Подборка по тегу

Настоящий стандарт устанавливает метод определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов при атмосферном давлении и под вакуумом для построения кривой истинной температуры кипения (ИТК) нефти и нефтепродуктов, установления потенциального содержания в нефти отдельных фракций, нефтепродуктов или их компонентов и получения фракций нефти с целью исследования их физико-химических свойств группового и индивидуального углеводородного состава.

Настоящий стандарт устанавливает методы ручного отбора представительных проб нефти и нефтепродуктов в жидком, полужидком или твердом состоянии, давление паров которых при отборе менее 101 кПа (14,7 фунт/дюйм - psia) по Рейду. Если образец отбирают для точного определения летучести, то наряду с данными методами следует использовать метод, установленный [1]. Процедуры смешения проб и работы с ними выполняют в соответствии с [2]. Методы не предназначены для отбора электроизоляционных и гидравлических жидкостей.

Настоящий стандарт устанавливает метод определения давления насыщенных паров по Рейду (примечание 1) бензина, низкокипящей сырой нефти и других легких нефтепродуктов. Метод А применим к бензинам и другим нефтепродуктам с давлением паров менее 180 кПа (26 фунтов/кв. дюйм). Метод В также можно применять к бензинам и другим нефтепродуктам, но для определения прецизионности метода в межлабораторную программу испытаний был включен только бензин. Метод С предназначен для нефтепродуктов с давлением паров более 180 кПа (26 фунтов/кв. дюйм). Метод D - для авиационных бензинов с давлением паров приблизительно 50 кПа (7 фунтов/кв. дюйм)

Настоящий стандарт устанавливает метод определения общего содержания серы в нефти и нефтепродуктах, представляющих собой однофазные продукты и жидкости в условиях окружающей среды, способные разжижаться при умеренном нагревании или растворимые в углеводородных растворителях. Такими продуктами являются дизельное топливо, реактивное топливо, керосин, другие дистилляты нефти, нафта, нефтяной остаток, базовое смазочное масло, гидравлическое масло, сырая нефть, неэтилированный бензин, этанольное топливо, биодизельное топливо (см. примечание 2) и другие подобные нефтепродукты.

Настоящий стандарт устанавливает метод определения общего содержания серы в нефти и нефтепродуктах, представляющих собой однофазные продукты и жидкости в условиях окружающей среды, способные разжижаться при умеренном нагревании или растворимые в углеводородных растворителях. Такими продуктами являются дизельное и судовое топливо, реактивное топливо, керосин, другие дистилляты нефти, нафта, нефтяной остаток, мазут, базовое смазочное масло, гидравлическое масло, нефть, неэтилированный бензин, этанольное топливо, биодизельное топливо (см. примечание 2) и другие подобные нефтепродукты.

Настоящий стандарт распространяется на нефти и устанавливает метод измерения массовой доли сероводорода, метил- и этилмеркаптанов в диапазоне от 1,0 до 300 млн. Стандарт может быть использован для измерения более высоких значений массовой доли сероводорода, метил- и этилмеркаптанов в пробе нефти при соответствующем разбавлении ее бессернистым растворителем. Настоящий стандарт распространяется также на сырые нефти, газовые конденсаты, легкие углеводородные фракции и природные и нефтяные газы для автомобильного транспорта, промышленного и коммунально-бытового назначения. Сущность метода заключается в разделении компонентов анализируемой пробы с помощью газовой хроматографии, регистрации выходящих из хроматографической колонки сероводорода, метил- и этилмеркаптанов пламенно-фотометрическим детектором (ПФД) и расчете результатов определения методом абсолютной градуировки.

Настоящий стандарт устанавливает метод определения содержания общей серы в нефти и нефтепродуктах, которые являются однофазными и жидкими при стандартных условиях окружающей среды, или разжижаются при умеренном нагревании, или растворяются в углеводородных растворителях. К указанным продуктам относятся дизельное топливо, топливо для реактивных двигателей, керосин, другие дистиллятные топлива, нафта, остаточное топливо, смазочные базовые масла, гидравлические масла, нефть, неэтилированный бензин, газойль и дизельное биотопливо. Диапазон определения настоящего метода составляет от 3 мг/кг [значение обобщенного (нижнего) предела количественного определения (PLOQ) содержания общей серы, рассчитанное в соответствии с ASTM D6259] до 4,6% по массе (наивысшее из значений содержания общей серы в пробах, использовавшихся при проведении сличительных испытаний).

Настоящий стандарт устанавливает поправочные коэффициенты объема для нефтей, нефтепродуктов и смазочных масел в зависимости от температуры и давления и обеспечивает алгоритм и процедуру корректировки влияния температуры и давления на плотность и объем жидких углеводородов. Стандарт не распространяется на природные сжиженные газы (NGLs) и сжиженные нефтяные газы (LPGs). Сочетание поправочных коэффициентов, учитывающих влияние температуры и давления на плотность и объем, приведено в настоящем стандарте в качестве общей поправки на температуру и давление жидкости (CTPL). Вклад температуры в этой поправке определен поправкой на влияние температуры на жидкость (CTL), которая исторически известна как "поправочный коэффициент объема" (VCF). Вклад давления в этой поправке определен поправкой на влияние давления на жидкость (CPL). Поскольку настоящий стандарт можно применять для разных условий, выходные параметры жидкости, приведенные в настоящем стандарте [CTL, F (коэффициент сжимаемости жидкости), CPL, CTPL], можно использовать как установлено в других стандартах. Включение поправки на давление в API MPMS Chapter 11.1-2004/дополнение к IP 200/04 является важным изменением по сравнению с температурными поправочными коэффициентами, приведенными в таблицах измерения параметров нефти и нефтепродуктов 1980 г. Однако, если давление составляет 1 атм (стандартное давление), поправку на давление не используют и стандарт/дополнение дает значения CTL в соответствии с таблицами измерений параметров нефти и нефтепродуктов 1980 г. API MPMS Chapter 11.1-2004/дополнение к IP 200/04 включает общие процедуры преобразования входных данных для получения значений CTL, F, CPL и CTPL при стандартной температуре и давлении (Т, Р), установленных пользователем. Для вычисления поправочного коэффициента объема используют две процедуры: одна - для данных, выраженных в единицах Американской системы мер (температура, °F; давление, psig), другая - в единицах СИ (температура, °С; давление, кРа или бар). В отличие от таблиц измерения параметров нефти и нефтепродуктов 1980 г. для получения результата в единицах СИ необходимо сначала вычислить плотность при 60°F. В дальнейшем это значение корректируют для получения результата в единицах СИ. Дополнительно к температуре 15°С для единиц СИ включена стандартная температура 20°С. Установлены разные процедуры вычисления для отдельных групп товарных продуктов, таких как нефть, нефтепродукты и смазочные масла. Предусмотрена также процедура определения поправки на объем для специальных применений, когда параметры объединенных товарных групп не могут достоверно представить свойства термического расширения жидкости и требуется экспериментальное определение коэффициента термического расширения.

Настоящий стандарт устанавливает методы определения органического хлора при его содержании более 1 мкг/г в нефти по ГОСТ 31378 (далее - нефть): метод А - включает перегонку, взаимодействие с бифенилом натрия и потенциометрическое титрование; метод Б - включает перегонку, сжигание и микрокулонометрическое титрование; метод В - включает перегонку и рентгенофлуоресцентное волнодисперсионное определение. Настоящие методы испытаний включают перегонку нефти с целью получения фракции, выкипающей до 204°С (400°F) (далее - нафта), для определения органического хлора. По содержанию органического хлора в нафте оценивают его содержание в нефти. Факторы, мешающие определению органического хлора, приведены в разделе 5. Метод А устанавливает определение органического хлора в промытой нафте восстановлением бифенилом натрия с последующим потенциометрическим титрованием. Метод Б устанавливает определение органического хлора в промытой нафте путем сжигания образца в среде кислорода с последующим микрокулонометрическим титрованием. Метод В устанавливает определение массовой доли органического хлора в нафте методом рентгенофлуоресцентной волнодисперсионной спектрометрии. Значения, выраженные в единицах СИ, считают стандартными. Концентрацию предпочтительно указывать в микрограммах хлора на грамм образца. В настоящем стандарте не предусмотрено рассмотрение всех вопросов обеспечения безопасности, связанных с его использованием. Пользователь стандарта несет ответственность за обеспечение соответствующих мер безопасности и охраны здоровья и определяет целесообразность применения законодательных ограничений перед его использованием.

Настоящий стандарт устанавливает определение плотности, относительной плотности и плотности в градусах API нефти, нефтепродуктов или смесей продуктов нефтяного и не нефтяного происхождения в жидком состоянии, которые имеют давление паров по Рейду не более 101,325 кПа (14,696 psi), с использованием стеклянного ареометра и вычислений. Значения плотности определяют при температуре окружающей среды и корректируют к 15°С или 60°F, используя результаты вычисления и международные стандартные таблицы.

Настоящий стандарт устанавливает определение содержания золы в дистиллятных и остаточных топливах, газотурбинных топливах, сырой нефти, смазочных маслах, парафинах и других нефтепродуктах в диапазоне 0,001% масс.-0,180% масс., присутствие золообразующих материалов в которых, как правило, считается нежелательной примесью или загрязняющим веществом (см. примечание 1). Метод по настоящему стандарту применяют только для нефтепродуктов, не содержащих золообразующих присадок, включая некоторые соединения фосфора (см. примечание 2).