Законодательная база Российской Федерации

"НЕФТЬ. ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ. ГОСТ Р 51858-2002" (утв. Постановлением Госстандарта РФ от 08.01.2002 N 2-ст)

9.1. Для определения механических примесей и парафина составляют накопительную пробу равных количеств нефти всех объединенных проб за период между измерениями. Пробу помещают в герметичный сосуд.

9.2. Массовую долю серы в нефти определяют по ГОСТ 1437 или по Приложению А [7].

При разногласиях в оценке качества нефти по массовой доле серы определение выполняют по ГОСТ 1437.

9.3. Плотность нефти при температуре 20 °C определяют по ГОСТ 3900, при температуре 15 °C - по ГОСТ Р 51069 или по Приложению А [2, 3, 8].

Плотность нефти на потоке в нефтепроводе определяют плотномерами. При разногласиях в оценке плотности нефти плотность определяют по ГОСТ 3900 или ГОСТ Р 51069.

9.4. Выход фракций нефти определяют по ГОСТ 2177 (метод Б).

9.5. Массовую долю воды определяют по ГОСТ 2477.

Допускается применять метод согласно Приложению А [5].

При разногласиях в оценке качества нефти массовую долю воды определяют по ГОСТ 2477 с использованием безводного ксилола или толуола.

9.6. Концентрацию хлористых солей в нефти определяют по ГОСТ 21534. Допускается применять метод согласно Приложению А [4].

При разногласиях в оценке качества нефти концентрацию хлористых солей определяют методом А по ГОСТ 21534 с кипячением водной вытяжки.

9.7. Массовую долю механических примесей определяют по ГОСТ 6370.

9.8. Давление насыщенных паров нефти определяют по ГОСТ 1756.

Допускается применять методы испытаний согласно Приложению А [9].

При разногласиях в оценке качества нефти давление насыщенных паров определяют по ГОСТ 1756.

9.9. Массовую долю сероводорода, метил- и этилмеркоптанов определяют по ГОСТ Р 50802.

9.10. Массовую долю парафина в нефти определяют по ГОСТ 11851.

9.11. Определение хлорорганических соединений в нефти - по Приложению А [6].

9.12. Разногласия, возникающие при оценке качества нефти по любому из показателей, разрешаются с использованием ГОСТ Р 8.580.