Гост 31378-2009 нефть. общие технические условия

ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия

• 75. Нефть, газ и смежное производство
• 75.40. Сырая нефть

Статус документа:

действует, введён в действие 01.07.2002

Название на английском языке:

Crude petroleum. General specifications

Дата актуализации информации по стандарту:

17.02.2014, в 20:03 (более года назад)

Вид стандарта:

Стандарты на продукцию (услуги)

Дата начала действия ГОСТа:

2002-07-01

Дата последнего издания документа:

2006-02-01

Коды документа ГОСТ Р 51858-2002:

Код ОКП:

024300;024400;024500

Код КГС:

А22

Число страниц:

17

Назначение ГОСТ Р 51858-2002:

Настоящий стандарт распространяется на нефти для поставки транспортным организациям, предприятиям Российской Федерации и экспорта

Документ разработан орг-ей:

Министерство энергетики Российской Федерации

Этот ГОСТ входит в сборник:

Сырая нефть. Технические условия. Методы анализа

Ключевые слова документа:

качество, классификация, методы испытаний, нефть, органические хлориды, периодические определения, приемосдаточные испытания, сероводород, степень подготовки, транспортирование, требования, экспорт

Нормативные ссылки из текста ГОСТ Р 51858-2002:

Ссылки на ГОСТы:

ГОСТ Р 8.580-2001 ГОСТ Р 50802-95 ГОСТ Р 51069-97 ГОСТ Р 51330.5-99 ГОСТ Р 51330.11-99 ГОСТ Р 51947-2002 ГОСТ Р 52247-2004 ГОСТ 12.0.004-90 ГОСТ 12.1.004-91 ГОСТ 12.1.005-88 ГОСТ 12.1.007-76 ГОСТ 17.2.3.02-78 ГОСТ 1437-75 ГОСТ 1510-84 ГОСТ 1756-2000 ГОСТ 2177-99 ГОСТ 2477-65 ГОСТ 2517-85 ГОСТ 3900-85 ГОСТ 6370-83 ГОСТ 11851-85 ГОСТ 19433-88 ГОСТ 21534-76 ГОСТ 52340-2005

Ссылки на прочие:

СанПиН 2.1.5.980-2000

4 Классификация и условное обозначение нефтей

4.1 При оценке качества нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды.

(Измененная редакция. Изм. № 1)

4.2 В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на классы 1-4 (таблица ).

Таблица 1 — Классы нефти

Наименование

Массовая доля серы, %

Метод испытания

1

Малосернистая

До 0,60 включ.

2

Сернистая

От 0,61 » 1,80

По ГОСТ 1437, ГОСТ Р 51947 и

3

Высокосернистая

» 1,81 » 3,50

настоящего стандарта

4

Особо высокосернистая

Св. 3,50

(Измененная редакция. Изм. № 1)

4.3 По плотности, а при поставке на экспорт — дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяют на пять типов (таблица ):

0 — особо легкая;

1 — легкая;

2 — средняя;

3 — тяжелая;

4 — битуминозная.

Таблица 2 — Типы нефти

Наименова­ние показателя	Норма для нефти типа	Метод испытания
1	2	3	4
для пред­приятий Российской Федерации	для экс­порта	для пред­приятий Российской Федерации	для экс­порта	для пред­приятий Российской Федерации	для экс­порта	для пред­приятий Российской Федерации	для экс­порта	для пред­приятий Российской Федерации	для экс­порта
1 Плотность, кг/м3, при температуре:					Более 898,4	По ГОСТ 3900 и настоящего стандарта По ГОСТ Р 51069 и настоящего стандарта
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 895,0
2 Выход фракций, % об., не менее, до температуры:											По ГОСТ 2177 (метод Б)
200 °С	—	30	—	27	—	21	—	—	—	—
300 °С	—	52	—	47	—	42	—	—	—	—
3 Массовая доля парафина, %, не более	—	6	—	6	—	6	—	—	—	—	По ГОСТ 11851
Примечания: 1 Если нефть по одному из показателей (плотности или выходу фракций) относится к типу с меньшим номером, а до другому — к типу с большим номером, то нефть признают соответствующей типу с большим номером. 2 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 %».

(Измененная редакция. Изм. № 1)

4.4 По степени подготовки нефть подразделяют на группы 1-3 (таблица ).

Таблица 3 — Группы нефти

Норма для нефти группы

Метод испытания

1

2

3

1 Массовая доля воды, %, не более

0,5

0,5

1,0

По ГОСТ 2477-65 и настоящего стандарта

2 Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

100

300

900

По ГОСТ 21534 и настоящего стандарта

3 Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

По ГОСТ 6370-83

4 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более

66,7 (500)

По ГОСТ 1756, ГОСТ Р 52340 и настоящего стандарта

5 Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204 °С, млн-1 (ррm), не более

10

10

10

По ГОСТ Р 52247 или приложению ()

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.

(Измененная редакция. Изм. № 1)

4.5 По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на 2 вида (таблица 4).

Таблица 4 — Виды нефти

Наименование показателя	Вид нефти	Метод испытания
1	2
1 Массовая доля сероводорода, млн-1 (ррm), не более	20	100	По ГОСТ Р 50802
2 Массовая доля метил- и этил-меркаптанов в сумме, млн-1 (ррm), не более	40	100
Примечание — Нормы по показателям таблицы 4 являются факультативными до 01.01.2010. Определяются для набора данных.

(Измененная редакция. Изм. № 1)

(Поправка. ИУС 3-2009)

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 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».

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 выходом фракций до температуры 200 °С 23 % об., до температуры 300 °С 45 % об., с массовой долей парафина 4 % (тип 2э); с массовой долей 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

(Измененная редакция. Изм. № 1)

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:

ГОСТ 12.0.004-90 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения

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 30852.5-2002 (МЭК 60079-4:1975) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения1)

1) На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 51330.5-99 (МЭК 60079-4-75) «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения».

ГОСТ 30852.11-2002 (МЭК 60079-12:1978) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам1)

1)На территории Российской Федерации действует 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 31072-2002 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром2)

2) На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 51069-97 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром».

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом, следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку

Фракционный и химический состав нефти

   После предварительной очистки нефть поступает на нефтеперерабатывающие заводы. Здесь она окончательно очищается от солей и обезвоживается. Первичной переработкой (прямой перегонкой) называется процесс получения нефтяных фракций, различающихся по температуре кипения, без термического распада компонентов нефти. Вторичная переработка предусматривает деструктивные процессы и очистку нефтепродуктов (каталитический крекинг, риформинг, гидрокрекинг, гидроочистку и др.). Эти процессы предназначены для изменения химического состава нефти путём термического и каталитического воздействия.На современных нефтеперерабатывающих заводах основным первичным процессом является прямая перегонка для разделения нефти на фракции. В настоящее время перегонку производят в одноступенчатых или двухступенчатых установках. В одноступенчатых установках, где перегонку ведут при атмосферном давлении, получают бензиновую и другие высококипящие фракции. На двухступенчатых установках, вначале ведут перегонку при атмосферном давлении до образования мазута, а затем мазут перегоняют под вакуумом. Двухступенчатые установки перегонки нефти называются АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка). Обычно они сочетаются с электрообезвоживающей, обессоливающей установкой — ЭЛОУ АВТ).

При атмосферной перегонке получают следующие фракции:

Н.к. (начало кипения) — 140 0С — бензиновая фракция

140-180 0С — лигроиновая фракция

140-220 0
С (180- 240 0
С) — керосиновая фракция 

180-350 0
С (220 – 350 0
С, 240-350 0
С) — дизельная
фракция (лёгкий или атмосферный газойль, соляровый дистиллят). 

   Остаток после отбора фракций, выкипающих выше
350 0
С, называется мазутом. Мазут разгоняют под вакуумом, при этом
в зависимости от направления переработки
нефти получают следующие фракции:
350-500 0
С — вакуумный газойль
> 500 0
С — вакуумный остаток (гудрон)
Для получения масел:
300–400 0
С (350-420 0
С) — лёгкая масляная фракция
(трансформаторный дистиллят)
400–450 0
С (420 – 490 0
С) — средняя масляная фракция (машинный дистиллят)
450–490 0
С — тяжёлая масляная фракция (цилиндровый дистиллят)
Продукты
с температурой кипения ниже 350 0
С называются светлыми, выше 350 0
С — тёмными. 

   Нефть — это дисперсная система, характеризующаяся
сложной внутренней организацией, способной изменяться
под действием внешних факторов. Она состоит из углеводородных
и неуглеводородных компонентов. Основными
элементами, составляющими нефть, являются углерод
и
водород: С — 83-87 %,
Н — 11,5-14 %.
Из других элементов
в состав нефти
в заметных количествах входят сера, азот
и кислород.
Содержание серы колеблется от тысячных долей до 6-
8 %,
в отдельных случаях до 14 %, азота 0,02-1,7 %, кисло-
рода — 0,05-3,6 %.
Углерод
и водород находятся
в нефти
в виде углеводородов. В нефтях обнаружены следующие группы угле-
водородов: 

1. Алканы (парафины) содержатся
в нефти
в 3-
х агре-
гатных состояниях: С1-С4 — газы, С5-С15 — жидкие, С16-
С60 — твёрдые.

2. Циклоалканы (нафтены) — содержащие пяти- и шестичленные циклы.

3. Ароматические углеводороды, содержащие одно или несколько бензольных колец.

Наиболее широко представлены углеводороды смешанного (гибридного) строения, содержащие одновременно углеводороды различных групп. Что касается непредельных углеводородов (алкенов), то они ни в нефти, ни в природном газе не содержатся и образуются только в результате различных термических процессов нефтепереработки (крекинг, пиролиз). 

5 Требования безопасности

5.1 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.

5.2 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 гигиенических нормативах [].

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 по гигиеническим нормативам []), при хранении и лабораторных испытаниях — к 4-му классу опасности (предельно допустимая концентрация по алифатическим предельным углеводородам C₁ — С₁₀ в пересчете на углерод — не более 900/300 мг/м3 по гигиеническим нормативам []). Нефть, содержащую сероводород (дигидросульфид) с массовой долей более 20 млн-1, считают сероводородсодержащей и относят ко 2-му классу опасности. Предельно допустимая концентрация сероводорода (дигидросульфида) в воздухе рабочей зоны — не более 10 мг/м3, сероводорода (дигидросульфида) в смеси с углеводородами C₁ — С₅ — не более 3 мг/м3, класс опасности 2 по гигиеническим нормативам [].

5.3 Класс опасности нефти — по ГОСТ 12.1.007.

5.4 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.

5.5 Работающие с нефтью должны знать правила безопасности труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004.

5.6 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.

5.7 Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей паров нефти с воздухом — IIА-Т3 по ГОСТ 30852.11. Температура самовоспламенения нефти согласно ГОСТ 30852.5 выше 250 °С.

5.8 Общие требования пожарной безопасности при работах с нефтью — по ГОСТ 12.1.004.

5.9 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.

Схема грузопотоков

Нефть по системе «Транснефти» транспортируется согласно «Схеме нормальных (технологических) грузопотоков», которая является Государственным нормативным документом и утверждается Минэнерго России. По такому параметру, как содержание серы, в ней нормированы все крупные транспортные грузопотоки — от пунктов приема до пунктов сдачи. В результате обеспечиваются поставки заданного качества на внутренний рынок (15 сортов) и экспорт (6 сортов).

Крупные инфраструктурные проекты компании в перспективе тесно связаны с освоением новых месторождений

Процесс формирования смеси в транспортных грузопотоках технологически связан с ресурсной базой нефти, ее качественным составом, объемами добычи, характеристиками объектов системы магистрального транспорта. В схеме грузопотоков отражаются изменения транспортной инфраструктуры, ввод новых объектов.

Руководствуясь нормами схемы, компания поставляет малосернистую нефть отдельными выделенными потоками в восточном направлении по системе ВСТО на восточную группу НПЗ, на экспорт в Китай и через порт Козьмино, а также в западном направлении на группу НПЗ Краснодарского края, Волгоградский НПЗ и на экспорт через порт Новороссийск. Сернистая нефть поставляется на центральную группу НПЗ, НПЗ Урало-Поволжья и на экспорт через порты Новороссийск, Приморск, Усть-Луга и по нефтепроводной системе «Дружба». Высокосернистая нефть идет на Уфимскую группу НПЗ и в смеси на заводы Урало-Поволжья.

МЭА: Спрос на нефть может упасть до минимума за 17 лет

Крупные инфраструктурные проекты компании в исторической перспективе тесно связаны с освоением новых месторождений. В свою очередь прием новых ресурсов активно влиял на изменение показателей качества транспортируемой по системе магистральных нефтепроводов нефти. С 2009 года растет прием малосернистых ресурсов, что связано с разработкой Ванкорского месторождения и запуском транспортной системы Восточная Сибирь — Тихий Океан (ТС ВСТО), Куюмба — Тайшет и Заполярье — Пурпе. 

В 2009 году началось активное освоение Ванкорского месторождения. Это увеличило прием западносибирской малосернистой нефти. В том же году введена в эксплуатацию ТС ВСТО. Эта магистраль позволила не только перенаправить малосернистую нефть на восток, но и наращивать ресурсную базу Восточной Сибири. В свою очередь, запуск магистральных нефтепроводов Заполярье — Пурпе и Куюмба — Тайшет в 2016 году дал возможность подключить к системе новые месторождения Западной и Восточной Сибири (Мессояхское, Пякяхинское, Яро-Яхинское, Куюмбинское и Юрубчено-Тохомское).

Но с 2010 наблюдается устойчивый рост приема высокосернистых ресурсов, добываемых в Татарстане, Башкортостане, Удмуртии, Оренбургской и Самарской областях. Для снижения показателей сернистости на западных грузопотоках в 2014 году реализован проект по отводу башкирской высокосернистой нефти в восточном направлении, что стабилизировало показатели качества сырья, идущего на российские НПЗ и на экспорт в западном направлении. В конце 2018 года запустили нефтепровод Нижневартовск — Александровское для перенаправления сернистых ресурсов в восточном направлении. Тем самым обеспечивается мобильность высвобожденных объемов малосернистого сырья и возможность его поставок как в западном, так и восточном направлениях транспортировки.

С 2015 года в Коми идет увеличение приема аномальной по своим реологическим свойствам нефти Ярегского месторождения. В 2018 году сдача этой нефти с высокой плотностью и вязкостью увеличена более чем на 1 миллион тонн в год (в сравнении с 2015 годом)». Чтобы не ухудшать показатели качества сырья, идущего на НПЗ северо-запада страны, с прошлого года нефть Тимано-Печорского региона идет в направлении порта Приморск.

Справка

По содержанию серы нефть делится на четыре класса:

— малосернистая (не более 0,6 процента, класс 1)

— сернистая (от 0,61 до 1,8 процента, класс 2)

— высокосернистая (от 1,81 до 3,5 процента, класс 3)

— особо высокосернистая (более 3,5 процента, класс 4)

Предисловие

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0-92 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2-2009 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила, рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, применения, обновления и отмены»Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 31 «Нефтяные топлива и смазочные материалы», Открытым акционерным обществом «Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти» (ОАО «ВНИИ НП»)

2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 12 ноября 2015 г. N 82-П)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97	Код страны по МК (ИСО 3166) 004-97	Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Армения	AM	Минэкономики Республики Армения
Беларусь	BY	Госстандарт Республики Беларусь
Казахстан	KZ	Госстандарт Республики Казахстан
Киргизия	KG	Кыргызстандарт
Россия	RU	Росстандарт
Таджикистан	TJ	Таджикстандарт
Узбекистан	UZ	Узстандарт
Украина	UA	Минэкономразвития Украины

(Поправка. ИУС N 2-2019), (Поправка. ИУС N 8-2019).

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27 ноября 2015 г. N 1240-ст* межгосударственный стандарт ГОСТ 21046-2015 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 января 2017 г.________________* Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27 ноября 2015 г. N 2040-ст. — .

5 ВЗАМЕН ГОСТ 21046-86Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети ИнтернетВНЕСЕНЫ: поправка, опубликованная в ИУС N 2, 2019 год; поправка, опубликованная в ИУС N 8, 2019 годПоправки внесены изготовителем базы данных

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 США<span title=»Статья «горное бюро США» в русском разделе отсутствует»>ru</span>_en 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:

Нормы для классификации нефтей, предложенные Горным бюро США

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:

Химическая классификация нефтей Горного бюро США

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 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.