ГОСТ 26432-85 Топлива нефтяные жидкие. Ограничительный перечень и порядок назначения. Номенклатура на нефть


Номенклатура скважин при поисково-разведочных работах на нефть и газ

Поиски, разведка, эксплуатация залежей нефти и газа проводятся бу­рением скважин.

На региональном и поисково-оценочном этапах бурятся опорные, параметрические, структурные, поисковые, оценочные скважины.

На разведочно-эксплуатационном этапе бурятся разведочные и эксплуатационные скважины.

Эксплуатационные скважины включают оценочные, собственно эксплуатацион­ные, нагнетательные, наблюдательные скважины, а также специальные скважины для сброса промысловых вод, ликвидации открытых фонтанов и др.

Опорные скважины бурятся в малоизученных районах с целью изуче­ния разреза осадочного чехла, оценки условий нефтегазо-образования, выбо­ра наиболее перспективных направлений геолого-разведочных работ. Они закладываются в благоприятных структурных условиях, бурятся до вскры­тия кристаллического фундамента или на технически доступную глубину. В этих скважинах проводится макси­мально возможный отбор керна по всему разрезу скважины.

Параметрические скважины бурятся с целью изучения глубинного геологического строения, сравнительной оценки перспектив нефтегазонос­ности выявленных зон нефтегазонакопления, определения наиболее пер­спективных участков для детальных поисково-разведочных работ. Кроме этого, важнейшей задачей параметрических скважин является изучение гео­физических параметров разреза для качественной и количественной интер­претации результатов геофизических исследований. В них проводится в значительных объемах отбор керна, полный комплекс промыслово-геофизических исследований, сейсмокаротаж и др.

Структурные скважины бурятся до определенных маркирующих го­ризонтов в верхней части разреза для подготовки поднятий под поисковое бурение в районах, где сейсмогеологические условия сложные и надежно не решаются задачи по подготовке поднятий. Конечно, этот метод устарел и эффект дает в районах, где имеется совпадение структурных планов по опорным горизонтам разреза.

Поисковые скважины закладываются на подготовленных к бурению структурах с целью открытия залежей нефти и газа. Они могут буриться также на ранее открытых месторождениях для поисков новых залежей.

К поисковым относятся все скважины, заложенные на новой площади до получения первой промышленной нефти из данного горизонта, а также первые скважины, заложенные на те же горизонты в обособленных тектони­ческих блоках, или скважины, заложенные на новые горизонты в пределах известного месторождения нефти и газа до получения первых промышлен­ных притоков.

Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной нефтегазоносностью с целью оценки запасов по промышленным категориям и сбора необходимых данных для составления технологической схемы разработки месторождения. При бурении раз­ведочных скважин иногда проводится пробная эксплуатация выявленных залежей.

Самая глубокая скважина в мире пробурена в России: Кольская сверх­глубокая скважина в 1994 г. достигла глубины 12262 м. Самая глубокая неф­тяная скважина, в которой получили нефть с глубины 6700 м, пробурена в США. Самая глубокая газовая скважина, в которой газ получили с глубины 8094 м, пробурена также в США.

www.eruditcity.ru

Номенклатура статей затрат на добычу нефти и газа

Номенклатура статей затрат на добычу нефти и газа  [c.170]

Затраты на добычу нефти и газа учитываются в целом по нефтегазодобывающему управлению по следующей номенклатуре статей.  [c.170]

В соответствии с Инструкцией по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа, утвержденной Министерством нефтяной промышленности СССР затраты на добычу нефти и газа учитываются в целом по нефтегазодобывающему управлению по следующей номенклатуре статей.  [c.198]

По изложенной номенклатуре статей затраты учитываются на счете Основное производство , субсчет Добыча нефти и газа .  [c.172]

После завершения составления смет по основным и подсобно-вспомогательным подразделениям геологоразведочных предприятий составляют свод затрат на производство геологоразведочных работ с целью определения плановой себестоимости всего объема этих работ, выполняемых предприятием в течение планируемого года. Для этого суммируют затраты всех подразделений геологоразведочных предприятий по рассмотренной выше номенклатуре статей расходов, принятой при расчете смет этих подразделений, исключая стоимость услуг, оказываемых подразделениями предприятия друг другу, т. е. сумму внутреннего оборота. Методика составления свода затрат на производство геологоразведочных работ аналогична методикам составления свода затрат на строительство скважин и добычу нефти и газа, рассматриваемым в следующих параграфах данной главы.  [c.317]

Однако, используя группировку по элементам затрат, нельзя определить себестоимость единицы продукции. Для этой цели служит группировка затрат по калькуляционным статьям расходов. В отличие от элементов затрат калькуляционные статьи расходов формируются с учетом места их возникновения, назначения, особенностей технологии и организации производства. Последнее существенно влияет на номенклатуру калькуляционных статей расходов в различных отраслях промышленности, в том числе и в отраслях нефтяной и газовой промышленности. Например, ниже приведена номенклатура статей расходов калькуляций строительства скважин и калькуляции добычи нефти и газа. 410  [c.410]

Затраты на энергию по извлечению нефти определяются исходя из потребленного количества электроэнергии, сжатого воздуха и газа и стоимости единицы их измерения. Количество потребленной энергии устанавливается по показаниям измерительных приборов, а стоимость — по данным учета фактических затрат на их выработку или получение от других предприятий. Учет затрат на выработку или получение энергии осуществляется на счете Вспомогательные производства по внутрицеховым производствам электроснабжения, сжатого газа и сжатого воздуха. В этих производствах в течение месяца затраты собираются по приведенной выше номенклатуре статей расходов, предусмотренной для цехов и планово-учетных подразделений основного производства. Делением общей величины затрат по производству (электроснабжения, сжатого воздуха и сжатого газа) на количество выработанной или полученной ими энергии (электроэнергии, сжатого воздуха или газа) рассчитывается фактическая стоимость единицы ее измерения (кВт-ч, м3). После этого определяются затраты на энергию по извлечению нефти путем умножения стоимости единицы измерения на количество потребленной энергии. Списание расхода энергии на затраты добычи нефти и газа отражается по дебету счета Основное производство и кредиту счета Вспомогательные производства .  [c.67]

Четвертая особенность нефтедобывающей промышленности заключается в большой энергоемкости, что характерно для механизированной добычи нефти. Подъем нефти из скважин на поверхность требует большого расхода электроэнергии, сжатого воздуха или газа, пара и т. п., поэтому в номенклатуре статей калькуляции отдельно предусмотрена статья для учета энергетических затрат.  [c.8]

Номенклатура калькуляционных статей расходов нефтедобывающей промышленности отличается от типовой по своему составу и содержанию включаемых в отдельные статьи затрат. В отраслевой номенклатуре отсутствуют статьи Сырье и материалы , Возвратные отходы и Потери от брака , поскольку предметы труда (залежи нефти и газа) не имеют стоимости. В ней также нет статьи Цеховые расходы . Как отмечалось, в НГДУ имеются основные и вспомогательные цехи и соответственно расходы по их управлению. Учитываются они по цехам и на себестоимость продукции относятся в составе стоимости оказываемых производству добычи нефти и газа услуг и выполненных работ (закачка воды в пласт, сепарация и дегидратация смеси нефти и т. д.) и таким образом в отчетной калькуляции отражаются вместе с другими расходами в ряде статей.  [c.62]

Затраты НГДУ относятся на счет Основное производство — добычу нефти и газа двояко часть затрат учитывается непосредственно на этом счете, другая часть относится на счет Основное производство путем предварительного их учета по цехам, причем все затраты отражаются в разрезе установленных отраслевой номенклатурой калькуляционных статей расходов.  [c.65]

Общепроизводственные расходы в течение месяца учитываются на счете Общехозяйственные расходы в целом по НГДУ по статьям аналитического учета типовой номенклатуры. По окончании месяца они списываются в доле, относящейся к добыче нефти и газа, в дебет счета Основное производство с кредита счета Общехозяйственные расходы и включаются в затраты добычи нефти и газа по статье Общепроизводственные расходы .  [c.68]

economy-ru.info

Способ управления технологическим процессом и номенклатурой выпускаемых нефтепродуктов при переработке нефти (варианты)

Изобретение относится к способу управления технологическим процессом и номенклатурой выпускаемых нефтепродуктов при переработке нефти. Способ заключается в ее физическом, наиболее полном, разделении на фракции и характеризуется тем, что для увеличения выхода наиболее ценных светлых топливных фракций нефть подвергают криолизу при температурах не выше -15°С в течение не менее 20 часов с предварительным введением в нее донорной присадки (воды) в количестве не менее 1% на различных этапах ее переработки: перед фракционированием, вместо вакуумной перегонки, на нефтепромыслах, где одновременно с повышением содержания топливных фракций в нефти происходит ее обезвоживание и обессоливание (частичное или полное), а также в различных сочетаниях этапов переработки, например перед фракционированием и вместо вакуумной перегонки или на нефтепромыслах и вместо вакуумной перегонки. Использование предлагаемого способа позволяет увеличить количество выделяемых топливных фракций. 1 ил., 5 табл.

 

I. Изобретение относится к способам переработки сырой нефти при разделении ее на фракции для увеличения выхода наиболее ценных светлых топливных фракций.

Нефть - это природное ископаемое, представляющее собой сложную смесь органических соединений, главным образом углеводородов со спектром брутто-формул от СН4 до С85Н60 (Леффлер У.Л. «Переработка нефти». Москва, 2007 г., стр. 15).

Вследствие того что нефть различных месторождений и даже партий одного и того же месторождения состоит из большого количества разнообразных веществ, отличающихся и количественными, и качественными свойствами, свойства нефтепродуктов - это усредненные характеристики и показатели их непостоянны как для различных нефтей, так и одинаковых фракций из разных нефтей (Сыркин A.M., Мавсумзаде Э.М. «Основы химии нефти и газа». Уфа, Издательство УГНТУ, 2002 г., стр. 5).

Ценнейшим свойством нефти является то, что каждое из соединений, входящих в ее состав, имеет свою индивидуальную температуру кипения (Леффлер У.Л. «Переработка нефти». ЗАО «Олимп-Бизнес». Москва, 2007 г., стр 11).

Собственно на этом ее свойстве и базируется технология переработки нефти, заключающаяся в процессах физического разделения компонентов нефти и, далее, их химических превращениях.

Первым этапом переработки нефти является ее подготовка, заключающая в обезвоживании и обессоливании в специальных отстойниках.

Известен способ переработки нефти - фракционирование, при котором получаются следующие продукты:

1. Сырой бензин - фракции с температурой кипения до 150-200°C, состоящие, в основном, из молекул углеводородов с 5-9 атомами углерода.

2. Керосин - фракции с температурой кипения до 150-300°C, состоящие, в основном, из молекул с 10-16 атомами углерода.

3. Мазут, нефтяной остаток, - смесь высших углеводородов.

Бензиновая и керосиновая фракции, называемые светлыми фракциями, используются как топливо для автомобильных, реактивных и дизельных двигателей. Мазут - нефтяной остаток используется как котельное топливо или сырье для вакуумной перегонки. (Верджичинская С.В., Дигуров Н.Г., Синицин С.А. «Химия и технология нефти и газа». Москва: Форум-инфрам, 2007 г., стр. 139).

Ценнейшими продуктами переработки нефти являются светлые топливные фракции и в частности, бензин - смесь алкановых (предельных) углеводородов, содержание которых в нефтях различных месторождений различно. В легких нефтях с малой вязкостью оно может быть 20-50%, в тяжелых, очень вязких, - 1-2% (Рябов В.Д. «Химия нефти», Москва: издательство «Техника». ТУМА РУПП, 2004 г., стр. 71).

Задачей настоящего изобретения является управление технологическим процессом переработки нефти для получения максимального количества топливных фракций, в частности бензина.

Решение поставленной задачи достигается тем, что нефть в зависимости от ее свойств и свойств продуктов ее переработки подвергается криолизу, т.е. замораживанию в температурном режиме - 35-70°C в течение не менее 20 часов на определенном технологическом этапе ее переработки.

Известно, что при выдержке растворов полимеров при низкой температуре - замораживании - возникающие давления настолько велики (особенно в водных растворах), что вызывают механическую деструкцию молекул материала. В результате криолиза образуются макрорадикалы, способные при оттаивании ко всем реакциям свободных радикалов (Тагер А.А. «Физикохимия полимеров». М.: Государственное научно-техническое издательство химической литературы, 1963 г., стр. 64, Симионеску К., Опра К. «Механохимия высокомолекулярных соединений». М.: Издательство «Мир», 1970 г., стр. 206). Известно также, что с помощью криолиза можно управлять свойствами и составом полимерных компаундов, Копыл Н.В. и другие Авторское свидетельство SU 1446657, СССР, 1988 г.

Мономеры и полимеры на основе углерода и водорода принадлежат к одному классу органических соединений - углеводородам с ковалентными связями атомов в их молекулах.

Мономеры с длинными молекулярными цепочками и полимеры, имеющие в основе те же молекулярные цепочки с одними и теми же ковалентными связями между атомами в молекуле, при криолизе также распадаются на свободные радикалы. Собственно, на свободно-радикальном распаде молекул с длинными углеродными цепочками основана вся нефтехимия (Рябов В.Д. «Химия нефти и газа», М.: Издательство «Техника» ТУМА РУПП, 2004 г., стр 174).

Принципиальное отличие предлагаемого способа заключается в том, что в молекулах соединений, входящих в состав нефти при криолизе, происходит деструкция (разрыв) углеводородных цепей с образованием двух или нескольких свободных радикалов с более короткими цепочками.

Рассмотрим это явление на примере входящего в состав нефти декана углеводорода, молекула которого состоит из цепочки с десятью атомами углерода, т.е. С10Н22, которая при криолизе распадется на 2 свободных радикала с неспаренными электронами, вероятнее всего по ковалентной связи по середине цепочки.

Раскол молекулы может произойти в любом месте цепочки. Однако здесь все решает физика. Энергия разрыва ионной гетеролитической связи 1089 кДж/моль. Значения гетеролитической связи С-Н может быть в пределах 670-1689 кДж/моль. (Рябов В.Д. «Химия нефти и газа». Москва: «Техника», ГУМА РУПП, 2004 г., стр. 168).

Энергия разрыва ковалентной связи - С-С равна 335 кДж/моль. Причем к середине цепочки она уменьшается. Так, для цепочки из 8-ми атомов углерода она уменьшается до 310 кДж/моль (Проскуряков В.А. «Химия нефти», С-Петербург: Химия, С-Петербургское отделение, 1995 г., стр. 301).

Поэтому наиболее вероятен разрыв по ковалентной связи по середине по энергии связи 310 кДж/моль. Но в любом случае, где бы не порвалась связь, из одной молекулы получаются 2 (а иногда и более), т.е. уровень гомологического ряда снижается, появляется больше молекул с короткими цепочками. В нефти в результате криолиза фактически возрастает процентное содержание низкомолекулярных светлых топливных фракций.

Скорее всего, процесс радикального распада молекул нефти идет в природе постоянно (в частности, при низких температурах), но в силу того, что свободные радикалы очень реакционно-способны, они либо вновь объединяются, либо вступают в реакции с другими продуктами реакций, происходящих в нефти, т.е. можно условно считать, что реакция деструкции (в нашем случае декана) обратима.

Чтобы придать реакции необратимый характер, необходимо прекратить реакцию, нейтрализовав свободные радикалы, таким образом выведя их из реакции. Один из способов - это введение донорной присадки, молекулы которой способны распадаться при тех же условиях на несущие заряд частицы.

Из опробованных нами присадок самой простой, естественной и наиболее приемлемой для повышения выхода светлых топливных фракций нефти (и что не менее важно - безопасной) является вода.

В вышеупомянутых литературных источниках и Тагер А.А., и Симионеску К. подчеркивают влияние воды на эффективность криолиза. Так, Тагер А.А. («Физикохимия полимеров». Москва: Госхимиздат, 1963 г., стр. 64) указывает, что «при замораживании возникающие давления настолько велики (особенно в водных), что возникает механическая деструкция». Также у Симионеску К. и Опра К. («Механохимия высокомолекулярных соединений». М.: Издательство «Мир, 1970 г., стр. 206) «…сравнение результатов…, что эффективность распада молекул в воде выше, чем в органических растворителях»

Уникальность свойств воды объясняется наличием в ней громадного количества водородных связей (Хмельницкий О.А. «Физическая и коллоидная химия». Москва: Высшая школа, 1988 г., стр. 45). Водородная связь значительно слабее ковалентной и не превышает 40 кДж/моль, тогда как связь - С-С более 300 кДж/моль.

Таким образом, очень активные свободные радикалы легко нейтрализуются разрывающимися водородными связями и, обеспечивая себе устойчивое состояние, обеспечивают таким образом необратимость реакции деструкции.

Известно, что в прямой зависимости от брутто-формулы углеводородов находится его агрегатное состояние. Так, алканы с 1-4 атомами в углеродной цепочке - газы с (5-12) - жидкости, а начиная с гексадекана - твердые вещества. С повышением молекулярной массы фракции нефти содержание низкомолекулярных веществ уменьшается, а вязкость увеличивается.

Для оценки эффективности криолиза используется изменение вязкости продукта. (Симионеску К., Опра К. «Механохимия высокомолекулярных соединений». М.: Издательство «Мир», 1970 г., стр. 202), т.е. время вытекания его из стандартного прибора (Проскуряков В.А. Драпкин А.Е. «Химия нефти и газа», С-Петербург, - Химия, С-Петербургское отделение, 1995 г., стр. 63).

В качестве исследуемых материалов использовались сырые нефти месторождений в Узбекистане с достаточно высокой вязкостью. С помощью вискозиметра В3-4 ГОСТ 8420-74 определялась исходная вязкость навески нефти чистой и с добавлением 1%, 5%. 10% присадочного материала подвергались криолизу при температурах -15°C, -38°C, -60°C в течение не менее 20 часов.

Для проведения эксперимента брали навески нефти, вводили необходимое количество донорной присадки (воды) следующим образом:

1. Первая навеска - без добавления донорной присадки (исходная нефть) для сравнения результатов влияния донорной присадки.

2. Во вторую навеску добавляли 1% донора.

3. В третью навеску добавляли 5% донора.

4. В четвертую навеску добавляли 10% донора.

Донорные присадки добавлялись в навески нефти, перемешивались с помощью электрической мешалки до однородной эмульсии, помещались в полиэтиленовую тару и подвергались криолизной обработке в холодильнике в течение не менее 20 часов при температуре -15°C, после размораживания проводилось измерение вязкости.

Далее, снова брали 4 навески и проводили описанную выше процедуру для температуры криолиза -38°C затем снова брали 4 навески и описанную выше процедуру для температуры криолиза -60°C.

Следует отметить, что дисперсия значений вязкости при одних и тех же условиях в зависимости от партии нефти значительная. Однако в связи с тем, что общая тенденция зависимости вязкости от режимов криолиза и процентного содержания присадочного материала четко сохраняется, то для простоты изложения результатов в табл. 1 приведены усредненные данные.

Результаты экспериментов сведены в таблицу №1 и график.

Из таблицы и графика четко прослеживается тенденция зависимости вязкости от температуры криолиза, а также количества донорной присадки. В самом исходном продукте, безусловно, есть определенное количество воды, на что и указывает зависимость ее вязкости от режима криолиза. С введением присадки в количестве 1% к весу нефти зависимость вязкости от температуры криолиза выражена более сильно - кривая II. При введении 5% присадки зависимость вязкости (для всех температур криолиза) от температуры еще более ярко выражена. При дальнейшем увеличении количества присадки зависимость вязкости от температуры криолиза становится слабее: III (5%) и IV (10%). Дальнейшее увеличение процентного содержания донорной присадки при данных режимах криолиза не целесообразно - кривые III (5%) и IV (10%) отличаются незначительно. На практике для нефтей различных месторождений оптимальный режим криолиза выбирается индивидуально.

Оценка эффективности криолиза была проведена и прямым методом - методом прямой отгонки бензиновой фракции - фракции, выкипающей до 180°C. Отгонка проводилась методом, применяемым в нефтяной промышленности в соответствии с ГОСТ 2177-85 (Верджичинская С.В., Дигуров Н.Г., Синицин С.А. «Химия и технология нефти и газа», Москва: Форум-ИНФРА, 2007 г., стр. 48). Эксперимент проводился по той же схеме, что и при определении вязкости, но вместо контроля вязкости проводилась прямая отгонка бензиновой фракции, выкипающей до температуры 180°C. Результаты для температуры криолиза (-38°C) приведены в таблице №2

Из сравнения результатов экспериментов, полученных и по вязкости, и по прямой отгонке, вытекает следующее.

Для простоты восприятия сведем данные для температуры криолиза -38°C в таблицу №3.

Из таблицы видно, что при снижении вязкости с 4'18ʺ до 1'24ʺ наблюдается увеличение количества отогнанной бензиновой фракции с 18,9% до 54,3% примерно в той же пропорции, что и изменение вязкости.

Выводы

С помощью криолиза нефти при температуре выше (-70°C) с количеством донорной присадки до 10% можно значительно увеличить количество светлых фракций, в частности бензина.

Вывод подтвержден косвенным методом оценки эффективности криолиза по изменению вязкости и методом прямой отгонки по изменению процентного содержания отогнанных светлых фракций, в частности бензина. Оба метода оценки эффективности криолиза проведены корректными методами в соответствии с применяемыми в нефтяной промышленности ГОСТами и, что не менее важно, результаты экспериментов воспроизводимы.

Вывод

Все вышеописанное дает основание полагать, что криолизная обработка нефти может успешно применяться на определенных технологических этапах ее переработки, т.е. дает возможность управлять с помощью криолиза технологическим процессом переработки нефти и номенклатурой выпускаемых нефтепродуктов.

Это позволит в конечном счете увеличить выход светлых топливных фракций до 20%-25% (бензина).

II. Применение криолиза в переработке нефти на различных этапах технологического процесса.

Базируется технология переработки нефти на процессах физического разделения компонентов нефти и их химического превращения.

Физическое разделение проводится в два этапа - подготовка нефти на промыслах - обезвоживание и обессоливание (этап II-1) и разделение фракции (II-2) - это выделение светлых топливных фракций. Оставшийся мазут также разделяется на фракции под вакуумам на вакуумный газойль и гудрон.

Третий этап (III) - это процессы химической переработки нефти - крекинг, гидрокрекинг каталитический крекинг, коксование (Верждичинская С.В., Дигуров Н.Г. Синицин С.А. «Химия и технология нефти и газа», Москва: Форум - ИНФРА, 2007 г., стр. 4, 5).

II-1. Обезвоживание и обессоливание

Вода с растворенными в ней солями, извлеченная из пласта нефти, находится в виде мелких капель размерами 1.6-250 мкм. Капли воды сорбируют на поверхности естественные эмульгаторы, содержащиеся в нефти, такие как нефтяные кислоты, асфальтеносмолистые вещества, микрокристаллы парафина. Фактически, извлеченная из пласта нефть находится в виде водно-нефтяной эмульсии с содержанием воды 5%-50% (Верждичинская С.В., Дигуров Н.Г., Синицин С.А. «Химия и технология нефти и газа», Москва: Форум - ИНФРА, 2007 г., стр. 129-130).

Существует несколько способов разрушения эмульсии: механический, термический, химический и электрический. Суханов В.Р. «Переработка нефти». Москва: Высшая школа, 1979 г., стр. 30, 31).

Механический способ основан на применении отстаивания, центрифугирования, фильтрации. Процесс отстаивания является в большинстве случаев первой стадией в разрушении эмульсии, центрифугирование и фильтрация в промышленности не применяются вследствие низкой экономической эффективности.

Термический способ разрушения нефтяных эмульсий основан на применении тепла. При нагревании эмульсии пленка эмульгатора расширяется и лопается, а капельки жидкости (воды) сливаются друг с другом, внизу отстаивается вода, вверху - нефть.

Химический способ разрушения нефтяной эмульсии основан на применении веществ - деэмульгаторов, которые либо вытесняют действующий эмульгатор, либо растворяют его, благодаря чему эмульсия разрушается.

Электрический способ основан на том, что под действием электрического поля, создаваемого высоким напряжением электрического тока, пленка разрывается, эмульсия разрушается (Суханов В.П. «Переработка нефти». Москва: Высшая школа, 1979 г., стр. 31).

Цель всех способов - разрушить эмульсионную пленку и высвободить воду. Все описанные выше способы либо недостаточно эффективны и требуют дополнения другим способом (отстаивание), либо трудоемкие, материалоемкие, энергоемкие (термический и химический), либо энергоемкие и требуют применения сложного дорогостоящего оборудования (электрический).

Задачей данного изобретения является нахождение способа разрушения эмульсии, а значит и обезвоживания, свободного от этих недостатков.

Решение поставленной задачи достигается тем, что нефть обезвоживается и обессоливается с помощью криолиза, т.е. замораживанием в определенном технологическом режиме.

На основании материалов, изложенных в части I заявки, следует ожидать разрушения эмульсионной пленки с помощью криолиза. Механизм прост. При криолизе молекулы эмульгатора распадаются на свободные радикалы, которые нейтрализуются водородными связями воды в капле, и пленка разрывается. Синергизмом этому способу обладает и еще один параллельно идущий механизм воздействия на пленку при криолизе.

Как известно, вода при замерзании расширяется, а вещество пленки эмульгатора, как и всякое вещество, кроме воды, сжимается, что также способствует разрушению пленки эмульгатора. При размораживании освобожденная от эмульсионной пленки вода отстаивается внизу, нефть находится наверху.

Для этого способа криолиз целесообразно проводить в емкостях с коническим низом. Конус внизу емкости позволяет четко увидеть конец истекания воды и начало истекания нефти. При этом надо просто перекрыть кран и отделение нефти от воды закончено.

Предлагаемый способ разрушения пленки эмульгатора, а следовательно, обезвоживания и обессоливания с помощью криолиза подтвержден экспериментально

В качестве экспериментальной использовалась пластовая нефть с определенным в лаборатории содержанием воды 18,3% (исходная нефть). Далее навески нефти помещались в полиэтиленовые емкости с коническим дном и затем подвергались криолизу в течение суток. Одна емкость при температуре (-38)°C, другая (-60)°C. После размораживания граница раздела вода-нефть четко обозначена. Через проделанное в коническом дне емкости отверстие вода вытекла из емкости.

Результаты криолизной обработки пластовой нефти сведены в таблицу №4

Из таблицы видно, что максимальное количество отделенной от нефти воды получено при температуре криолиза -60°C.

Криолиз пластовой нефти позволяет провести эффективное обезвоживание и обессоливание (частичное или полное) нефти. Очень важно и то, что параллельно с обезвоживанием в результате криолиза в режимах, описанных в части I настоящей заявки, нефть значительно обогащается светлыми топливными фракциями.

После стабилизации (отделения полученных в результате криолиза легколетучих газовых фракций) обогащенную светлыми фракциями нефть можно транспортировать на нефтеперерабатывающий завод для дальнейшей переработки.

Возможен и другой вариант. После стабилизации нефти провести перегонку нефти с однократным испарением в трубчатых печах и далее продукты перегонки - светлые фракции и мазут отправлять на НПЗ.

Вывод

Обработка пластовой нефти криолизом позволяет провести эффективную деэмульсацию ее и, следовательно, обезвоживание и обессоливание (частичное или полное), а также, параллельно, обогащение нефти светлыми топливными фракциями.

Способ достаточно прост в реализации, не требует больших трудовых и материальных затрат, экологически чист, высокоэкономичен, особенно в сочетании с перегонкой нефти с однократным испарением на промыслах.

II-2. Переработка нефти на НПЗ

Нефть на нефтеперерабатывающий завод может поступать с промысла:

A) Обезвоженная и обессоленная до норм Технических Условий по текущей (ныне действующей) технологии.

Б) Обезвоженная и обессоленная (полностью или частично) с помощью криолиза - обогащенная светлыми фракциями.

B) Обезвоженная и обессоленная (частично или полностью), подвергнутая криолизу и разделенная на светлые фракции и мазут однократным испарением в трубчатой печи.

В случае а) нефть обезвоживается и обессоливается по текущей технологии и перед фракционированием, подвергается криолизу по технологии, описанной в разделе I на НПЗ.

В случае б) и в) - подвергается переработке (фракционированию) без криолизной обработки (криолиз проведен на промысле по II-1).

В случае если нефть содержит высокий процент светлых фракций (70%-80%), вероятно, подвергать ее криолизу не целесообразно, в этом случае целесообразно подвергать криолизу нефтяной остаток - мазут.

II-3. По текущей (действующей) технологии мазут подвергается вакуумной перегонке, что требует применения достаточно дорогостоящего оборудования, и как и все технологические операции с нефтью, эта технология не является экологически чистой. Была проведена работа по криолизной обработке мазута с дальнейшим фракционированием.

Эксперимент был проведен следующим образом. Навески мазута, полученные по пп. II-2а, II-2б, II-2в, подогревались до температуры 40-50°C, вводилась донорная присадка. Далее навески подвергались криолизу в соответствии с разделом I для температуры -38°C. Для сравнения бралась навеска мазута, полученного по текущей технологии. После криолиза были отогнаны фракции до температуры 240°C. Результаты эксперимента сведены в таблицу №5.

Как видно из таблицы, криолизная обработка мазута достаточно эффективна, не требует дорогостоящего оборудования и по сравнению с вакуумной перегонкой экологически более чистая.

Способ управления технологическим процессом и номенклатурой выпускаемых нефтепродуктов при переработке нефти, заключающийся в ее физическом разделении на фракции, отличающийся тем, что для увеличения выхода наиболее ценных светлых топливных фракций нефть подвергают криолизу при температурах не выше -15°С в течение не менее 20 часов с предварительным введением в нее донорной присадки (воды) в количестве не менее 1% на различных этапах ее переработки:

- перед фракционированием, вместо вакуумной перегонки, на нефтепромыслах, где одновременно с повышением содержания топливных фракций в нефти происходит ее обезвоживание и обессоливание (частичное или полное), а также в различных сочетаниях этапов переработки, например перед фракционированием и вместо вакуумной перегонки или на нефтепромыслах и вместо вакуумной перегонки.

www.findpatent.ru

ГОСТ 26432-85 Топлива нефтяные жидкие. Ограничительный перечень и порядок назначения. // Нефть и нефтепродукты // Стандарты

ГОСТ 26432-85

Группа Т00

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

ТОПЛИВА НЕФТЯНЫЕ ЖИДКИЕ

Ограничительный перечень и порядок назначения

Petroleum liquid fuels.

Limited list and order of application

ОКСТУ 0209

Дата введения 1986-01-01

УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 20 декабря 1984 г. № 116.

ПЕРЕИЗДАНИЕ.

Настоящий стандарт устанавливает ограничительный перечень и порядок назначения жидких нефтяных топлив, допускаемых к применению в технике для народного хозяйства.

На основании настоящего стандарта допускается министерствам (ведомствам) - разработчикам техники разрабатывать отраслевые стандарты, устанавливающие ограничительные перечни нефтяных топлив и порядок их назначения в изготовляемую технику.

Область применения топлив приведена в приложении 1.

Перечень нефтяных топлив, не допускаемых к назначению во вновь разрабатываемую или модернизируемую технику, приведен в приложении 2.

Стандарт не распространяется на топлива для двигателей военной техники и топлива, предназначенные для экспорта.

1. ОГРАНИЧИТЕЛЬНЫЙ ПЕРЕЧЕНЬ ТОПЛИВ

1.1. Ограничительный перечень топлив, назначаемых во вновь разрабатываемую и модернизируемую технику, в том числе силовые установки, приведен в табл. 1.

Таблица 1

Наименование топлива

Нормативно-техническая документация, по которой изготовляют топливо

Условное обозначение видов техники

 

1. БЕНЗИНЫ

 

1.1. Бензины авиационные

1.1.1. Бензин авиационный Б-91/115

ГОСТ 1012-72

1

1.2. Бензины автомобильные

1.2.1. Бензин автомобильный А-76

ГОСТ 2084 - 77

2, 3, 8, 9

1.2.2. Бензин автомобильный АИ-93

ГОСТ 2084 - 77

2

1.2.3. Бензин автомобильный А-72

ГОСТ 2084 - 77

9

2. ГАЗОТУРБИННЫЕ ТОПЛИВА

2.1. Топливо для авиационных газотурбинных двигателей

2.1.1. Топлива для реактивных .двигателей*:

ТС-1

РТ

ГОСТ 10227-86

1

1

2.2. Топливо для транспортных и стационарных энергетических установок

2.2.1. Топливо нефтяное для газотурбинных установок ТГ

ГОСТ 10433 - 75

5, 6, 8

3. ДИЗЕЛЬНЫЕ ТОПЛИВА

3.1. Топлива для быстроходных дизелей

3.1.1. Топлива дизельные марок*

З-0,5; Л-0,5; А-0,4

ГОСТ 305-82

2, 3, 4, 5, 6

3.2. Топлива для среднеоборотных и малооборотных дизелей

3.2.1. Топливо моторное для среднеоборотных и малооборотных .дизелей марок* ДТ, ДМ

ГОСТ 1667-68

4, 5, 6

4. МАЗУТЫ

 

4.1. Мазут марок* М 40, М 100

ГОСТ 10585 - 75

5, 6, 8

4.2. Топливо нефтяное для мартеновских печей марок* МП,

МП-1, МПВА

ГОСТ 14298 - 79

7

5. БЫТОВЫЕ ТОПЛИВА

 

5.1. Топливо печное бытовое ТПБ

НТД

10

5.2. Керосин осветительный

10

Примечания: 1. Для топлив отмеченных знаком*, отработку двигателей проводят на всех марках данного топлива.

2. Нормативно-техническая документация, ссылки на которую даны в табл. 1, приведена в приложении 3.

1.2. Условные обозначения видов техники приведены в табл. 2.

Таблица 2

Вид техники

Условное обозначение

Авиационная техника

1

Автотранспортная техника

2

Тракторы и сельскохозяйственные машины

3

Изделия дизелестроения

4

Судовая техника

5

Энергетические установки стационарного и передвижного типа

6

Металлургическое оборудование

7

Установки народнохозяйственного назначения

8

Моторы малых форм (лодочные, мотоциклетные и т. д.)

9

Установки бытового назначения

10

2. ПОРЯДОК НАЗНАЧЕНИЯ ТОПЛИВ

2.1. Разработчики техники совместно с ее заказчиками по согласованию с головными организациями по химмотологии выбирают и назначают топлива из ограничительного перечня настоящего стандарта или из ограничительных перечней на нефтяные топлива, установленных отраслевыми стандартами, разработанными на основе настоящего стандарта.

2.2. Допускается применение вновь разрабатываемых нефтяных топлив, не включенных в ограничительный перечень настоящего стандарта, но разрешенных к применению Государственной междуведомственной комиссией по испытанию топлив, масел, смазок и специальных жидкостей при Госстандарте, до внесения изменения.

2.3. Основные и дублирующие марки топлив назначают из числа марок, предусмотренных ограничительным перечнем или разрешенных к применению в соответствии с п. 2.2, на стадии разработки и согласования химмотологических карт по ГОСТ 25549 - 90.

2.4. Применение топлив на серийной технике, находящейся в эксплуатации, определяют по согласованию с головными организациями по химмотологии при пересмотре нормативно-технической документации на образцы техники.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Обязательное

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЖИДКИХ ТОПЛИВ

Марка топлива

Область применения

1.1.1. Б-91/115

Авиационные поршневые двигатели

1.2.1. А-76

Легковые и грузовые автомобили среднего форсирования; мотоциклы и лодочные моторы с высокофорсированными двигателями

1.2-2. АИ-93

Легковые автомобили с высокофорсированными двигателями

1.2.3. А-72

Микро- и малолитражные карбюраторные двигатели

2.1.1. ТС-1, ТР

Реактивные авиационные двигатели

2.2.1. ТГ

Стационарные газотурбинные и парогазовые энергетические установки, газотурбинные транспортные установки, а также вспомогательные дизели

3.1.1. Л-0,5; 3-0,5; А-0,4

Быстроходные дизели и газотурбинные двигатели наземной и судовой техники

3.2.1. ДТ, ДМ

Среднеоборотные и малооборотные дизельные двигатели

4.1. М 40, М 100

Транспортные и стационарные котельные, технологические установки и тихоходные судовые дизельные двигатели

4.2. МП, МП-1, МПВА

Мартеновские печи

5.1. ТПБ

Снабжение населения и обеспечение коммунально-бытовых нужд

5.2. Керосин осветительный

Снабжение населения и обеспечение коммунально-бытовых нужд

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Обязательное

ПЕРЕЧЕНЬ НЕФТЯНЫХ ЖИДКИХ ТОПЛИВ,

НЕ ДОПУСКАЕТСЯ К НАЗНАЧЕНИЮ ВО ВНОВЬ РАЗРАБАТЫВАЕМУЮ

ИЛИ МОДЕРНИЗИРОВАННУЮ ТЕХНИКУ

Марки топлив, приведенные в настоящем перечне, не допускается назначать в технику, разрабатываемую или модернизируемую с 01.01.86.

Группа топлив

Марка

Бензины

АИ-98; Б-95/130; Б-70

Топливо для авиационных газотурбинных двигателей

Т-1

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Справочное

НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ

НА НЕФТЯНЫЕ ЖИДКИЕ ТОПЛИВА

Наименование топлива

Обозначение НТД

Топливо печное бытовое

ТУ 38.101 656 - 76

Текст документа сверен по:

официальное издание

М.: ИПК Издательство стандартов , 1996

neftegaz.ru

Законы :: Нефтепродукты. Номенклатура показателей. Технические условия.

ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений Приказ Ростехрегулирования от 07.12.2004 N 99-ст ГОСТ Р от 07.12.2004 N 8.595-2004

читать полностью

ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды (с Изменениями N 1, 2, 3) ГОСТ от 26.06.1965 N 2477-65 Постановление Госстандарта СССР от 26.06.1965

читать полностью

МУ 2.2.2.1844-04 Санитарно-эпидемиологическая экспертиза продукции нефтепереработки и нефтехимии МУ от 06.03.2004 N 2.2.2.1844-04 Постановление Главного государственного санитарного врача РФ от 06.03.2003 Нормы, правила и нормативы органов государственного надзора

читать полностью

ГОСТ 6356-75 Нефтепродукты. Метод определения температуры вспышки в закрытом тигле (с Изменениями N 1, 2, 3) Постановление Госстандарта СССР от 03.09.1975 N 2321 ГОСТ от 03.09.1975 N 6356-75

читать полностью

ГОСТ 1461-75* Нефть и нефтепродукты. Метод определения зольности (с Изменениями N 1, 2, 3) Постановление Госстандарта СССР от 25.06.1975 N 1933 ГОСТ от 25.06.1975 N 1461-75*

читать полностью

ГОСТ 20284-74 Нефтепродукты. Метод определения цвета на колориметре ЦНТ (с Изменениями N 1, 2) Постановление Госстандарта СССР от 13.11.1974 N 2503 ГОСТ от 13.11.1974 N 20284-74

читать полностью

Изменение N 2 ГОСТ 20284-74 Нефтепродукты. Метод определения цвета на колориметре ЦНТ Постановление Госстандарта СССР от 12.06.1990 N 1505 ГОСТ от 12.06.1990 N 20284-74

читать полностью

ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей (с Изменениями N 1, 2) Постановление Госстандарта СССР от 04.04.1976 N 311 ГОСТ от 04.04.1976 N 21534-76

читать полностью

ГОСТ 6793-74 Нефтепродукты. Метод определения температуры каплепадения (с Изменениями N 1, 2, 3) Постановление Госстандарта СССР от 28.03.1974 N 712 ГОСТ от 28.03.1974 N 6793-74

читать полностью

ГОСТ 17216-2001 Чистота промышленная. Классы чистоты жидкостей Постановление Госстандарта России от 25.12.2001 N 595-ст ГОСТ от 25.12.2001 N 17216-2001

читать полностью

ГОСТ Р 8.610-2004 ГСИ. Плотность нефти. Таблицы пересчета Приказ Ростехрегулирования от 28.12.2004 N 130-ст ГОСТ Р от 28.12.2004 N 8.610-2004

читать полностью

ГОСТ Р 52361-2005 Контроль объекта аналитический. Термины и определения Приказ Ростехрегулирования от 14.07.2005 N 192-ст ГОСТ Р от 14.07.2005 N 52361-2005

читать полностью

ГОСТ Р 52531-2006 Дистилляты нефтяные. Хроматографический метод определения метил-третбутилового эфира Приказ Ростехрегулирования от 09.03.2006 N 28-ст ГОСТ Р от 09.03.2006 N 52531-2006

читать полностью

ГОСТ Р 52755-2007 Топливо жидкое композитное. Технические условия Приказ Ростехрегулирования от 11.10.2007 N 261-ст ГОСТ Р от 11.10.2007 N 52755-2007

читать полностью

ГОСТ 1667-68 Топливо моторное для среднеоборотных и малооборотных дизелей. Технические условия (с Изменениями N 2, 3, 4, 5) ГОСТ от 01.02.1968 N 1667-68 Постановление Госстандарта СССР от 01.02.1968

читать полностью

law.rufox.ru

ГОСТ 26432-85 Топлива нефтяные жидкие. Ограничительный перечень и порядок назначения

Текст ГОСТ 26432-85 Топлива нефтяные жидкие. Ограничительный перечень и порядок назначения



ГОСТ 26432-85

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

ТОПЛИВА

НЕФТЯНЫЕ ЖИДКИЕ

ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ

Издание официальное

Москва

Стандартинформ

2010

УДК 662.752:006.354

Группа ТОО

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ
ТОПЛИВА НЕФТЯНЫЕ ЖИДКИЕ
Ограничительный перечень и порядок назначения

ГОСТ

26432-85

Petroleum liquid fuels. Limited list and order of application

MKC 01.040.75 75.160.20 ОКСТУ 0209

Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 20 декабря 1984 г. № 116 дата введения установлена

01.01.86

Настоящий стандарт устанавливает ограничительный перечень и порядок назначения жидких нефтяных топлив, допускаемых к применению в технике для народного хозяйства.

На основании настоящего стандарта допускается министерствам (ведомствам) — разработчикам техники разрабатывать отраслевые стандарты, устанавливающие ограничительные перечни нефтяных топлив и порядок их назначения в изготовляемую технику.

Область применения топлив приведена в приложении 1.

Перечень нефтяных топлив, не допускаемых к назначению во вновь разрабатываемую или модернизируемую технику, приведен в приложении 2.

Стандарт не распространяется на топлива для двигателей военной техники и топлива, предназначенные для экспорта.

1. ОГРАНИЧИТЕЛЬНЫЙ перечень топлив

1.1. Ограничительный перечень топлив, назначаемых во вновь разрабатываемую и модернизируемую технику, в том числе силовые установки, приведен в табл. 1.

Таблица 1

Наименование топлива

Нормативно-техническая документация,

Условное обозначение видов

по которой изготовляют топливо

техники

1.1.    Бензины авиационные

1.1.1.    Бензин авиационный Б-91/115

1.2. Бензины автомобильные

1.2.1.    Бензин автомобильный А-76

1.2.2.    Бензин автомобильный АИ-93

1.2.3.    Бензин автомобильный А-72

1. БЕНЗИНЫ

ГОСТ 1012-72

ГОСТ 2084-77* ГОСТ 2084-77 ГОСТ 2084-77

1

2, 3, 8, 9 2 9

*На территории Российской Федерации установлено применение ГОСТ 2084—77 только в отношении продукции, выпущенной в оборот до 1 января 2009 г.

Издание официальное

Переиздание. Июнь 2010 г.

Перепечатка воспрещена

© Издательство стандартов, 1985 © СТАНДАРТИНФОРМ, 2010

Продолжение табл. 1

Наименование топлива

Нормативно-техническая документация, по которой изготовляют топливо

Условное обозначение видов техники

2. ГАЗОТУРБИННЫЕ ТОПЛИВА

2.1.    Топливо для авиационных газотурбинных двигателей

2.1.1.    Топлива для реактивных двигателей*

ТС-1

ГОСТ 10227-86

РТ

2.2. Топливо для транспортных и стационарных энергетических установок

2.2.1. Топливо нефтяное для газотурбинных установок ТГ

ГОСТ 10227-86

ГОСТ 10433-75

1

1

5, 6, 8

3. ДИЗЕЛЬНЫЕ ТОПЛИВА

3.1.    Топлива для быстроходных дизелей

3.1.1.    Топлива дизельные марок* 3-0,5; Л-0,5; А-0,4

3.2. Топлива для среднеоборотных и малооборотных дизелей

3.2.1.    Топливо моторное для среднеоборотных и малооборотных дизелей марок* ДТ, ДМ

ГОСТ 305-82

ГОСТ 1667-68

4.1. Мазут марок* М40, М100

4. МАЗУТЫ

ГОСТ 10585-99

4.2. Топливо нефтяное для мартеновских печей марок* МП, МП-1, МПВА

ГОСТ 14298-79

2, 3, 4, 5, 6

4,    5, 6

5,    6, 8 7

5.1.    Топливо печное бытовое ТПБ

5.2.    Керосин осветительный

5. БЫТОВЫЕ ТОПЛИВА

нтд

10

10

Примечания:

1.    Для топлив, отмеченных знаком*, отработку двигателей проводят на всех марках данного топлива.

2.    Нормативно-техническая документация, ссылки на которую даны в табл. 1, приведена в приложении 3.

1.2. Условные обозначения видов техники приведены в табл. 2.

Таблица 2

Вид техники

Авиационная техника

Автотранспортная техника

Тракторы и сельскохозяйственные машины

Изделия дизелестроения

Судовая техника

Энергетические установки стационарного и передвижного типа Металлургическое оборудование Установки народно-хозяйственного назначения Моторы малых форм (лодочные, мотоциклетные и т. д.) Установки бытового назначения

Условное обозначение

2

3

4

5

6

7

8

9

10

2. ПОРЯДОК НАЗНАЧЕНИЯ ТОПЛИВ

2.1.    Разработчики техники совместно с ее заказчиками по согласованию с головными организациями по химмотологии выбирают и назначают топлива из ограничительного перечня настоящего стандарта или из ограничительных перечней на нефтяные топлива, установленных отраслевыми стандартами, разработанными на основе настоящего стандарта.

2.2.    Допускается применение вновь разрабатываемых нефтяных топлив, не включенных в ограничительный перечень настоящего стандарта, но разрешенных к применению Государственной междуведомственной комиссией по испытанию топлив, масел, смазок и специальных жидкостей при Госстандарте, до внесения изменения.

2.3.    Основные и дублирующие марки топлив назначают из числа марок, предусмотренных ограничительным перечнем или разрешенных к применению в соответствии с п. 2.2, на стадии разработки и согласования химмотологических карт по ГОСТ 25549—90.

2.4.    Применение топлив на серийной технике, находящейся в эксплуатации, определяют по согласованию с головными организациями по химмотологии при пересмотре нормативно-технической документации на образцы техники.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Обязательное

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЖИДКИХ ТОПЛИВ

Марка топлива

Область применения

1.1.1. Б-91/115

Авиационные поршневые двигатели

1.2.1. А-76

Легковые и грузовые автомобили среднего форсирования; мотоциклы и лодочные моторы с высокофорсированными двигателями

1.2.2. АИ-93

Легковые автомобили с высокофорсированными двигателями

1.2.3. А-72

Микро- и малолитражные карбюраторные двигатели

2.1.1. ТС-1, РТ

Реактивные авиационные двигатели

2.2.1. ТГ

Стационарные газотурбинные и парогазовые энергетические установки, газотурбинные транспортные установки, а также вспомогательные дизели

3.1.1. Л-0,5; 3-0,5; А-0,4

Быстроходные дизели и газотурбинные двигатели наземной и судовой техники

3.2.1. ДТ, ДМ

Среднеоборотные и малооборотные дизельные двигатели

4.1. М40, М100

Транспортные и стационарные котельные, технологические установки и тихоходные судовые дизельные двигатели

4.2. МП, МП-1, МПВА

Мартеновские печи

5.1. ТПБ

Снабжение населения и обеспечение коммунально-бытовых нужд

5.2. Керосин осветительный

Снабжение населения и обеспечение коммунально-бытовых нужд

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Обязательное

ПЕРЕЧЕНЬ НЕФТЯНЫХ ЖИДКИХ ТОПЛИВ, НЕ ДОПУСКАЕМЫХ К НАЗНАЧЕНИЮ ВО ВНОВЬ РАЗРАБАТЫВАЕМУЮ ИЛИ МОДЕРНИЗИРОВАННУЮ ТЕХНИКУ

Марки топлив, приведенные в настоящем перечне, не допускается назначать в технику, разрабатываемую или модернизируемую с 01.01.86.

Группа топлив

Марка

Бензины

Топливо для авиационных газотурбинных двигателей

АИ-98;

Т-1

Б-95/130; Б-70

ПРИЛОЖЕНИЕ 3 Справочное

НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ НА НЕФТЯНЫЕ
ЖИДКИЕ ТОПЛИВА

Наименование топлива

Обозначение НТД

Топливо печное бытовое

ТУ 38.101 656-76

СОДЕРЖАНИЕ

ГОСТ 4.25-83

ГОСТ 1510-84 ГОСТ 2517-85 ГОСТ 9965-76 ГОСТ 26098-84 ГОСТ 26432-85

Система показателей качества продукции. Нефтепродукты. Топлива жидкие.

Номенклатура показателей.......................................... 3

Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение . 17

Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб............................51

Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия........79

Нефтепродукты. Термины и определения............................... 83

Топлива нефтяные жидкие. Ограничительный перечень и порядок назначения. . . 95

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ Общие правила и нормы

БЗ 8-2009

Редактор М.И. Максимова Технический редактор В.Н. Прусакова Корректор М.В. Бучная Компьютерная верстка А.Н. Золотаревой

Сдано в набор 24.05.2010.

Печать офсетная.

Подписано в печать 02.08.2010. Формат 60x84 Ve- Бумага офсетная. Гарнитура Таймс. Уел. печ. л. 11,63. Уч.-издл. 9,70. Тираж 360 экз. Изд. № 3905/2. Зак. 622.

ФГУП «СТАНДАРТИНФОРМ», 123995 Москва, Гранатный пер., 4.     

Набрано во ФГУП «СТАНДАРТИНФОРМ» на ПЭВМ.

Отпечатано в филиале ФГУП «СТАНДАРТИНФОРМ» — тип. «Московский печатник», 105062 Москва, Лялин пер., 6.

allgosts.ru

Номенклатура статей - Энциклопедия по экономике

При калькулировании себестоимости единицы продукции все прямые затраты относятся прямо на каждый продукт, а комплексные, исчисленные на основе специальных смет, составляемых по типовой номенклатуре статей, распределяются пропорционально определенным признакам.  [c.248] Специфические особенности отдельных отраслей нефтяной промышленности определили и существенные различия в номенклатуре статей калькуляции продукции этих отраслей.  [c.251]

Третья особенность нефтедобычи заключается в большой ее энергоемкости. Подъем нефти из скважин на поверхность требует большого расхода электроэнергии, сжатого воздуха или газа, пара и т. п. Большой удельный вес этих расходов вызывает необходимость предусматривать в номенклатуре статей калькуляционного листа отдельную статью для учета энергетических затрат на извлечение нефти.  [c.79]

Во-первых, газовые скважины эксплуатируются только одним способом — фонтанным. Поэтому в номенклатуре статей себестоимости добычи газа и конденсата отсутствуют энергетические затраты.  [c.80]

Но для оперативного руководства производственно-хозяйственной деятельностью предприятия недостаточно знать только уровень себестоимости продукции. Чтобы правильно руководить работой предприятия, необходимо, кроме того, знать фактические расходы на единицу продукции по отдельным слагаемым (статьям) себестоимости сырье и основные материалы, заработная плата, амортизация, текущий ремонт и т. д. Разработка номенклатуры (перечня) статей себестоимости является вторым важным вопросом, который должен быть правильно решен при организации учета затрат производства. При решении этого вопроса так же, как и при установлении объектов учета, следует исходить из особенностей производства. В разных отраслях промышленности номенклатура статей себестоимости различна. При этом, однако, надо соблюдать и общие требования, предъявляемые к номенклатуре статей себестоимости в любой отрасли. Наиболее важное из них— соблюдение принципа экономической однородности расходов, объединяемых определенной статьей. Каждая отдельно взятая статья себестоимости не должна содержать расходов основных и накладных, переменных и постоянных, прямых и косвенных. Она должна состоять или только из основных, или только из накладных расходов в нее должны входить или только постоянные, или только переменные расходы. Иными словами, отдельная статья себестоимости должна объединять расходы, относящиеся только к одной классификационной группе. Далее, чтобы номенклатура статей могла дать полное представление об основных слагаемых себестоимости, ее следует в достаточной мере детализировать. Вместе с тем она не должна быть очень громоздкой. Некоторые расходы (например, общезаводские) целесообразно объединять и показывать в калькуляции комплексными статьями. Выделение тех или иных расходов в самостоятельную статью калькуляции зависит в основном от удельного веса (доли) данного расхода в себестоимости продукции.  [c.164]

Отнесение затрат на производство, непосредственно на объекты учета, возможно лишь в отношении прямых расходов. Косвенные расходы предварительно собираются по местам их возникновения (участкам, стадиям производственного процесса, цехам и т. п.) и статьям затрат, а затем они распределяются по объектам учета. Разработка номенклатуры статей косвенных расходов (в большинстве случаев являющихся накладными расходами) и обоснование способов их распределения между объектами учета составляет третий очень важный вопрос организации учета затрат производства и калькуляции себестоимости продукции. Существует много разнообразных способов распределения косвенных расходов по объектам учета. Обычно косвенные расходы распределяются по объектам учета пропорционально какому-либо прямому признаку. Такими признаками (базисом) могут быть прямая заработная плата производственных рабочих (без прогрессивно-премиальных доплат) человеко-часы, отработанные производственными рабочими количество или стоимость израсходованного сырья общая сумма прямых затрат сумма прямых затрат за вычетом стоимости сырья, основных материалов и полуфабрикатов скважино-месяцы эксплуатации цеховая себестоимость и т. п. Задача состоит в том, чтобы выбрать из многочисленных способов распределения такой, который наиболее полно отвечал бы особенностям данного производства.  [c.165]

Номенклатура статей затрат на добычу нефти и газа  [c.170]

Затраты на добычу нефти и газа учитываются в целом по нефтегазодобывающему управлению по следующей номенклатуре статей.  [c.170]

По изложенной номенклатуре статей затраты учитываются на счете Основное производство , субсчет Добыча нефти и газа .  [c.172]

Основное производство нефтегазодобывающих управлений подразделяется на цехи, а цехи на внутрицеховые производства (рис. VI.1). По каждому внутрицеховому подразделению (виду производства) или по цеху в целом (если нет внутрицеховых подразделений) учет затрат ведется по нижеследующей номенклатуре статей.  [c.172]

В номенклатуре статей затрат на основное производство в нефтегазодобыче имеются, как мы уже видели, комплексные статьи цеховых и общепроизводственных расходов.  [c.174]

Аналитический учет цеховых расходов ведется отдельно по каждому цеху основного и вспомогательного производства по номенклатуре статей, установленной инструкцией по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа.  [c.175]

Затраты газопромыслового управления на добычу природного-газа и конденсата учитываются по следующей номенклатуре статей.  [c.181]

Объекты учета и номенклатура статей затрат на основное производство в нефтепереработке  [c.188]

По каждому объекту учета затраты учитывают по следующей номенклатуре статей.  [c.189]

XII. Цеховые расходы затраты на организацию,обслуживание и управление производством в цехе. Эти расходы учитываются по установленной номенклатуре статей на счете Цеховые расходы , а затем одной комплексной статьей списываются на основное производство.  [c.190]

Мы рассмотрели три первых основных вопроса, связанных с организацией аналитического учета расходов основного производства и калькуляцией себестоимости нефтепродуктов объект учета, номенклатуру статей затрат и методы распределения косвенных расходов. Кроме того, нами рассмотрены учет и порядок включения в себестоимость потерь от брака в производстве и от простоев. Теперь мы можем приступить к последнему вопросу --к изучению методов распределения затрат между нефтепродуктами и к определению (расчету) их себестоимости.  [c.195]

На оборотной стороне калькуляционного листа дается расшифровка затрат по установленной номенклатуре статей.  [c.199]

Объекты учета и номенклатура статей затрат основного производства в бурении  [c.207]

Но организация аналитического учета затрат на производство не ограничивается выбором объекта учета. Необходимо, кроме того, установить номенклатуру статей затрат по каждому объекту, в данном случае по каждому виду работ в цикле строительства скважины. Удельный вес затрат по каждому элементу цикла строительства скважин неодинаков. Поэтому по разным объектам  [c.207]

Номенклатуру статей затрат на основное производство рассмотрим отдельно по каждому объекту учета.  [c.208]

II. Строительство и разборка сооружений. Аналитический учет затрат по данному элементу цикла строительства скважин ведется по следующей номенклатуре статей 1) расходы на материалы — лесные материалы (лес круглый, брусья, доски, тес и др.), прочие материалы — болты, гайки, скобы, гвозди, канаты, проволока, толь, рубероид, железо, цемент и другие материалы, расходуемые при строительстве (перетаскивании) вышек и привышечных сооружений 2) заработная плата основная плотников, слесарей, бетонщиков и других рабочих, непосредственно участвующих в выполнении данных работ 3) транспортные расходы по доставке материалов, оборудования и инструмента со складов и баз конторы бурения на место производства работ  [c.208]

III. Монтаж и демонтаж бурового оборудования. Учет затрат по этому виду работ, а также по испытанию скважины на продуктивность ведется по той же номенклатуре статей, что и по строительству вышек и привышечных сооружений.  [c.209]

Учет затрат на бурение ведут по следующей номенклатуре статей.  [c.209]

Накладные расходы учитываются на одноименном счете по установленной номенклатуре статей. Учет этих расходов ведется отдельно по основному производству и по каждому цеху вспомогательного производства По окончании месяца накладные расходы списываются с этого счета на соответствующие счета-потребители, для чего составляются следующие проводки  [c.213]

Данная номенклатура статей затрат вспомогательного производства только примерная. Она используется только в нефтепереработке. Группировка затрат на вспомогательное производство нефтегазодобывающей промышленности несколько отличается от приведенной номенклатуры статей. Так, например, во всех вспомогательных цехах управления буровых работ цеховые и общезаводские расходы заменяются одной статьей накладных расходов. Кроме того, в качестве самостоятельных статей выделяются транс-  [c.216]

После разложения себестоимости переработанных полуфабрикатов своего производства на отдельные слагаемые необходимо перегруппировать статьи калькуляционного листа. Дело в том,что отчет о себестоимости товарной продукции составляется по общепромышленной номенклатуре статей, номенклатура же статей в отраслевых калькуляциях, в том числе в добыче и переработке нефти и газа, значительно отличается от нее. Поэтому и возникает необходимость в перегруппировке статей. В одном случае приходится объединять несколько статей калькуляционного листа, чтобы заполнить в отчете одну статью по общепромышленной номенклатуре, в другом, наоборот, разделить одну статью на несколько слагаемых, чтобы показать их в разных статьях отчета. Порядок перегруппировки (переложения) калькуляционных статей регламентируется министерством соответствующей отрасли промышленности.  [c.294]

Но для оперативного руководства производственно-хозяйственной деятельностью предприятия недостаточно знать только уровень себестоимости продукции. Чтобы правильно руководить работой предприятия, необходимо, кроме того, знать фактические расходы на единицу продукции по отдельным слагаемым (статьям) себестоимости сырье и основные материалы, заработная плата, амортизация, текущий ремонт и т. д. Разработка номенклатуры (перечня) статей себестоимости является вторым важным вопросом, который должен быть правильно решен при организации учета затрат производства. При решении этого вопроса так же, как и при установлении объектов учета, следует исходить из особенностей производства. В разных отраслях промышленности номенклатура статей себестоимости различна. При этом, однако, надо соблюдать и общие требования, предъявляемые к номенклатуре статей себестоимости в любой отрасли. Наиболее важное из них — соблюдение принципа экономической однородности расходов, объединяемых определенной статьей. Каждая отдельно взятая статья себестоимости не должна содержать расходов основных и накладных, переменных и постоянных, прямых и косвенных. Она должна состоять или только из основных, или только из накладных расходов в нее должны входить или только постоянные, или только переменные расходы. Иными словами, отдельная статья себестоимости должна объединять расходы, относящиеся только к одной классификационной группе. Далее, чтобы номенклатура статей могла дать полное представление об основных слагаемых себе-  [c.191]

Резюмируем изложенное. При организации текущего учета затрат производства и калькуляции себестоимости продукции необходимо решить следующие основные вопросы 1) выбрать объекты учета затрат 2) разработать номенклатуру статей себестоимости 3) установить номенклатуру статей косвенных расходов и методы их распределения по объектам учета 4) определить методы распределения затрат между отдельными видами и сортами продукции и выбрать калькуляционную единицу. Весь этот комплекс вопросов надо решать, исходя из особенностей технологии и организации производства конкретной отрасли промышленности и отдельного предприятия.  [c.193]

В соответствии с Инструкцией по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа, утвержденной Министерством нефтяной промышленности СССР затраты на добычу нефти и газа учитываются в целом по нефтегазодобывающему управлению по следующей номенклатуре статей.  [c.198]

В то р а я особенность состоит в том, что нефть из пласта поступает в скважину под действием гидродинамических сил самого. пласта. Но по мере извлечения нефти из пласта его гидродинамические силы ослабевают, пластовое давление падает, приток нефти в скважину уменьшается, дебит скважины снижается. Отсюда возникает необходимость не допускать падения пластового давления. Для этого в нефтеносный пласт через нагнетательные скважины закачивают воду или газ, чем достигается поддержание или восстановление естественной энергии пласта и стабильность дебита скважин. Иногда забой скважины подвергают специальной (например, солянокислотной) обработке, чтобы уменьшить сопротивление пород притоку нефти в скважину и, следовательно, увеличить отдачу пласта. Ясно, что расходы по увеличению отдачи пласта должны найти в номенклатуре статей себестоимости самостоятельное отражение.  [c.79]

Калькуляционной единицей может быть не только единица готовой продукции, но и единица полуфабриката, а также отдельная деталь или узел машины. Иногда даже одновременно с натуральной применяют условную калькуляционную единицу. Например, в вагоностроении определяется себестоимость натуральной единицы — одного вагона и. себестоимость единицы грузоподъемности, в энергетическом машиностроении — себестоимость одного двигателя и себестоимость единицы мощности. Калькуляционной единицей может быть также сложный измеритель — тонно-километр, кубо-километр (м3-км), метр-сутки проката, киловатт-час и т. д. Резюмируем изложенное. При организации текущего учета затрат производства и калькуляции себестоимости продукции необходимо решить следующие основные вопросы 1) выбрать объекты учета затрат 2) разработать номенклатуру статей себестоимости 3) установить номенклатуру статей косвенных расходов и методы их распределения по объектам учета 4) определить методы распределения затрат между отдельными видами и сортами продукции и выбрать калькуляционную единицу. Весь этот комплекс вопросов надо решать, исходя из особенностей технологии и организации производства конкретной отрасли промышленности и отдельного предприятия.  [c.166]

Цеховые и общезаводские расходы нефтеперерабатывающего предприятия учитываются в том же порядке, как и цеховые и общепроизводственные расходы (см. 5) нефтегазодобывающего предприятия, с той только разницей, что номенклатура статей этих расходов устанавливается инструкцией по планированию, учету и калькулированию себестоимости в нефтепереработке. Корреспонденция по счетам Общезаводские расходы и Общепроизводственные расходы , Цеховые расходы завода и Цеховые расходы нефтегазодобывающего управления абсолютно одинакова. По-зтому в дальнейшем изложении мы остановимся только на методах распределения цеховых и общезаводских расходов по объектам учета.  [c.191]

Последовательность расчета по разложению себестоимости товарных нефтепродуктов на калькуляционные статьи (исключая полуфабрикаты) приведена в табл. Х.З 1) на основании отчетных калькуляций составляют свод затрат по номенклатуре статей себестоимости по всем процессам и установкам основного производства, принятым за объект учета, причем в итог затрат (гр. 6) полуфабрикаты собственного производства не включают 2) определяют удельный вес в процентах каждой статьи (кроме полуфабрикатов) в общей сумме по своду затрат (гр. 7) 3) себестоимость товарных нефтепродуктов (итог гр. 8) разбивают по статьям затрат, исходя из удельного веса этих статей в калькуляционном своде затрат (итог гр. 8Хгр. 7). В основе этого расчета лежит условное допущение, что структура затрат на товарные нефтепродукты одинакова со структурой затрат на основное производство (за вычетом из них полуфабрикатов собственного изготовления). Вследствие особенностей нефтепереработки такое допущение не может намного расходиться с действительным положением.  [c.293]

economy-ru.info