ГОСТ Р 55598-2013 Попутный нефтяной газ. Критерии классификации. Гост газ в нефти


ГОСТ Р 55598-2013 Попутный нефтяной газ. Критерии классификации, ГОСТ Р от 06 сентября 2013 года №55598-2013

ГОСТ Р 55598-2013

ОКС 75.180ОКП 02.7112

Дата введения 2014-01-01

1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом "НИПИгазпереработка" (ОАО "НИПИгазпереработка")

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 052 "Природный и сжиженные газы"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 6 сентября 2013 г. N 890-ст.

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕПравила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 1.0-2012 (раздел 8). Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске информационного указателя "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 Интернет (gost.ru)

Введение

Установленные в настоящем стандарте термины и классы попутного нефтяного газа расположены в порядке, отражающем систему понятий в области использования попутного нефтяного газа.В настоящем стандарте установлены классы попутного нефтяного газа, применение и учет которых способствуют повышению степени соответствия поставляемой продукции ее функциональному назначению, устранению технических барьеров в торговле, содействию развития торгово-экономического и научно-технического сотрудничества, повышению безопасности и конкурентоспособности на региональном и внутреннем рынках.Настоящий стандарт распространяется на горючие газы, добываемые на нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождениях и поставляемые с месторождений для обработки и/или переработки на головных сооружениях и газоперерабатывающих заводах.

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на попутный нефтяной газ и конкретизирует определения и понятия классов в области добычи, подготовки, переработки и использования попутного нефтяного газа.Термины и понятия, установленные настоящим стандартом, рекомендуются для применения федеральными органами исполнительной власти и органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации, субъектами хозяйственной деятельности на стадиях разработки, постановки продукции на производство, ее изготовления, подтверждения соответствия, реализации (поставки, продажи), использования (эксплуатации), хранения, транспортирования и переработки, а также при выполнении работ и оказании услуг, разработке технической документации (конструкторской, технологической, проектной), в т.ч. технических условий, каталожных листов на поставляемую продукцию (оказываемые услуги) во всех видах документации и литературы, касающихся попутного нефтяного газа, входящих в сферу работ по стандартизации и/или использующих результаты этих работ.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:ГОСТ Р 53367-2009 Газ горючий природный. Определение серосодержащих компонентов хроматографическим методомГОСТ 22387.4-77 Газ для коммунально-бытового потребления. Метод определения содержания смолы и пылиГОСТ 31369-2008 (ИСО 6976:1995) Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного составаГОСТ 31371.7-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентовПримечание - 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 ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения и сокращения

В настоящем стандарте применены термины с соответствующими определениями и сокращениями:

3.1 негорючие компоненты: Неуглеводородные компоненты попутного нефтяного газа (ПНГ), снижающие его теплотворную способность, - азот, диоксид углерода, кислород.

3.2 механические примеси попутного нефтяного газа: Включения смолы и пыли в ПНГ, которые отрицательно сказываются на его транспортировании, подготовке, переработке и использовании.В настоящем стандарте используются следующие сокращения:ПНГ - попутный нефтяной газ;МВИ - методика выполнения измерений.

4 Классификация попутного нефтяного газа

По физико-химическим свойствам, содержанию углеводородных компонентов, сероводорода и меркаптановой серы, негорючих компонентов и механических примесей ПНГ подразделяется на типы, классы, группы и виды.

4.1 Типы попутного нефтяного газаПо содержанию целевых компонентов () ПНГ подразделяют на типы (таблица 1).Таблица 1

Тип

Наименование

Содержание , г/м

Метод испытаний

1

Тощий

100

ГОСТ 31371.7

2

Средний

101200

3

Жирный

201350

4

Особо жирный

351

Содержание углеводородов , г/м, рассчитывают по формуле:

, (1)

где - молярная доля углеводорода, % мол.;

- молярная масса углеводорода, кг/кмоль, в соответствии с таблицей 1 ГОСТ 31369;

24,055 - молярный объем ПНГ при стандартных условиях, м/кмоль;

100 - коэффициент пересчета молярных процентов в доли;

1000 - коэффициент пересчета "кг" в "г";

- число углеводородных компонентов, содержащих три атома углерода и более.

4.2 Классы попутного нефтяного газаПо содержанию сернистых соединений ПНГ подразделяют на классы (таблица 2).Таблица 2*

Класс

Наименование

Массовая концентрация

Метод испытаний

сероводорода, мг/м

меркаптановой серы, мг/м

1

Бессернистый

<0,0007

<0,0016

ГОСТ Р 53367**

2

Малосернистый

0,00070,1*

>0,0016

3

Сернистый

0,13,00*

>0,0016

4

Высокосернистый

3,01

>0,0016

* В случае попадания показателя на граничное значение параметра отнесение результатов испытания к определенному классу производится в соответствии с верхней границей доверительного интервала конкретной МВИ.

** Допускается использовать аттестованные и легитимные методики для применения в Российской Федерации.

4.3 Группы попутного нефтяного газаПо содержанию негорючих компонентов ПНГ подразделяют на группы (таблица 3).Таблица 3

Группа

Наименование

Содержание негорючих компонентов, мол., %

Метод испытаний

1

Безбалластный

менее 0,01

ГОСТ 31371.7

2

Малобалластный

0,017,0

3

Среднебалластный

7,0115,00

4

Высокобалластный

15,01

4.4 Виды попутного нефтяного газаПо содержанию механических примесей ПНГ подразделяют на виды (таблица 4).Таблица 4*

Вид

Наименование

Содержание механических примесей, г/м

Метод испытаний

1

Чистый

<0,0005

ГОСТ 22387.4

2

Слабозагрязненный

0,00050,0010

3

Загрязненный

0,00100,0025

4

Сильнозагрязненный

>0,0025

* В случае попадания показателя на граничное значение параметра отнесение результатов испытания к определенному виду производится в соответствии с верхней границей доверительного интервала конкретной МВИ.

4.5 Условное обозначение классификации попутного нефтяного газаУсловное обозначение классификации ПНГ состоит из четырех цифр, разделенных точкой и соответствующих номерам типа, класса, группы и вида. На рисунке 1 представлена структура условного обозначения классификации ПНГ.

Рисунок 1 - Условное обозначение классификации ПНГ

Рисунок 1 - Условное обозначение классификации ПНГ

Пример. Класс ПНГ, содержащего 250 г/муглеводородов (тип 3), не содержащего серы (класс 1), балласта 0,5% мас. (группа 2) и механических примесей 0,5 г/м(вид 1), обозначается "3.1.2.1 ГОСТ _______".Электронный текст документаподготовлен ЗАО "Кодекс" и сверен по:официальное изданиеМ.: Стандартинформ, 2014

docs.cntd.ru

ГОСТ Р 52087-2003 Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия

ГОСТ Р 52087-2003

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГАЗЫ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ СЖИЖЕННЫЕ ТОПЛИВНЫЕ

ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ

ГОССТАНДАРТ РОССИИ Москва

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН И ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 139 «Сжиженные газообразные топлива», Государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья» (ГУП ВНИИУС)

2 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Госстандарта России от 30 июня 2003 г. № 216-ст

3 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

СОДЕРЖАНИЕ

1 Область применения . 1

2 Нормативные ссылки . 1

3 Марки . 2

4 Технические требования . 2

5 Требования безопасности . 4

6 Требования охраны природы .. 4

7 Правила приемки . 5

8 Методы испытаний . 5

9 Транспортирование и хранение . 7

10 Гарантии изготовителя . 7

Приложение А Применение различных марок сжиженного газа . 7

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГАЗЫ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ СЖИЖЕННЫЕ ТОПЛИВНЫЕ

Технические условия

Liquefied hydrocarbon fuel gases . Specifications

Дата введения 2004-07-01

Настоящий стандарт распространяется на углеводородные сжиженные топливные газы (далее - сжиженные газы), применяемые в качестве топлива для коммунально-бытового потребления, моторного топлива для автомобильного транспорта, а также в промышленных целях.

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

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 400-80 Термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов. Технические условия

ГОСТ 1510-84 Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

ГОСТ 1770-74 Посуда мерная, лабораторная стеклянная. Цилиндры, мензурки, колбы, пробирки. Общие технические условия

ГОСТ 6709-72 Вода дистиллированная. Технические условия

ГОСТ 10679-76 Газы углеводородные сжиженные. Метод определения углеводородного состава

ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов

ГОСТ 14921-78 Газы углеводородные сжиженные. Методы отбора проб

ГОСТ 15860-84 Баллоны стальные сварные для сжиженных углеводородных газов на давление до 1,6 МПа. Технические условия

ГОСТ 16350-80 Климат СССР. Районирование и статистические параметры климатических факторов для технических целей

ГОСТ 17299-78 Спирт этиловый технический. Технические условия

ГОСТ 18300-87 Спирт этиловый ректификованный технический. Технические условия

ГОСТ 19433-88 Грузы опасные. Классификация и маркировка

ГОСТ 22387.5-77 Газ для коммунально-бытового потребления. Метод определения интенсивности запаха

ГОСТ 22985-90 Газы углеводородные сжиженные. Метод определения сероводорода и меркаптановой серы

ГОСТ 28656-90 Газы углеводородные сжиженные. Расчетный метод определения плотности и давления насыщенных паров

ГОСТ Р 12.4.026-2001 Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Технические требования и характеристики. Методы испытаний

ГОСТ Р 50802-95 Нефть. Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов

ГОСТ Р 50994-96 (ИСО 4256-78) Газы углеводородные сжиженные. Метод определения давления насыщенных паров

3.1 В зависимости от основного компонента марки сжиженных газов и коды ОКП приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Марки сжиженных газов

Марка

Наименование

Код ОКП

ПТ

Пропан технический

02 7236 0101

ПА

Пропан автомобильный

02 7239 0501

ПБА

Пропан-бутан автомобильный

02 7239 0502

ПБТ

Пропан-бутан технический

02 7236 0102

БТ

Бутан технический

02 7236 0103

Применение сжиженных газов различных марок в зависимости от микроклиматического района по ГОСТ 16350 приведено в приложении А.

4.1 Сжиженные газы должны изготовляться в соответствии с требованиями настоящего стандарта по технологической документации, утвержденной в установленном порядке.

4.2 По физико-химическим и эксплуатационным показателям сжиженные газы должны соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 2.

Таблица 2 - Физико-химические и эксплуатационные показатели сжиженных газов

Наименование показателя

Норма для марки

Метод испытания

ПТ

ПА

ПБА

ПБТ

БТ

1

2

3

4

5

6

7

1 Массовая доля компонентов, %:

По ГОСТ 10679

сумма метана, этана и этилена

Не нормируется

сумма пропана и пропилена, не менее

75

-

-

Не нормируется

в том числе пропана

-

85 ±10

50 ±10

-

-

сумма бутанов и бутиленов:

Не нормируется

-

-

не более

-

-

-

60

-

не менее

-

-

-

-

60

сумма непредельных углеводородов, не более

-

6

6

-

-

2 Объемная доля жидкого остатка при 20 ºС, %, не более

0,7

0,7

1,6

1,6

1,8

По 8.2

3 Давление насыщенных паров, избыточное, МПа, при температуре:

По ГОСТ Р 50994 или ГОСТ 28656

плюс 45 ºС, не более

1,6

минус 20 ºС, не менее

0,16

-

0,07

-

-

минус 30 °С, не менее

-

0,07

-

-

-

4 Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более

0,013

0,01

0,01

0,013

0,013

По ГОСТ 22985 или ГОСТ Р 50802

в том числе сероводорода, не более

0,003

По ГОСТ 22985 или ГОСТ Р 50802

5 Содержание свободной воды и щелочи

Отсутствие

По 8.2

6 Интенсивность запаха, баллы, не менее

3

По ГОСТ 22387.5 или 8.3

Примечания

1 Допускается не определять интенсивность запаха при массовой доле меркаптановой серы в сжиженных газах марок ПТ, ПБТ и БТ 0,002 % и более, а марок ПА и ПБА - 0,001 % и более. При массовой доле меркаптановой серы менее указанных значений или интенсивности запаха менее 3 баллов сжиженные газы должны быть одорированы в установленном порядке.

2 При температурах минус 20 °С и минус 30 °С давление насыщенных паров сжиженных газов определяют только в зимний период.

3 При применении сжиженных газов марок ПТ и ПБТ в качестве топлива для автомобильного транспорта массовая доля суммы непредельных углеводородов не должна превышать 6 %, а давление насыщенных паров должно быть не менее 0,07 МПа для марок ПТ и ПБТ при температурах минус 30 °С и минус 20 °С соответственно.

4.3 Маркировка

4.3.1 Маркировка сжиженных газов - по ГОСТ 1510 с указанием манипуляционного знака «Беречь от солнечных лучей» по ГОСТ 14192, знака опасности по ГОСТ 19433, класса 2, подкласса 2.3.

4.3.2 Сигнальные цвета и знаки безопасности должны применяться в соответствии с ГОСТ Р 12.4.026.

4.4 Упаковка

4.4.1 Сжиженные газы наливают в цистерны, металлические баллоны и другие емкости, освидетельствованные в соответствии с правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, утвержденными в установленном порядке, и ГОСТ 15860.

5.1 Сжиженные газы пожаро- и взрывоопасны, малотоксичны, имеют специфический характерный запах, по степени воздействия на организм относятся к веществам 4-го класса опасности ГОСТ 12.1.007.

5.2 Сжиженные газы образуют с воздухом взрывоопасные смеси при концентрации паров пропана от 2,3 % до 9,5 %, нормального бутана от 1,8 % до 9,1 % (по объему), при давлении 0,1 МПа (1 атм.) и температуре 15 °С - 20 ºС.

5.3 Температура самовоспламенения пропана в воздухе составляет 470 ºС, нормального бутана - 405 ºС.

5.4 Предельно допустимая концентрация в воздухе рабочей зоны (в пересчете на углерод) предельных углеводородов (пропан, нормальный бутан) - 300 мг/м3, непредельных углеводородов (пропилен, бутилен) - 100 мг/м3.

5.5 Сжиженные газы, попадая на тело человека, вызывают обморожение, напоминающее ожог. Пары сжиженного газа тяжелее воздуха и могут скапливаться в низких непроветриваемых местах.

Человек, находящийся в атмосфере с незначительным превышением ПДК паров сжиженного газа в воздухе, испытывает кислородное голодание, а при значительных концентрациях в воздухе может погибнуть от удушья.

5.6 Сжиженные газы действуют на организм наркотически. Признаками наркотического действия являются недомогание и головокружение, затем наступает состояние опьянения, сопровождаемое беспричинной веселостью, потерей сознания.

Пары сжиженных газов при вдыхании быстро накапливаются в организме и столь же быстро выводятся через легкие, в организме человека не кумулируются.

5.7 При концентрациях, незначительно превышающих ПДК сжиженных газов, применяют промышленные фильтрующие противогазы марки А, а при высоких концентрациях и работе в закрытых емкостях, сосудах, колодцах и т.д. - шланговые изолирующие противогазы марок ПШ-1, ПШ-2 и ДПА-5 с принудительной подачей воздуха.

5.8 В производственных помещениях следует соблюдать требования санитарной гигиены по ГОСТ 12.1.005. Все производственные помещения должны быть оборудованы приточно-вытяжной вентиляцией, обеспечивающей десятикратный воздухообмен в 1 ч.

5.9 В помещениях производства, хранения и перекачивания сжиженных углеводородных газов запрещается обращение с открытым огнем, искусственное освещение должно быть выполнено во взрывозащищенном исполнении, все работы следует проводить инструментами, не дающими при ударе искру.

5.10 При загорании применяют следующие средства пожаротушения:

- порошок ПСБ, углекислый газ (СО2) - при небольших возгораниях;

- объемное тушение, охлаждение водой - при пожаре.

6.1 Основными требованиями, обеспечивающими сохранение природной среды, являются максимальная герметизация емкостей, коммуникаций, насосных агрегатов и другого оборудования, строгое соблюдение технологического режима.

6.2 В производственных помещениях и на открытых площадках необходимо периодически контролировать содержание углеводородов в воздухе рабочей зоны. Для контроля используют переносные автоматические приборы (анализаторы, сигнализаторы), допущенные к применению в установленном порядке.

6.3 Промышленные стоки необходимо анализировать на содержание в них нефтепродуктов в соответствии с методическим руководством по анализу сточных вод нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов, утвержденным в установленном порядке.

7.1 Сжиженные газы принимают партиями. За партию принимают любое количество сжиженного газа, однородное по своим показателям качества и оформленное одним документом о качестве.

7.2 Объем выборки - по ГОСТ 14921.

7.3 При получении неудовлетворительных результатов испытаний хотя бы по одному из показателей качества проводят повторные испытания новой пробы, взятой из той же партии. Результаты повторных испытаний распространяются на всю партию.

7.4 При разногласиях в оценке качества сжиженных газов между потребителем и изготовителем арбитражный анализ газа выполняют в лабораториях, аккредитованных в установленном порядке.

8.1 Пробы сжиженного газа отбирают по ГОСТ 14921.

8.2 Метод определения свободной воды и щелочи в жидком остатке

8.2.1 Аппаратура, реактивы и материалы

Отстойник вместимостью 100 или 500 см3.

Устройство для охлаждения (рисунок 1).

1 - игольчатый вентиль; 2 - змеевик; 3 - сосуд для охлаждающей смеси

Рисунок 1 - Устройство для охлаждения сжиженного газа

Охлаждающий змеевик изготавливают из медной трубки наружным диаметром 6 - 8 мм и длиной 6 м, навитой виток к витку в виде спирали диаметром 60 - 90 мм.

Сосуд для охлаждения смеси с тепловой изоляцией, с размерами под охлаждающий змеевик (внутренний диаметр не менее 120 мм, высота не менее 220 мм).

Термометры типов ТН-1, ТН-8 по ГОСТ 400.

Штатив лабораторный для отстойника.

Термостат или водяная баня с терморегулятором для поддержания температуры с погрешностью не более 1 °С.

Гайка накидная к штуцеру пробоотборника с уплотнительной прокладкой, снабженной металлической или пластиковой трубкой длиной 20 - 30 см и внутренним диаметром 1 - 3 мм, служащей для соединения пробоотборника с охлаждающим змеевиком.

Индикаторы тимоловый синий водорастворимый, ч.д.а., и фенолфталеин, раствор в этиловом спирте по ГОСТ 18300 или ГОСТ 17299, массовой долей 1 %.

Вата гигроскопическая.

Вода дистиллированная (рН = 7) по ГОСТ 6709.

Смесь охлаждающая, состоящая из крупнокристаллической поваренной соли и льда или ацетона и твердого диоксида углерода, или другие смеси, обеспечивающие требуемую температуру (8.2.2.4).

Примечание - Допускается применять аналогичные приборы и материалы по классу точности не ниже предусмотренных стандартом.

8.2.2 Проведение испытания

8.2.2.1 На штуцер пробоотборника с испытуемым сжиженным газом навинчивают накидную гайку с чистой сухой отводной трубкой. Открывая нижний вентиль (впускной вентиль) вертикально расположенного пробоотборника (типа ПГО-400), осторожно наливают сжиженный газ через трубку в чистый сухой отстойник. При наливе конец трубки удерживают под поверхностью жидкости, отстойник наполняют до метки 100 см3.

8.2.2.2 Быстро устанавливают медную проволоку в пробку из ваты, неплотно вставленную в горло отстойника. Проволока предотвращает перегрев жидкости и ее вскипание с выбросом и способствует равномерному испарению продукта, а пробка из ваты не пропускает в отстойник влагу из воздуха.

8.2.2.3 После испарения основной массы сжиженного газа при температуре окружающей среды и прекращения заметного испарения жидкости отстойник помещают в водяную баню температурой (20 ± 1) °С и выдерживают 20 мин. Затем измеряют объем жидкого остатка с точностью до 0,1 см3.

8.2.2.4 Если объем жидкого остатка превышает норму, то проводят повторные испытания новой пробы, взятой из той же партии.

При проведении повторных и арбитражных испытаний отстойник заполняют сжиженным газом через охлаждающий змеевик. Змеевик устанавливают в сосуд для охлаждающей смеси, снабженный термометром, охлаждают до температуры на несколько градусов ниже температуры кипения основного компонента пробы сжиженного газа и присоединяют к пробоотборнику или пробоотборной точке.

8.2.2.5 Открывая вентили на пробоотборнике или пробоотборной точке и змеевике, промывают змеевик сжиженным газом. Затем отстойник наполняют пробой сжиженного газа, выходящей из змеевика, до метки 100 см3, не допуская выброса пробы из отстойника. Далее повторяют операцию испарения газа и измеряют количество жидкого остатка по 8.2.2.2 и 8.2.2.3.

8.2.2.6 Если в продукте имеется свободная вода, то после испарения пробы она остается на дне и стенках отстойника. При затруднениях в визуальной идентификации свободной воды в жидком остатке ее наличие определяют с помощью водорастворимого индикатора. Для этого в отстойник вносят на кончике сухой стеклянной палочки или проволоки несколько кристалликов тимолового синего. В углеводородном жидком остатке тимоловый синий не растворяется и не окрашивается.

Окрашивание жидкости указывает на наличие воды. В щелочной среде тимоловый синий окрашивается в синий цвет.

Для определения наличия щелочи в жидком остатке допускается применять в качестве индикатора фенолфталеин. В отстойник добавляют 100 см3 дистиллированной воды, предварительно проверенной на нейтральность, и 2 - 3 капли водного раствора фенолфталеина. При отсутствии окраски раствора в розовый или красный цвет фиксируют отсутствие щелочи, при окраске раствора - присутствие щелочи.

8.2.2.7 В жидком остатке может содержаться метанол, который дает такое же окрашивание при проверке индикатором, как и свободная вода.

Для дополнительной идентификации свободной воды необходимо охладить жидкий остаток до температуры минус 5 °С - 10 ºС в соответствующей охлаждающей смеси. Если при этом в отстойнике образуется лед, то констатируют наличие свободной воды, если жидкость не замерзает, то констатируют отсутствие свободной воды.

8.2.2.8 Два результата определения, полученные одним исполнителем, признают достоверными (с 95 %-ной доверительной вероятностью), если абсолютное расхождение между ними не превышает 0,1 %.

8.3 В случае разногласий интенсивность запаха определяют по ГОСТ 22387.5 (арбитражный метод) со следующим дополнением: через газовый счетчик в комнату-камеру подают испытуемый газ в следующих количествах для марок: ПТ - 0,5 %, ПБТ - 0,4 %, БТ - 0,3 %, ПА - 1,0 % и ПБА - 0,8 % (по объему).

9.1 Транспортирование и хранение сжиженных газов - по ГОСТ 1510.

10.1 Изготовитель гарантирует соответствие сжиженного газа требованиям настоящего стандарта при соблюдении условий транспортирования и хранения.

10.2 Гарантийный срок хранения сжиженного газа всех марок - 6 мес со дня отгрузки.

(рекомендуемое)

Назначение сжиженного газа

Применяемый сжиженный газ для микроклиматического района по ГОСТ 16350

умеренного

холодного

Летний период

Зимний период

Летний период

Зимний период

1 Коммунально-бытовое потребление:

газобаллонное:

- с наружной установкой баллонов;

ПБТ, ПБА

ПТ, ПА

ПБТ, ПБА

ПТ, ПА

- с внутриквартирной установкой баллонов;

ПБТ, ПБА

ПБТ, ПБА

ПБТ, ПБА

ПБТ, ПБА

- портативные баллоны;

БТ

БТ

БТ

БТ

групповые установки:

- без испарителей;

ПБТ, ПБА

ПТ, ПА

ПТ, ПА, ПБТ, ПБА

ПТ, ПА

- с испарителями

ПБТ, ПБА, БТ

ПТ, ПА, ПБТ, ПБА, БТ

ПТ, ПА. ПБТ, ПБА

ПТ, ПА, ПБТ, ПБА

2 Топливо для автомобильного транспорта

ПБА, ПБТ

ПА, ПТ

-

-

Примечания

1 Для всех климатических районов, за исключением холодного и очень холодного:

летний период - с 1 апреля по 1 октября;

зимний период - с 1 октября по 1 апреля.

2 Для холодных районов:

летний период - с 1 июня по 1 октября;

зимний период - с 1 октября по 1 июня.

3 Для очень холодных районов:

летний период - с 1 июня по 1 сентября;

зимний период - с 1 сентября по 1 июня.

4 Допускается к применению газ марки ПБА в качестве топлива автомобильного транспорта во всех климатических зонах при температуре окружающего воздуха не ниже 20 °С.

Ключевые слова: газы углеводородные сжиженные, пропан, бутан и их смеси

Еще документы скачать бесплатно

www.gosthelp.ru

ГОСТ Р 55598-2013 Попутный нефтяной газ. Критерии классификации

Текст ГОСТ Р 55598-2013 Попутный нефтяной газ. Критерии классификации



ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

НАЦИОНАЛЬНЫЙ

СТАНДАРТ

РОССИЙСКОЙ

ФЕДЕРАЦИИ

Критерии классификации

Издание официальное

Москва

Стамдартинформ

2014

Предисловие

1    РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом «НИПИгаэлереработка» (ОАО «НИПИгазпереработка»)

2    ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 052 «Природный и сжиженные газы»

3    УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 6 сентября 2013 г. №890-ст.

4    ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 1.0—2012 (раздел 8). Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется е ежегодном (ло состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты». а официалы ный текст изменений и поправок — е ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства ло техническому регулированию и метрологии е сети Интернет (gost.ru)

©Стандартинформ. 2014

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

Введение

Установленные в настоящем стандарте термины и классы попутного нефтяного газа расположены в порядке, отражающем систему понятий в области использования попутного нефтяного газа.

8 настоящем стандарте установлены классы попутного нефтяного газа, применение и учет которых способствуют повышению степени соответствия поставляемой продукции ее функциональному назначению. устранению технических барьеров в торговле, содействию развития торгово-экономического и научно-технического сотрудничества, повышению безопасности и конкурентоспособности на региональном и внутреннем рынках.

Настоящий стандарт распространяется на горючие газы, добываемые на нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождениях и поставляемые с месторождений для обработки и/или переработки на головных сооружениях и газоперерабатывающих заводах.

Ill

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПОПУТНЫЙ НЕФТЯНОЙ ГАЗ Критерии классификации

Associated gas. Classification crHerions

Дата введения — 2014—01—01

1    Область применения

Настоящий стандарт распространяется на попутный нефтяной газ и конкретизирует определения и понятия классов в области добычи, подготовки, переработки и использования попутного нефтяного газа.

Термины и понятия, установленные настоящим стандартом, рекомендуются для применения федеральными органами исполнительной власти и органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации, субъектами хозяйственной деятельности на стадиях разработки, постановки продукции на производство, ее изготовления, подтверждения соответствия, реализации (поставки, продажи), использования (эксплуатации), хранения, транспортирования и переработки, а также при выполнении работ и оказании услуг, разработке технической документации (конструкторской, технологической, проектной). в т.ч. технических условий, каталожных листов на поставляемую продукцию (оказываемые услуги) во всех видах документации и литературы, касающихся попутного нефтяного газа, входящих в сферу работ по стандартизации и/или использующих результаты этих работ.

2    Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 53367—2009 Газ горючий природный. Определение серосодержащих компонентов хроматографическим методом

ГОСТ 22387.4—77 Газ для коммунально-бытового потребления. Метод определения содержания смолы и пыли

ГОСТ 31369—2008 (ИСО 6976:1995) Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава

ГОСТ 31371.7—2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов

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 ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение. в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

Издание официальное

3    Термины, определения и сокращения

В настоящем стандарте применены термины с соответствующими определениями и сокращениями:

3.1    негорючие компоненты: Неуглеводородные компоненты попутного нефтяного газа (ПНГ), снижающие его теплотворную способность. — азот, диоксид углерода, кислород.

3.2    механические примеси попутного нефтяного газа: Включения смолы и пыли в ПНГ. кото* рые отрицательно сказываются на его транспортировании, подготовке, переработке и использовании.

В настоящем стандарте используются следующие сокращения:

ПНГ — попутный нефтяной газ;

МВИ — методика выполнения измерений.

4    Классификация попутного нефтяного газа

По физико-химическим свойствам, содержанию углеводородных компонентов, сероводорода и меркаптановой серы, негорючих компонентов и механических примесей ПНГ подразделяется на типы, классы, группы и виды.

4.1 Типы попутного нефтяного газа

По содержанию целевых компонентов {Cj, оыше) ПНГ подразделяют на типы (таблица 1}.

Таблица 1

Тип

Наименование

Содержание С^. г/м*

Метод испытаний

1

Тощий

*100

ГОСТ 31371.7

2

Средний

101+200

3

Жирный

201+350

4

Особо жирный

2 351

Содержание углеводородов С-j.    г/м3, рассчитывают по формуле:

у- У., М, -1000 “J 24.055-100'

где у, — молярная доля углеводорода. % мол.:

М, — молярная масса углеводорода, кг/кмаль. в соответствии с таблицей 1 ГОСТ 31369: 24.055 — молярный объем ПНГ при стандартных условиях. мэ/кмоль;

100 — коэффициент пересчета молярных процентов в доли:

1000 — коэффициент пересчета «кг* в «г»:

л — число углеводородных компонентов, содержащих три атома углерода и болев.

4.2 Классы попутного нефтяного газа

По содержанию сернистых соединений ПНГ подразделяют на классы (таблица 2).

Таблица 2*

Класс

Наименование

Массовая концентрация

Метод испытаний

сероводороде.

мг/м3

«оркаптвнооой соры.

MI/M3

1

Бессе рн истый

<0.0007

<0.0016

ГОСТ Р 53367“

2

Малосернистый

0.0007+0.1*

>0.0016

3

Сернистый

0.1+3.00*

>0.0016

4

Высокосернистый

2 3.01

>0.0016

Окончание таблицы 2

’ В случае попадания показателя на граничное значение параметра отнесение результатов испытания к определенному классу производится в соответствии с верхней границей доверительного интервала конкретной МВИ.

** Допускается использовать аттестованные и легитимные методики для применения в Российской Федерации.

4.3 Группы попутного нефтяного газа

По содержанию негорючих компонентов ПНГ подразделяют на группы (таблица 3).

Таблица 3

Группа

Наименование

Содержание негорючих компонентов, мол.. %

Метод испытаний

1

Безбалласгный

менее 0.01

ГОСТ 31371.7

2

Малобалластный

0.01+7.0

3

Среднебалластный

7.01+15.00

4

Высокобаппастный

S 15.01

4.4 Виды попутного нефтяного газа

По содержанию механических примесей ПНГ подразделяют на виды (таблица 4).

Таблица 4*

Вид

Наименование

Содержание механических примесей, г/м3

Метод испытаний

1

Чистый

<0.0005

ГОСТ 22387.4

2

Слабозагрязненный

0.0005+0.0010

3

Загрязненный

0.0010+0.0025

4

Сшънозагрязненный

> 0.0025

* В случае попадания показателя на граничное значение параметра отнесение результатов испытания к определенному виду производится в соответствии с верхней границей доверительного интервала конкретной МВИ.

4.5 Условное обозначение классификации попутного нефтяного газа

Условное обозначение классификации ПНГ состоит из четырех цифр, разделенных точкой и соответствующих номерам типа, класса, группы и вида. На рисунке 1 представлена структура условного обозначения классификации ПНГ.

ГОСТ

Обозначение настоящего стандарта-

Рисунок 1 — Условное обозначение классификацют ПНГ

УДК 665.72:006.73(083.74):006.354    ОКС 75.180    ОКП 02.7112

Ключевые слова: попутный нефтяной газ. классы ПНГ. классификация ПНГ. сернистые соединения, не» горючие компоненты, механические примеси

Редактор Г.В. Зотова Технический редактор AM. Белое Корректор Е.М. Бородулина Компьютерная верстка АС. Шаповаловой

Сдано в набор 04.03.2014. Подписано в печать 16.03.20(4. Формат 60*84%. Гарнитура Ариап. Уел. леч. л. 0.03. Уч.-изд. л. 0.65. Тираж 70 э». Зак. 630.

Набрано в Издательском доме «Вебстер»     

Издано и отпечатано во ФГУП «СТАНДАРТИКФОРМ». 12399S Москва. Гранатный лер.. 4. ги    

allgosts.ru