Введен в действие
Приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от 6 сентября 2016 г. N 1065-ст
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ
НЕФТЬ СЫРАЯ
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ МЕТОДОМ
КУЛОНОМЕТРИЧЕСКОГО ТИТРОВАНИЯ ПО КАРЛУ ФИШЕРУ
Crude oil. Determination of water content
coulometric Karl Fischer titration method
ГОСТ 33733-2016
МКС 75.040
Дата введения
1 июля 2017 года
Предисловие
Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0-2015 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2-2015 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила, рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены"
Сведения о стандарте
1 ПОДГОТОВЛЕН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 31 "Нефтяные топлива и смазочные материалы", Открытым акционерным обществом "Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти" (ОАО "ВНИИ НП") на основе собственного перевода на русский язык англоязычной версии стандарта, указанного в пункте 5
2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 27 июля 2016 г. N 89-П)
За принятие проголосовали:
Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97 Код страны по МК (ИСО 3166) 004-97 Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Армения AM Минэкономики Республики Армения
Беларусь BY Госстандарт Республики Беларусь
Киргизия KG Кыргызстандарт
Молдова MD Молдова-Стандарт
Россия RU Росстандарт
Таджикистан TJ Таджикстандарт
Узбекистан UZ Узстандарт
4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 6 сентября 2016 г. N 1065-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 33733-2016 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 июля 2017 г.
5 Настоящий стандарт идентичен стандарту ASTM D 4928-12 "Стандартный метод определения содержания воды в нефтях методом кулонометрического титрования по Карлу Фишеру" ("Standard test method for water in crude oils by coulometric Karl Fischer titration", IDT).
Стандарт разработан подкомитетом ASTM D02.02/COMQ "Измерения углеводородов при приемо-сдаточных операциях (совместно ASTM-API)" технического комитета D02 "Нефтепродукты, жидкие топлива и смазочные материалы") и комитета API "Измерение нефти".
Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного международного стандарта для приведения в соответствие с ГОСТ 1.5 (подраздел 3.6).
При применении настоящего стандарта рекомендуется использовать вместо ссылочных стандартов соответствующие им межгосударственные стандарты, сведения о которых приведены в дополнительном приложении ДА
6 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает метод определения содержания воды в сырой нефти в диапазоне от 0,02 до 5,00 массовых или объемных процентов. Известно, что меркаптаны (RSH) и сульфиды (S- или H2S) в пересчете на серу мешают проведению испытаний по настоящему методу, но при содержании менее 500 мкг/г (ppm) помехи от этих соединений незначительны (см. раздел 6).
1.2 Настоящий стандарт можно использовать для определения содержания воды в диапазоне от 0,005% масс. до 0,02% масс., но влияние помех меркаптанов и сульфидов при таких концентрациях не определено. Для диапазона от 0,005% масс. до 0,02% масс. показатели прецизионности или смещения не установлены.
1.3 Для настоящего метода используют имеющиеся в продаже реактивы для кулонометрического титрования по Карлу Фишеру.
1.4 Значения, установленные в единицах СИ, считают стандартными. В настоящем стандарте другие единицы измерения не используют.
1.5 В настоящем стандарте не предусмотрено рассмотрение всех вопросов обеспечения безопасности. Пользователь настоящего стандарта несет ответственность за установление соответствующих правил по технике безопасности и охране труда, а также определяет целесообразность применения законодательных ограничений перед его использованием.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
2.1 Стандарты ASTM <1>:
--------------------------------
<1> Уточнить ссылки на стандарты АСТМ можно на сайте АСТМ www.astm.org или в службе поддержки клиентов АСТМ: service@astm.org. В информационном томе ежегодного сборника стандартов (Annual Book of ASTM Standards) следует обращаться к сводке стандартов ежегодного сборника стандартов на странице сайта.
ASTM D 1193, Specification for reagent water (Спецификация на реактив воду)
ASTM D 4057, Practice for manual sampling of petroleum and petroleum products (API MPMS chapter 8.1) [Практика ручного отбора проб нефти и нефтепродуктов (API MPMS, раздел 8.1)]
ASTM D 4177, Practice for automatic sampling of petroleum and petroleum products (API MPMS chapter 8.2) [Практика автоматического отбора проб нефти и нефтепродуктов (API MPMS, раздел 8.1)]
ASTM D 5854, Practice for mixing and handling of liquid samples of petroleum and petroleum products (API MPMS chapter 8.3) [Практика по смешиванию и работе с жидкими образцами нефти и нефтепродуктов (API MPMS, раздел 8.3)]
ASTM E 203, Test method for water using volumetric Karl Fischer titration (Метод определения содержания воды с использованием волюметрического титрования по Карлу Фишеру)
2.2 Стандарты API <2>:
--------------------------------
<2> Опубликовано в Руководстве по стандартам на нефтепродукты. Можно получить в American Petroleum Institute (API), 1220 L. St., NW, Washington, DC 20005-4070, http://www.api.org.
MPMS Chapter 8.1, Practice for manual sampling of petroleum and petroleum products (ASTM Practice D 4057) [Практика ручного отбора проб нефти и нефтепродуктов (Практика ASTM D 4057)]
MPMS Chapter 8.2, Practice for automatic sampling of petroleum and petroleum products (ASTM Practice D 4177) [Практика автоматического отбора проб нефти и нефтепродуктов (Практика ASTM D 4177)]
MPMS Chapter 8.3, Practice for mixing and handling of liquid samples of petroleum and petroleum products (ASTM Practice D 5854) [Практика по смешиванию и работе с жидкими образцами нефти и нефтепродуктов (Практика ASTM D 5854)]
3 Термины и определения
3.1 В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями.
3.1.1 аликвота (aliquot): Небольшая порция от общего объема пробы, которую анализируют, предполагая, что она является представительной для всей пробы.
3.1.2 проба (sample): Порция, отбираемая из содержимого трубопровода, резервуара или другой системы, предназначенная для анализа в качестве представительного образца всей системы и помещенная в первичный контейнер.
3.1.3 испытуемая проба (test specimen): Представительная проба, отбираемая для анализа из первичного или промежуточного контейнера. Для анализа используют всю пробу.
4 Сущность метода
4.1 После гомогенизации пробы сырой нефти пробу для испытаний вводят в ячейку аппарата для титрования по методу Карла Фишера, в котором у анода кулонометрически генерируется йод по реакции Карла Фишера. После оттитровывания воды избыток йода определяют электрометрическим детектором конечной точки титрования и завершают титрование. На основании стехиометрии реакции один моль йода реагирует с одним молем воды, и таким образом можно определить количество воды.
4.2 Прецизионность настоящего метода в основном зависит от эффективности процедуры гомогенизации. Производительность смесителя, используемого для получения гомогенизированного образца, определяют по методике, приведенной в ASTM D 5854 (API MPMS, раздел 8.3). Если испытание выполняют на основании объема, то прецизионность метода в основном зависит от точности и повторяемости вводимого объема.
4.3 Используют две процедуры определения содержания воды в нефтях. При одной процедуре взвешенную пробу для испытания вводят в ячейку для титрования и определяют воду в процентах по массе (% масс). Другая процедура предусматривает определение воды в нефти в процентах по объему (% об.) путем измерения объема нефти, вводимой в ячейку для титрования.
5 Назначение и применение
5.1 Определение точного содержания воды в образце нефти имеет большое значение при переработке, покупке и продаже или транспортировании нефти.
6 Помехи
6.1 Ряд веществ и классов соединений, вступающих в реакции конденсации или окислительно-восстановительные реакции, мешает определению содержания воды по методу Карла Фишера. В нефтях наиболее часто помехи вносят меркаптаны и сульфиды (не общая сера). При содержании меркаптанов и сульфидов менее 500 мкг/г (ppm) в пересчете на серу помехи от этих соединений незначительны. Большинство нефтей, включая нефть, классифицируемую как сернистая нефть, имеет содержание меркаптанов и сульфидов менее 500 мкг/г (ppm) в пересчете на серу. Более подробная информация о веществах, мешающих определению воды методом
Для просмотра документа целиком скачайте его >>>
