формируют ромб с горизонтальной полосой от угла к углу.
Песок обозначают незакрашенным кругом с точкой посредине, а знак графита, как ни странно, похож на карандаш, обрезанный на верхушке. Греческим крестом, он похож на обычный плюс, подписывают наличие месторождений асбеста.
Металлические полезные ископаемые
Условные знаки рудных полезных ископаемых делаются по тому же принципу, что и остальные. Но иногда они могут быть не черного, а красного цвета, если их происхождение магматическое. Железные ископаемые обозначают очень просто – это равносторонний треугольник, закрашенный черным цветом.
Подобный знак руды у никеля, он тоже закрашен, но обращен на 180 градусов, а внутри находится белая область в виде маленького треугольника. Он похож на кобальтовые ископаемые, но фигура перевернута в другую сторону. Если вы увидели на карте значок ископаемого, очень сильно похожий на песочные часы – это хромовые руды.
Вольфрам обозначится в виде квадрата, с утолщенными гранями, а для алюминия используется та же фигура, но с кругом в центре. Заметив знак, похожий на предупреждение о биологической опасности, не стоит пугаться – в этом месте находится большое количество природных ресурсов полиметаллических руд.
В их составе могут быть драгоценные, редкие металлы, или, например, медь. Ее крупные месторождения полезных ископаемых обозначаются на карте полностью закрашенным прямоугольником. Оловянные – это эллипс, с утолщенными краями, а ртутные – круг. Условное обозначение урановых руд – квадрат с двумя кругами внутри разного цвета.
Драгоценные металлы
Золото обозначают в виде круга, разделенного на два линией посредине, с закрашенной правой половиной. Условные знаки месторождения серебра немного отличается – это круг, куда вписаны треугольники. Для локализации платины используют ту же фигуру, но в него вписана звезда.
Горючие ископаемые
Большое количество знаков отведено топливному сырью. На географических картах его можно встретить чаще на берегах морей или в горной местности. Чтобы не было мешанины, на местах, где встречаются два этих вида ископаемых используется одна фигура – высокая призма, разделенная на два, с закрашенной правой частью. Соответственно – условное обозначение природного газа выглядит как обычная призма, а нефть как черная.
Каменный и бурый уголь тоже обозначают одной фигурой – квадратом, но если первый закрашен черным, то второй заштрихован нисходящими линиями. Торф – три прямоугольника, похожи на глауберову соль, но он белый. Для горючих сланцев было выбран знак параллелепипеда.
Драгоценные камни
Последние, самые редкие символы ископаемых, которые можно встретить на карте, – это драгоценные камни. Они встречаются не так часто, как руды. Знак алмазов похож на остроконечную шестеренку. Учитывая особенности этого материала, под ним могут встречаться изумруды, рубины, сапфиры. Их состав практически одинаковый, отличаются они только по цвету.
На карте России можно найти огромное количество условных обозначений полезных ископаемых, которые не сложно интерпретировать, имея под рукой таблицу с объяснением их значения. Использование подобной техники было придумано много веков назад, ведь она облегчает работу с картами, да и наносить их куда проще. На одной местности можно заметить несколько видов полезных ископаемых, но все они будут одного происхождения, осадочного или магматического.
>Классификация и условное обозначение нефтей
Классификация и условное обозначение нефтей
Сырой нефтью называют жидкую природную ископаемую смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьем для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута), смазочных масел, битумов и кокса. Нефть, добываемая из земных недр, отделяется на промыслах от растворенного газа, воды и солей.
Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных документов, называется товарной нефтью. Согласно ГОСТ Р51858-2002 товарную нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды по физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов.
В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на классы (см. табл. 1). По плотности, выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяют на 5 типов: 0 – особо легкая, 1 – легкая, 2 – средняя, 3 – тяжелая, 4 – битуминозная. Характеристика нефтей различных типов представлена в табл. 2.
По степени подготовки к транспортировке и переработке нефти делятся на 3 группы (см. табл. 3). В зависимости от содержания сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на виды (см. табл. 4).
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».
Таблица 1
Классы нефти
Класс нефти |
Наименование |
Массовая доля серы, % |
Малосернистая |
До 0,60 включительно |
|
Сернистая |
От 0,61 до 1,80 |
|
Высокосернистая |
От 1,81 до 3,50 |
|
Особо высокосернистая |
Свыше 3,50 |
Таблица 2
Типы нефти
Наименование параметра |
Норма для нефти типа |
|||||||||
Для эконо-мики стра-ны |
Для экс-порта |
Для эконо-мики стра-ны |
Для экс-порта |
Для эконо-мики стра-ны |
Для экс-порта |
Для эконо-мики стра-ны |
Для экс-порта |
Для эконо-мики стра-ны |
Для экс-порта |
|
Плотность, кг/м3 при температуре: 200С 150С |
Не более 830,0 Не более 834,5 |
830,1-850,0 834,6-854,4 |
850,1-870,0 854,5-874,4 |
870,1-895,0 874,5-899,3 |
Более 895,0 Более 899,3 |
|||||
Выход фракций, %, не менее, до температуры |
||||||||||
2000С |
||||||||||
3000С |
||||||||||
3500С |
||||||||||
Массовая доля парафина, %, не более |
6,0 |
6,0 |
6,0 |
Примечание – Если по одному из показателей (плотности или выходу фракций) нефть относится к группе с меньшим номером, а по другому к группе с большим номером, то нефть признают соответствующей группе с большим номером
Таблица 3
Группы нефти по степени подготовки
Наименование показателя |
Норма для нефти группы |
||
1. Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
0,5 |
1,0 |
2. Концентрация хлористых солей, мг/дм3 , не более |
|||
3. Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
||
4. Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.), не более |
66,7 (500) |
66,7 (500) |
66,7 (500) |
5. Содержание хлорорганических соединений, млн -1 (ppm), не более |
Не нормируется. Определение обязательно |
Примечание – Если по одному из показателей нефть относится к группе с меньшим номером, а по другому к группе с большим номером, то нефть признают соответствующей группе с большим номером
Таблица 4
4.1 По физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов 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
Класс нефти | Наименование | Массовая доля серы, % | Метод испытания |
Малосернистая | До 0,60 включ. | ||
Сернистая | От 0,61 » 1,80 | По ГОСТ 1437 и 9.2 | |
Высокосернистая | » 1,81 » 3,50 | настоящего стандарта | |
Особо высокосернистая | Св. 3,50 |
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
Наименование параметра | Норма для нефти типа | Метод испытания | |||||||||
для экономики страны | для экспорта | для экономики страны | для экспорта | для экономики страны | для экспорта | для экономики страны | для экспорта | для экономики страны | для экспорта | ||
1 Плотность, кг/м3, при температуре: | По ГОСТ 3900 и 9.3 настоящего стандарта | ||||||||||
20 °С | Не более 830,0 | 830,1-850,0 | 850,1-870,0 | 870,1-895,0 | Более 895,0 | По ГОСТ Р 51069 и 9.3 | |||||
15 °С | Не более 834,5 | 834,6-854,4 | 854,5-874,4 | 874,5-899,3 | Более 899,3 | настоящего стандарта | |||||
2 Выход фракций, %, не менее, до температуры: | По ГОСТ 2177 и 9.4 настоящего стандарта | ||||||||||
200 °С | — | — | — | — | — | — | — | ||||
300 °С | — | — | — | — | — | — | — | ||||
350 °С | — | — | — | — | — | — | — | ||||
3 Массовая доля парафина, %, не более | — | 6,0 | — | 6,0 | — | 6,0 | — | — | — | — | По ГОСТ 11851 |
Примечания 1. Определение плотности при 20 °С обязательно до 1 января 2004 г., определение плотности при 15 °С обязательно с 1 января 2004 г. 2. Если по одному из показателей (плотности или выходу фракций) нефть относится к типу с меньшим номером, а по другому — к типу с большим номером, то нефть признают соответствующей типу с большим номером. |
4.4 По степени подготовки нефть подразделяют на группы 1-3 (таблица 3).
Таблица 3 — Группы нефти
Наименование показателя | Норма для нефти группы | Метод испытания | ||
1 Массовая доля воды, %, не более | 0,5 | 0,5 | 1,0 | По ГОСТ 2477 и 9.5 настоящего стандарта |
2 Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | По ГОСТ 21534 и 9.6 настоящего стандарта | |||
3 Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 | По ГОСТ 6370 | ||
4 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) | 66,7 (500) | 66,7 (500) | По ГОСТ 1756 и 9.8 настоящего стандарта |
5 Содержание хлорорганических соединений, млн.-1 (ррт) | Не нормируется. Определение обязательно | Приложение А | ||
Примечание — Если по одному из показателей нефть относится к группе с меньшим номером, а по другому — к группе с большим номером, то нефть признают соответствующей группе с большим номером. |
4.5 По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на виды 1-3 (таблица 4).
Таблица 4 — Виды нефти
Наименование показателя | Норма для нефти вида | Метод испытания | ||
1 Массовая доля сероводорода, млн.-1 (ррт), не более | По ГОСТ Р 50802 и 9.9 настоящего стандарта | |||
2 Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн.-1 (ррт), не более | ||||
Примечания 1 Нормы по показателям таблицы 4 являются факультативными до 1 января 2004 г. Определение обязательно для набора данных. 2 Нефть с нормой «менее 20 млн.-1» по показателю 1 таблицы считают не содержащей сероводород. |
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:
Примеры:
1) Нефть (при поставке потребителю в России) массовой доли серы 1,15 % (класс 2), плотностью при 20 °С 860,0 (тип 2), концентрации хлористых солей 120 мг/дм3, массовой доли воды 0,40 % (группа 2), при отсутствии сероводорода (вид 1) обозначают «2.2.2.1 ГОСТ Р 51858-2002».
2) Нефть (при поставке на экспорт) массовой доли серы 1,15 % (класс 2), плотностью при 20 °С 860,0 кг/м3, объемной доли фракций до 200 °С -26 %, до 300 °С — 46 %, до 350 °С — 55 %, массовой доли парафина 4,1 % (тип 2э), концентрации хлористых солей 90 мг/дм3, массовой доли воды 0,40 % (группа 1), при отсутствии сероводорода (вид 1) обозначают «2.2э.1.1 ГОСТ Р 51858-2002».
5 Технические требования
5.1 Перед сдачей транспортной организации для поставки потребителям нефть подлежит подготовке согласно технологическому регламенту, утвержденному в установленном порядке.
5.2 Нефть должна соответствовать требованиям таблиц 3 и 4.
5.3 Нефть, поставляемая на экспорт, должна соответствовать требованиям таблицы 3, группы 1.
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.
6.2 Нефть содержит легкоиспаряющиеся вещества, опасные для здоровья и жизни человека и для окружающей среды. Предельно допустимые концентрации нефтяных паров и опасных веществ нефти в воздухе рабочей зоны установлены в ГОСТ 12.1.005 и ГН 2.2.5.698-98 .
При перекачке и отборе проб нефть относят к 3-му классу опасности (предельно допустимая концентрация аэрозоля нефти в воздухе рабочей зоны — не более 10 мг/м3), при хранении и лабораторных испытаниях — к 4-му классу опасности (предельно допустимая концентрация по легким углеводородам в пересчете на углерод — не более 300 мг/м3). Нефть, содержащую сероводород массовой доли более 20 млн-1, считают сероводородсодержащей и относят к 3-му классу опасности. Предельно допустимая концентрация сероводорода в смеси с углеводородами С1-С5 в воздухе рабочей зоны — не более 3 мг/м3.
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 выше 250 °С.
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.
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.
Правила приемки
8.1 Нефть принимают партиями. Партией считают любое количество нефти, сопровождаемое одним документом о качестве по ГОСТ 1510 (паспорт качества).
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:
— плотность;
— массовая доля серы;
— массовая доля воды;
— концентрация (массовая доля) хлористых солей.
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;
— 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 паспорт качества испытуемой партии нефти и в паспорта 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 паспорт качества на данную партию нефти.
Методы испытаний
9.1 Для определения механических примесей и парафина составляют накопительную пробу равных количеств нефти всех объединенных проб за период между измерениями. Пробу помещают в герметичный сосуд.
9.2 Массовую долю серы в нефти определяют по ГОСТ 1437 или по приложению А .
При разногласиях в оценке качества нефти по массовой доле серы определение выполняют по ГОСТ 1437.
9.3 Плотность нефти при температуре 20 °С определяют по ГОСТ 3900, при температуре 15 °С — по ГОСТ Р 51069 или по приложению А .
Плотность нефти на потоке в нефтепроводе определяют плотномерами. При разногласиях в оценке плотности нефти плотность определяют по ГОСТ 3900 или ГОСТ Р 51069.
9.4 Выход фракций нефти определяют по ГОСТ 2177 (метод Б).
9.5 Массовую долю воды определяют по ГОСТ 2477.
Допускается применять метод согласно приложению А .
При разногласиях в оценке качества нефти массовую долю воды определяют по ГОСТ 2477 с использованием безводного ксилола или толуола.
9.6 Концентрацию хлористых солей в нефти определяют по ГОСТ 21534. Допускается применять метод согласно приложению А .
При разногласиях в оценке качества нефти концентрацию хлористых солей определяют методом А по ГОСТ 21534 с кипячением водной вытяжки.
9.7 Массовую долю механических примесей определяют по ГОСТ 6370.
9.8 Давление насыщенных паров нефти определяют по ГОСТ 1756.
Допускается применять методы испытаний согласно приложению А .
При разногласиях в оценке качества нефти давление насыщенных паров определяют по ГОСТ 1756.
9.9 Массовую долю сероводорода, метил- и этилмеркаптанов определяют по ГОСТ Р 50802.
9.10 Массовую долю парафина в нефти определяют по ГОСТ 11851.
9.11 Определение хлорорганических соединений в нефти — по приложению А .
9.12 Разногласия, возникающие при оценке качества нефти по любому из показателей, разрешаются с использованием ГОСТ Р 8.580.
Классификации нефти
Классификация нефти — разделение нефтей на классы, типы, группы и виды в зависимости от их состава, свойств и степени подготовки.
Первоначальная классификация подразделяла нефть по её основанию, её основной функцией являлась чёткая передача сведений об используемом сырье нефтепромышленникам, однако со временем возникла необходимость её замены на количественные классификации, в которых критериями разделения служили бы химические свойства или физические константы. Так, современная химическая классификация подразделяет нефть по показателям её плотности и химическому составу. Существуют и геохимические классификации, основанные на геолого-геохимической истории нефти и теории нефтеобразования. В промышленности также применяются технологические классификации по содержанию серы и парафина в нефти, выходу фракций до 350 °С и индексу вязкости базовых масел. В торговле нефть классифицируют по месту происхождения, содержанию серы и по плотности в градусах API, группируя её по сортам.
Устаревшие классификации
Самая первая классификация нефти различала два её класса:
- нефти парафинового основания;
- нефти асфальтового основания.
Первые из добытых нефтей в Аппалачской области (США) при охлаждении выделяли твёрдый парафин, а позже в Калифорнии и Техасе были обнаружены нефти, при охлаждении которых такой парафин не выделялся, однако некоторые содержали при этом асфальтовые соединения. В ходе развития нефтяной промышленности к первоначальной классификации были предложены различные дополнения. Так, в третий класс выделили нефть смешанного основания, при прямой перегонке которой без разложения выделяли в остатке смесь твёрдого парафина и асфальтового битума. В 1927 году был введен четвертый класс для нефтей гибридного основания, к которым отнесли нефти асфальтового основания, содержащие небольшое количество твёрдого парафина.
В это же время была предложена упрощенная классификация, разделяющая нефть на парафиновую, нафтеновую, ароматическую и асфальтовую. На практике также нефти подразделяли по относительному содержанию в них низкокипящих фракций (лёгкие и тяжёлые нефти).
Данные классификации представляли собой реальную ценность для нефтяной промышленности, так как чётко описывали природу нефти, методы её переработки и связанные с этим возможные дальнейшие сложности, однако по мере развития науки, возникла необходимость замены качественной классификации на количественную, в которой критериями разделения на классы служили бы химические свойства или физические константы.
Химические классификации
Ареометр — прибор для измерения плотности нефти, принцип работы которого основан на Законе Архимеда
На ранних этапах развития нефтяной промышленности одним из самых основных показателей качества нефтепродуктов служила плотность. В зависимость от неё нефти стали подразделять на несколько классов:
- лёгкие (ρ1515 < 0,828);
- утяжелённые (ρ1515 0,828—0,884);
- тяжёлые (ρ1515 > 0,884).
Лёгкие нефти характеризуются большим содержанием бензиновых фракций и малым количеством смол и серы, основным применением таких нефтей было получение смазочных масел высокого качества. Тяжёлые нефти содержали в себе большое количество смол и для получения масел необходимо было обрабатывать нефть избирательными растворителями, адсорбентами и другими веществами. Тем не менее, тяжёлая нефть широко и успешно применялась в производстве битумов. Основным недостатком разделения нефтей по её плотности является то, что классификация приблизительна и на практике закономерности каждого класса не всегда подтверждались.
Позже Горным бюро СШАruen была предложена химическая классификация нефти, в основе которой была положена связь между её плотностью и углеводородным составом. Были проведены исследования фракций, перегоняющиеся в интервале температур 250—275 °С при атмосферном давлении и в интервале 275—300 °С при остаточном давлении 5,3 кПа. После определения их плотностей, лёгкие и тяжёлые части нефтей определяли к одному из трех классов, установленных для различных типов нефти:
Фракция | Плотность | ||
---|---|---|---|
парафинового основания | промежуточного основания | нафтенового основания | |
250—275 °С (при атмосферном давлении) | < 0,8251 | 0,8251—0,8597 | > 0,8597 |
275—300 °С (при 5,3 кПа) | < 0,8762 | 0,8762—0,9334 | > 0,9334 |
После этого, на основе характеристических данных фракций нефть делят еще на семь классов:
Название класса | Основание лёгкой части нефти | Основание тяжёлой части нефти |
---|---|---|
Парафиновый | Парафиновое | Парафиновое |
Парафино-промежуточный | Промежуточное | |
Промежуточно-парафиновый | Промежуточное | Парафиновое |
Промежуточный | Промежуточное | |
Промежуточно-нафтеновый | Нафтеновое | |
Нафтено-промежуточный | Нафтеновое | Промежуточное |
Нафтеновый | Нафтеновое |
В 1921 году Американским институтом нефти также была разработана классификация нефтей на лёгкие и тяжёлые по относительной плотности нефти по отношению к плотности воды при той же температуре (плотность в градусах API). Если величина градусов API менее 10 — нефть будет тонуть в воде, если больше 10 — будет плавать на её поверхности. Данная классификация используется и сейчас.
Классификация, которая бы отражала непосредственно химический состав нефти, была предложена Грозненским нефтяным научно-исследовательским институтом (ГрозНИИ). В её основу было положено преимущественное содержание какого-либо класса углеводородов в составе нефти:
- парафиновые нефти
- парафино-нафтеновые нефти
- нафтеновые нефти
- парафино-нафтено-ароматические нефти
- нафтено-ароматические нефти
- ароматические нефти
Первый класс нефтей характеризуется тем, что бензиновые фракции содержат >50 % парафиновых углеводородов, а масляные фракции — < 20 % твёрдых парафинов, а количество смолисто-асфальтеновых соединений этих нефтей крайне мало. В состав парафино-нафтеновых нефтей входит большое количество нафтеновых углеводородов и небольшое количество парафиновых; по составу твёрдых парафинов и смолисто-асфальтеновых соединений они схожи с парафиновыми нефтями. Нафтеновые нефти характеризуются большим содержанием (≈ 60 %) нафтеновых углеводородов, содержание твёрдых парафинов, смол и асфальтенов очень низко. Четвёртый класс нефтей отличается приблизительно одинаковым содержанием парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов, в то время, как твёрдый парафин не достигает 1—1,5 % по составу; количество смолисто-асфальтеновых веществ в составе достигает 10 %. В составе нафтено-ароматических нефтей преобладают углеводороды этих классов, причем их процентное содержание увеличивается по мере утяжеления нефти, а в лёгких фракциях нефтей данного класса содержатся и парафиновые углеводорода, а количество твёрдых парафинов не превышает 0,3 %;при этом количество смол и асфальтенов в составе нафтено-ароматические нефтей достигает 15—20 %. Ароматические нефти отличаются высокой плотностью и большим преобладанием в них аренов.
Геохимические и генетические классификации
Хроматограммы нефтей различных геохимических типов
Геохимические и генетические классификации делят нефти, основываясь на их геолого-геохимической истории и теории нефтеобразования. Однако разработку подобных классификаций затрудняет тот факт, что до сих пор точно не известно, что именно оказывает наибольшее влияние на процесс нефтеобразования. Поэтому при подразделении нефтей по этому принципу, авторы опираются на какие-либо конкретные наиболее достоверные факторы, не учитывая другие, что является значительным недостатком.
В 1948 году была разработана генетическая классификация А.Ф. Добрянского, основанная на представлениях о составе нефти как о функции её превращения. Ввиду того, что основным направлением превращения нефти является её метанизация, классификация подразделяла нефть по содержанию в ней метановых углеводородов, причем она не затрагивала фактический состав нефти, а опиралась только на принципы превращения, а также не учитывала присутствие гетероатомных соединений. Поэтому широкое применение данная классификация не нашла.
В 1958 году А.А. Карцевым было предложено разделение нефтей на два класса: палеотипные нефти и кайнотипные. К первым относились нефти, в составе дистиллятов которых было > 30 % парафинов, а у бензинов — > 50 %. Ко вторым относились нефти, в составе дистиллятов и бензинов которых было 30 % и 50 % парафинов соответственно. Данное разделение описывало только общие черты геохимической истории нефтей, поэтому такая классификация была недостаточной. В 1960 году Карцевым была сформирована эволюционная геохимическая классификация, основанная на связи состава нефтей с геолого-геохимическими условиями катагенных превращений (возрастом и глубиной залегания, геотектонической обстановкой). Было выделено восемь классов нефтей, в каждом из которых были подклассы нефтей «чистой линии», окисленных, осерненных и нефтей — продуктов физической дифференциации. Однако, первичные факторы состава нефтей, которые связаны с неоднородностью нефтеобразующих веществ, в классификации не учитывались. Это повлияло на неполную обоснованность систематизации, что объясняло отсутствие её применения.
Наиболее корректной и законченной является геохимическая классификация А.А. Петрова, основанная на содержании в нефти реликтовых углеводородов. Были введены следующие критерии:
K i = i / P {\displaystyle {\mathsf {K_{i}}}={i/P}} P f = P / N f {\displaystyle {\mathsf {P_{f}}}={P/N_{f}}} i f = i / N f {\displaystyle {\mathsf {i_{f}}}={i/N_{f}}}
где i — сумма высот пиков пристана и фитана по хроматограмме нефти; Р — сумма высот пиков н-гептадекана и н-октадекана по той же хроматограмме, Nf — циклоалкановый фон хроматограммы («горб» неразделенных углеводородов, на котором проявляются пики i и P). Данная классификация подразделяет нефть на четыре типа по значениям этих критериев (в скобках — наиболее предпочтительные значения):
Тип нефти | Ki | if | Рf |
---|---|---|---|
А1 | 0,95—2,5 (0,2—1) |
0,2—20 (3—10) |
4—70 (6—15) |
А2 | 2,5—100 (5—50) |
3—20 (5—10) |
0,1—6 (0,5—4) |
Б1 | — | — | — |
Б2 | — | 0,1—15 (0,5—8) |
— |
Технологическая классификация
Технологическая классификация нефти в СССР была введена 7 июля 1967 года (ГОСТ 912—66). Согласно этой классификации нефть подразделяется по содержанию серы, парафина, выходу фракций до 350 °С и индексу вязкости базовых масел.
По содержанию серы в нефти делятся на:
- малосернистые;
- сернистые;
- высокосернистые.
Малосернистая нефть содержит < 0,5 % серы, при этом бензиновая и реактивно-топливная фракции — < 0,1 %, а дизельная — < 0,2 %, однако, если в одном или нескольких дистиллятных топливах содержание серы выше, то эту нефть относят к сернистым. Сернистая нефть содержит < 2 % серы, при этом бензиновая фракция — < 0,1 %, реактивно-топливная — < 0,25 %, а дизельная — < 1 %, также, если в одном или нескольких дистиллятных топливах содержание серы выше, то эту нефть относят к высокосернистым. Высокосернистая нефть содержит > 2 % серы, при этом бензиновая фракция — > 0,1 %, реактивно-топливная — > 0,25 %, а дизельная — > 1 %, если в одном или нескольких дистиллятных топливах содержание серы ниже, то эту нефть относят к сернистым.
В США нефть по содержанию серы подразделяют на «сладкую» (с низким процентом сернистых соединений) и «кислую» (с высоким процентом сернистых соединений). Данная терминология сложилась исторически: на ранних этапах развития нефтяной промышленности в Пенсильвании нефть использовали в качестве лампового масла для освещения, и если в состав керосиновой фракции входило много серы, то её сгорание сопровождалось неприятным запахом. Поэтому на месторождениях нефть пробовали на вкус, чтобы сразу определить, пригодна ли она для отправки на рынок, если она была сладкой, то её считали годной, если кислой, то нет. Помимо этого, нефти со средними показателями содержания серы иногда называли «среднесладкими» или «среднекислыми». Основным недостатком данной классификации является отсутствие четких границ сернистости.
По выходу фракций до 350 °С нефти делят на три типа (Т1, Т2, Т3), а по содержанию дистиллятных и остаточных базовых масел — на четыре группы (М1, М2, М3, М4). По величине индекса вязкости базовых масел подразделяют еще четыре подгруппы.
По содержанию парафина нефти делят на три вида (П1, П2, П3). К первому виду относят малопарафинистые нефти с содержанием < 1,5 % парафина с температурой плавления 50 °С, при условии, что из этой нефти можно без депарафинизации получить реактивное топливо, зимнее дизельное топливо с пределами перегонки 240—350 °С и температурой застыванияruen < —45 °С, а также базовые масла. Если в нефти содержание парафина в интервале от 1,51 до 6 % и при условии, что из этой нефти можно без депарафинизации получить реактивное топливо и летнее дизельное топливо с пределами перегонки 240—350 °С и температурой застывания < —45 °С, а также с применением депарафинизации — дистиллятные масла, то такую нефть называют парафинистой и относят ко второму виду. П3 — это высокопарафинистые нефти, в которых содержится > 6 % парафина, при условии, что из таких нефтей невозможно получение летнего дизельного топлива без проведения депарафинизации.
Если из нефтей вида П1 не может быть получен без депарафинизации хотя бы один из предусмотренных данной классификацией нефтепродуктов, то такая нефть должна быть отнесена к виду П2. Также, если из парафинистой нефти невозможно получение без депарафинизации летнего дизельного топлива, то нефть должна считаться высокопарафинистой (вид П3), и наоборот, высокопарафинистая нефть, из которой можно получить без депарафинизации дизельное топливо необходимо относить ко второму виду П2.
Классификация по стандарту ГОСТ Р 51858-2002
В настоящее время действует также классификация нефтей по стандарту ГОСТ Р 51858-2002. Согласно данному стандарту нефть по физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводородов и лёгких меркаптанов подразделяют на классы, типы, группы и виды.
В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на четыре класса:
- малосернистая (< 0,6 % серы);
- сернистая (0,61 % — 1,8 %);
- высокосернистая (1,81 % — 3,5 %);
- особо высокосернистая (> 3,5 % серы).
По плотности, а при поставке на экспорт — дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяют на пять типов:
0 — особо лёгкая; 1 — лёгкая; 2 — средняя; 3 — тяжёлая; 4 — битуминозная.
Наименование параметра | Норма для нефти типа | ||||
---|---|---|---|---|---|
0 | 1 | 2 | 3 | 4 | |
Плотность, кг/м3 | 830 (при 20 °С) 833,7 (при 15 °С) |
830,1—850 (при 20 °С) 833,8—853,6 (при 15 °С) |
850,1—870 (при 20 °С) 853,7—873,5 (при 15 °С) |
870,1—895 (при 20 °С) 873,6—898,4 (при 15 °С) |
> 895 (при 20 °С) > 898,4 (при 15 °С) |
Выход фракции, % об. | > 30 (до 200 °С) > 52 (до 300 °С) |
> 27(до 200 °С) > 47 (до 300 °С) |
> 21(до 200 °С) > 42 (до 300 °С) |
||
Массовая доля парафина, % | < 6 | < 6 | < 6 |
По степени подготовки нефть подразделяют на три группы:
Наименование показателя | Норма для нефти группы | ||
---|---|---|---|
1 | 2 | 3 | |
Массовая доля воды, % | < 0,5 | < 0,5 | < 1 |
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм³ | < 100 | < 300 | < 900 |
Массовая доля механических примесей, % | < 0,05 | < 0,05 | < 0,05 |
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.) | < 66,7 (500) | < 66,7 (500) | < 66,7 (500) |
Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204 °С, млн.−1 (ррm) | < 10 | < 10 | < 10 |
По массовой доле сероводорода и лёгких меркаптанов — на 2 вида:
Наименование показателя | Норма для нефти вида | |
---|---|---|
1 | 2 | |
Массовая доля сероводорода, млн.−1 (ррm) | < 20 | < 100 |
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн.−1 (ррm) | < 40 | < 100 |
Маркерные сорта нефти
Основная статья: Сорта товарной нефти
Сорта нефти — это разделение нефти, которая добывается на разных месторождениях, по составу, качеству и однородности, однако для упрощения экспорта также нефть подразделяют на лёгкие и тяжёлые сорта. В России основными маркерными сортами нефти являются Urals, Siberian Light и ESPO. В Великобритании — Brent, в США — WTI (Light Sweet), в ОАЭ — Dubai Crude. Стандартом для цен является нефть сортов WTI (в западном полушарии) и Brent (в Европе и странах ОПЕК). Dubai Crude используется в качестве базы для определения стоимости экспортных поставок нефти из Персидского залива в АТР.
Характеристики/Сорт | Brent | WTI | Dubai Crude | Urals | Siberian Light | ESPO |
---|---|---|---|---|---|---|
Плотность | 38 °API | 40 °API | 30 °API | 31 °API | 36,5 °API | 34,8 °API |
Сернистость | 0,37 % | 0,24 % | 2,13 % | 1,3 % | 0,57 % | 0,6 % |
Примечания
- Ван-Нес К., Ван-Вестен К., 1954, с. 21.
- Ван-Нес К., Ван-Вестен К., 1954, с. 21—22.
- 1 2 Ван-Нес К., Ван-Вестен К., 1954, с. 23.
- 1 2 Проскуряков В.А., Драбкин А.Е., 1995, с. 31.
- 1 2 Проскуряков В.А., Драбкин А.Е., 1995, с. 31—32.
- Norman J. Hyne, 2014, с. 124.
- 1 2 Wendy Lyons Sunshine. Crude Oil Basics (англ.). About.com. Дата обращения 26 августа 2015.
- Проскуряков В.А., Драбкин А.Е., 1995, с. 32.
- Гуревич И.Л., 1972, с. 122—123.
- Батуева И.Ю., Гайле A.A., Поконова Ю.В. и др., 1984, с. 16.
- Карцев А.А., 1969, с. 162.
- Соколов В.А., Бестужев М.А., Тихомолова Т.В., 1972, с. 7—8.
- Карцев А.А., 1969, с. 163—164.
- Мановян А.К., 2001, с. 229.
- Мановян А.К., 2001, с. 230.
- 1 2 3 Гуревич И.Л., 1972, с. 123.
- Проскуряков В.А., Драбкин А.Е., 1995, с. 35—36.
- Леффлер У.Л., 2004, с. 23—24.
- Проскуряков В.А., Драбкин А.Е., 1995, с. 36.
- 1 2 Гуревич И.Л., 1972, с. 124.
- Ерофеев В. И. Классификация нефтей. Томский политехнический университет. Дата обращения 26 августа 2015.
- 1 2 3 4 5 ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Дата обращения 26 августа 2015.
- Сорта нефти. Техническая библиотека портала Neftegaz.RU. Дата обращения 26 августа 2015.
- Литовченко Е.Е., 2015, с. 29—30.
- Литовченко Е.Е., 2015, с. 30.
Литература
- Батуева И.Ю., Гайле A.A., Поконова Ю.В. и др. Химия нефти. — Л.: Химия, 1984. — 360 с.
- Ван-Нес К., Ван-Вестен К. Состав масляный фракций нефти и их состав. — М.: Издательство ИЛ, 1954. — 466 с.
- Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. — М.: Химия, 1972. — Т. 1. — 360 с.
- Карцев А.А. Основы геохимии нефти и газа. — М.: Недра, 1969. — 272 с.
- Леффлер У.Л. Переработка нефти. — М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2004. — 466 с. — ISBN 5-901028-05-8.
- Литовченко Е.Е. Перестройка мировых энергетических рынков: возможности и вызовы для России / под ред. Жукова С.В.. — М.: ИМЭМО РАН, 2015. — 152 с. — ISBN 978-5-9535-0426-3.
- Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. — М.: Химия, 2001. — 568 с. — ISBN 5-7245-1192-4.
- Проскуряков В.А., Драбкин А.Е. Химия нефти и газа. — Санкт-Петербург: Химия, 1995. — 448 с. — ISBN 5-7245-1023-5.
- Соколов В.А., Бестужев М.А., Тихомолова Т.В. Химический состав нефтей и природных газов в связи с их происхождением. — М.: Недра, 1972. — 276 с.
- Norman J. Hyne. Dictionary of Petroleum Exploration, Drilling & Production. — Tulsa, Oklahoma: PennWell Corporation, 2014. — С. 124. — 769 с. — ISBN 978-0878143528.