Проба нефти с водой

Определение нефтепродуктов в воде — основные методы

Одним из самых опасных видов загрязнений, регулярно поступающих в окружающую среду, являются нефтепродукты. К этому классу веществ относятся нефть и продукты её переработки: дизельное топливо, бензин, смазочные материалы, растворители и т.д. Нефтепродукты обладают повышенной токсичностью, оказывают отравляющее воздействие на организм человека и животных, пагубно влияют на состояние экосистемы в целом.

Особую опасность представляют водорастворимые фракции нефтепродуктов, состоящие в основном из ароматических углеводородов. Они попадают в поверхностные и грунтовые воды при транспортировке, вместе с отходами промышленных предприятий, с дождевыми стоками.

В связи с этим возникает необходимость в постоянном контроле уровня концентрации нефтепродуктов в водоёмах. Предельно допустимое содержание нефтепродуктов в воде регламентируется нормативами и составляет:

• для питьевой воды – 0,1 мг/дм3;
• для объектов рыбоводческого и хозяйственного-бытового назначения – 0,05 мг/дм3.

Способы выявления углеводородов в воде

Технология современного контроля состояния водных ресурсов основана на периодическом анализе проб в лабораторных условиях. Для определения содержания нефтепродуктов в воде и уровня их концентрации применяются несколько методов. В основе всех методик лежит экстракция компонентов нефти из исследуемой пробы с помощью различных веществ, а затем определение количества углеводородных соединений.

Применяемые технологии лабораторных исследований могут давать отличающиеся друг от друга результаты, поэтому выбор метода зависит от целей анализа. Методологии проведения экспертиз регламентируются федеральными природоохранными нормативными документами (ПНД Ф).

Метод ИК-спектрофотометрии

Это один из мощных аналитических инструментов, широко применяемый для научно-исследовательских целей и текущего контроля производственных процессов. Метод позволяет определить наличие нефтепродуктов в количестве 0,05-50 мг/дм3.

При исследовании данным методом для извлечения растворённых и эмульгированных нефтепродуктов используется четырёххлористый углерод. Затем искомое вещество отделяется от других органических компонентов на колонке с сорбентом (оксидом алюминия). Доля соединения вычисляется по степени интенсивности поглощения в инфракрасной области спектра.

Гравиметрический метод

В качестве экстрагента используется органический растворитель. Для отделения углеводородных компонентов применяется колонка с оксидом алюминия. Определение количества вещества выполняется гравиметрическим методом. Технология применяется для определения концентрации нефтепродуктов в пределах 0,5-50 мг/дм3.

Флуориметрический метод

Суть технологии заключается в извлечении нефтепродуктов из водного раствора с помощью гексана. Затем очищенный экстракт подвергают оптическому возбуждению и измеряют его флуоресцентную интенсивность. К достоинствам метода относится высокая чувствительность, быстрое получение результатов, небольшой объём пробы. Применяется для определения содержания углеводородов в воде в широком количественном диапазоне от 0,005 до 50 мг/дм3.

Метод газовой хроматографии

Технология подходит для анализа водных растворов с содержанием нефтепродуктов более 0,02 мг/дм3. Углеводородные соединения извлекают из пробы экстрагентом и очищают сорбентом. Полученный экстракт исследуют на газовом хроматографе. Данный метод позволяет не только выявить наличие нефтепродуктов в воде и их количество, но и идентифицировать конкретный состав примесей.

Аккредитованная лаборатория ООО «ЛИЦ» выполняет все виды исследований воды. Оставьте заявку на сайте или позвоните по указанным телефонам, чтобы сделать анализ воды. Мы предложим подходящий метод экспертизы и быстро выполним исследование, выдадим экспертное заключение.

В РФ на законодательном уровне предусмотрена ответственность хозяйствующих субъектов, допустивших попадание повышенных концентраций нефтепродуктов в водные запасы. В зависимости от уровня нанесённого ущерба к нарушителям применяются штрафные санкции вплоть до полного запрета деятельности предприятия. Лучший способ контролировать содержание нефтепродуктов в воде – регулярные лабораторные исследования, проводимые надёжной организацией.

Источник

Проба нефти с водой

ОХРАНА ПРИРОДЫ. ГИДРОСФЕРА

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К МЕТОДАМ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ В ПРИРОДНЫХ И СТОЧНЫХ ВОДАХ

Nature protection. Hydrosphere. General requirements for methods of determination petroleum products content in natural and waste waters

Дата введения 1983-01-01

Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 30 декабря 1980 г. N 6083 дата введения установлена 01.01.83

1. Настоящий стандарт устанавливает общие требования к методам определения растворенных, эмульгированных и пленочных нефтепродуктов в природных водах, включая воды суши, морские и подземные, и в сточных водах (далее — в воде).

2. Отбор проб из поверхностного слоя природных вод и отбор проб сточных вод для определения содержания растворенных и эмульгированных нефтепродуктов проводят в стеклянные сосуды вместимостью от 0,5 до 2 дм . При этом пленочные нефтепродукты не должны попадать внутрь сосуда.

Отбор проб для определения пленочных нефтепродуктов проводят специальными приспособлениями из планктонной сетки площадью 0,03-0,05 м , обеспечивающими полноту их извлечения.

3. Отбор проб из глубинных слоев вод суши и морских для определения содержания растворенных и эмульгированных нефтепродуктов проводят в стеклянные герметичные батометры, для подземных вод используют пробоотборники вместимостью от 0,5 до 2 дм .

4. Объем отобранной пробы в зависимости от содержания нефтепродуктов должен быть от 0,5 до 2 дм .

5. Экстракцию нефтепродуктов из воды проводят не позднее 3 ч после отбора пробы. При невозможности проведения экстракции в момент отбора пробы ее консервируют. Требования к реактивам, используемым в качестве экстрагентов и консервантов, должны быть включены в методы определения.

6. При отборе и хранении консервированных проб воды и экстрактов нефтепродуктов не допускается изменение их состава из-за загрязнения смазкой подвижных частей, вымывания материала емкости и испарения.

7. Срок хранения экстрактов не должен превышать 10 мес, а консервированных проб воды — 1 мес с момента отбора проб.

8. Сорбированные на стенках сосуда нефтепродукты смывают экстрагентом, используемым для экстракции, и объединяют их с экстрактом. Пробу воды или экстракта нефтепродуктов при определении их содержания используют полностью и не фильтруют.

9. Для хранения консервированных проб воды и экстрактов нефтепродуктов используют герметичные стеклянные сосуды с притертыми пробками.

10. При определении содержания нефтепродуктов должно быть предусмотрено отделение веществ, содержащихся в пробе воды и влияющих на результаты определения.

11. Методы определения в воде нефтепродуктов должны удовлетворять следующим требованиям:

нижний предел обнаружения нефтепродуктов должен составлять не более 0,05 мг/дм ;

погрешность определения содержания нефтепродуктов не должна превышать ±80% при содержании в воде нефтепродуктов до 0,1 мг/дм и ±20% при содержании нефтепродуктов свыше 0,1 мг/дм .

12. Применяемые реактивы должны быть «химически чистые» (х.ч.). Допускается применять реактивы степенью чистоты «чистые для анализа» (ч.д.а.). Перечень используемых реактивов и растворов с описанием их марки, приготовления, использования, условий и сроков хранения должен быть включен в методы определения.

13. Применяемая лабораторная измерительная посуда должна соответствовать 2-му классу точности по ГОСТ 1770-74 и другим нормативным документам по стандартизации.

14. Термины, применяемые в настоящем стандарте, и пояснения к ним приведены в приложении.

ПРИЛОЖЕНИЕ
Справочное

ПОЯСНЕНИЯ К ТЕРМИНАМ, ПРИМЕНЯЕМЫМ В НАСТОЯЩЕМ СТАНДАРТЕ

Неполярные и малополярные углеводороды (алифатические, ароматические, алициклические), составляющие главную и наиболее характерную часть нефти и продуктов ее переработки.

Слой воды водного объекта, расположенный от поверхности воды до глубины 0,5 м.

Слои воды водного объекта, расположенные ниже глубины 0,5 м.

Нефтепродукты, находящиеся на поверхности водного объекта в виде тонкого, нередко мономолекулярного слоя (пленки).

Нефтепродукты, находящиеся в водной толще в истинно растворенном состоянии.

Нефтепродукты, находящиеся в водной толще в виде эмульсии (размер частиц более 0,45 нм).

* Определение растворенных и эмульгированных нефтепродуктов обычно проводят суммарно.

Источник

Проба нефти с водой

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

Метод определения содержания воды

Petroleum and petroleum products.
Method for the determination of water content

____________________________________________________________________
Текст Сравнения ГОСТ 2477-65 с ГОСТ 2477-2014 см. по ссылке.
— Примечание изготовителя базы данных.
____________________________________________________________________

Дата введения 1966-01-01

1. РАЗРАБОТАН И ВНЕСЕН Министерством нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР

2. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Государственным комитетом стандартов, мер и измерительных приборов СССР от 26.06.65

Изменение N 3 принято Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N 5 от 01.07.2002, по переписке)

За принятие проголосовали:

Наименование национального органа
по стандартизации

Госстандарт Республики Беларусь

Госстандарт Республики Казахстан

3. В стандарт введен международный стандарт ИСО 3733-76

4. ВЗАМЕН ГОСТ 1044-41 и ГОСТ 2477-44

5. ССЫЛОЧНЫЕ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ

Обозначение НТД, на который дана ссылка

6. Ограничение срока действия снято по Протоколу N 3-93 Межгосударственного Совета по стандартизации, метрологии и сертификации (ИУС 5-6-93)

7. ИЗДАНИЕ (август 2004 г.) с Изменениями N 1, 2, 3, утвержденными в апреле 1982 г., марте 1989 г., августе 2002 г. (ИУС 7-82, 5-89, 11-2002)

Настоящий стандарт устанавливает метод определения воды в нефти, жидких нефтепродуктах, пластичных смазках, парафинах, церезинах, восках, гудронах и битумах.

Сущность метода состоит в нагревании пробы нефтепродукта с нерастворимым в воде растворителем и измерении объема сконденсированной воды.

Стандарт не распространяется на битумные эмульсии.

(Измененная редакция, Изм. N 1, 2).

1. АППАРАТУРА, РЕАКТИВЫ И МАТЕРИАЛЫ

1.1. При количественном определении содержания воды в нефтепродуктах применяются следующие аппаратура, реактивы и материалы:

аппарат для количественного определения содержания воды в нефтяных, пищевых и других продуктах (черт.1).

Допускается применять колбы типа К-1-500-29/32 ТС, К-1-1000-29/32 ТС, К-1-2000-45/40 ТС с переходом П1-2-45/40-29/32 ТС по ГОСТ 25336 или металлический дистилляционный сосуд вместимостью 500, 1000, 2000 см (черт.2);

1 — холодильник водный; 2 — приемник-ловушка; 3 — сосуд дистилляционный; 4 — горелка газовая

со шкалой 25 см (при ожидаемом содержании воды более 25 см ), оснащенный запорным краном;

со шкалой 10 см и 2 см ;

приемник-ловушка со шкалой 5 см , с ценой деления 0,1 см и погрешностью не более 0,05 см ;

чашка фарфоровая N 4 или 5 по ГОСТ 9147;

цилиндр измерительный номинальной вместимостью 100 см по ГОСТ 1770;

горелка газовая или электрическое нагревательное устройство.

Для металлического дистилляционного сосуда применяют круговую газовую горелку с отверстиями по внутренней окружности. Размеры горелки должны позволять ее перемещение вверх и вниз вдоль дистилляционного сосуда во время испытания продуктов, склонных к пенообразованию или застыванию в дистилляционном сосуде;

холодильник типа ХПТ с длиной кожуха не менее 300 мм по ГОСТ 25336;

палочка стеклянная длиной около 500 мм с резиновым наконечником или металлическая проволока такой же длины с утолщением на конце;

растворители безводные углеводородные:

— толуол по ГОСТ 5789 или толуол нефтяной по ГОСТ 14710;

— ксилол нефтяной по ГОСТ 9410;

— изооктаны эталонные по ГОСТ 12433 или изооктан технический по ГОСТ 4095;

— бензин-растворитель для резиновой промышленности — нефрас С — 80/120;

— нефтяные дистилляты с пределами кипения от 100 °С до 200 °С и от 100 °С до 140 °С;

пемза или неглазурованные фаянс и фарфор, или запаянные с одного конца стеклянные капилляры, или олеин, или силиконовая жидкость;

Допускается применять реактивы квалификации не ниже указанной в настоящем стандарте.

(Измененная редакция, Изм. N 1, 2, 3).

2. ПОДГОТОВКА К ИСПЫТАНИЮ

2.1. Отбор и подготовка проб по ГОСТ 2517 со следующими дополнениями:

пробу испытуемого жидкого нефтепродукта хорошо перемешивают пятиминутным встряхиванием в склянке, заполненной не более чем на емкости. Вязкие и парафинистые нефтепродукты предварительно нагревают до 40 °С — 50 °С.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

2.2. С поверхности образца испытуемой смазки шпателем снимают и отбрасывают верхний слой не менее 10 мм, затем в нескольких местах (не менее трех) не вблизи стенок сосуда берут пробы примерно в равных количествах. Пробы складывают вместе в фарфоровую чашку и тщательно перемешивают.

2.3. Испытуемые образцы парафина, церезина, восковых составов и битума (взятые из разных мест) нарезают в мелкую стружку. Хрупкие, твердые пробы дробят и тщательно перемешивают.

2.4. Дистилляционный сосуд, приемник-ловушку и внутреннюю трубку холодильника промывают последовательно нефрасом, ацетоном, водопроводной водой, ополаскивают дистиллированной водой и сушат. При загрязнении стеклянные части прибора промывают хромовой смесью, водопроводной водой, ополаскивают дистиллированной водой и сушат.

Источник

Проба нефти с водой

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

Методы отбора проб

Petroleum and petroleum products. Methods of sampling

Дата введения 2014-03-01

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 и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)

2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 24 октября 2012 г. N 52)

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

Минэкономики Республики Армения

Госстандарт Республики Беларусь

Госстандарт Республики Казахстан

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 29 ноября 2012 г. N 1448-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 2517-2012 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 марта 2014 г.

6 Издание (август 2018 г.) с Изменением N 1 (ИУС 6-2018), Поправками* (ИУС 10-2014, 3-2016)

* См. ярлык «Примечания».

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

Настоящий стандарт устанавливает методы отбора проб нефти и нефтепродуктов из резервуаров, подземных хранилищ, нефтеналивных судов, железнодорожных и автомобильных цистерн, трубопроводов, бочек, бидонов и других средств хранения и транспортирования.

Настоящий стандарт не распространяется на сжиженные газы и нефтяной кокс замедленного коксования.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:

ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.4.010-75 Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты. Рукавицы специальные. Технические условия

ГОСТ 12.4.034-2017 Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты органов дыхания. Классификация и маркировка

ГОСТ 12.4.111-82* Система стандартов безопасности труда. Костюмы мужские для защиты от нефти и нефтепродуктов. Технические условия

* На территории Российской Федерации действует ГОСТ 12.4.310-2016 «Система стандартов безопасности труда. Одежда специальная для защиты работающих от воздействия нефти и нефтепродуктов. Технические требования».

ГОСТ 12.4.112-82* Система стандартов безопасности труда. Костюмы женские для защиты от нефти и нефтепродуктов. Технические условия

* На территории Российской Федерации действует ГОСТ 12.4.310-2016 «Система стандартов безопасности труда. Одежда специальная для защиты работающих от воздействия нефти и нефтепродуктов. Технические требования».

ГОСТ 12.4.124-83 Система стандартов безопасности труда. Средства защиты от статического электричества. Общие технические требования

ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99) Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров

ГОСТ 13196-93 Устройства автоматизации резервуарных парков. Средства измерения уровня и отбора проб нефти и нефтепродуктов. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ 14921-78 Газы углеводородные сжиженные. Методы отбора проб

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 ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

Раздел 2. (Измененная редакция, Изм. N 1).

3 Аппаратура

3.1 Для отбора проб нефти и нефтепродуктов применяют пробоотборники, указанные в таблице 1 и приложении А.

Характеристика нефти и нефтепродуктов

Хранилище, транспортное средство, тара

Аппаратура и инструмент для отбора проб

Нефтепродукты с давлением насыщенных паров 100 кПа (750 мм рт.ст.) и выше по ГОСТ 1756

Резервуары для хранения нефтепродуктов с повышенным давлением насыщенных паров, нефтеналивные суда, железнодорожные и автомобильные цистерны

Стационарные и переносные пробоотборники, позволяющие проводить герметичный отбор проб и обеспечивающие сохранность качества пробы

Пробоотборники типа ПГО по ГОСТ 14921 и другие пробоотборные сосуды под давлением

Нефть и нефтепродукты с давлением насыщенных паров ниже 100 кПа (750 мм рт.ст.) по ГОСТ 1756

Резервуары вертикальные цилиндрические, прямоугольные (постоянного сечения по высоте)

— сниженный порционный с клапанами по ГОСТ 13196;

— с перфорированной заборной трубкой (см. рисунок А.1);

— для отбора точечных проб с трех уровней (см. рисунок А.2);

— краны на различных уровнях по высоте стенки резервуара (только для нефти).

— бутылка в металлическом каркасе (рисунок А.6);

Нефть и нефтепродукты с давлением насыщенных паров ниже 100 кПа (750 мм рт.ст.) по ГОСТ 1756

Подземные хранилища в отложениях каменной соли, сооружаемые методом выщелачивания

Пробоотборные краны, установленные на продуктопроводе в оголовке подземного хранилища

Подземные хранилища шахтного типа, сооружаемые в горных породах с положительной и отрицательной температурой; ледогрунтовые хранилища

Переносные пробоотборники (рисунок А.3) и бутылка в металлическом каркасе (рисунок А.6)

Нефтеналивные суда, железнодорожные и автомобильные цистерны, резервуары траншейного типа и горизонтальные цилиндрические

Переносные пробоотборники, рекомендуемые для отбора проб из вертикальных цилиндрических и прямоугольных резервуаров

Нефть и нефтепродукты с давлением насыщенных паров ниже 100 кПа (750 мм рт.ст.) по ГОСТ 1756

Автоматические или ручные пробоотборники для отбора проб из трубопровода

Бочки, бидоны, бутылки, банки

Стеклянные и металлические трубки, дюритовые шланги диаметром 9-12 мм

Бочки, бидоны, барабаны, банки и др.

Щупы: винтообразный (рисунок А.9), с продольным вырезом (рисунок А.10), поршневой (рисунок А.11), прямой без выреза (рисунок А.12)

Твердые плавкие и неплавкие нефтепродукты

Бочки, ящики, мешки, вагоны для нефтебитума

Ножи, черпаки, лопаты, долота, зубила, колуны, топоры

Мешки, пакеты, контейнеры

3.2 Переносные пробоотборники для отбора проб нефти и жидких нефтепродуктов с заданного уровня должны иметь крышки или пробки, обеспечивающие их герметичность и легко открывающиеся на заданном уровне.

3.3 Масса переносного пробоотборника должна быть достаточной, чтобы обеспечить его погружение в нефть или нефтепродукт.

3.4 Пробоотборник осматривают перед каждым отбором пробы. На нем не должно быть трещин. Пробки, крышки, прокладки не должны иметь дефектов, нарушающих герметичность пробоотборника.

Переносные пробоотборники, пробосборники, пробоприемники, трубки, щупы и т.д. перед отбором проб нефти и нефтепродуктов должны быть чистыми и сухими.

Инвентарь для отбора и хранения проб жидких нефтепродуктов после применения следует обработать моющим веществом или сполоснуть неэтилированным бензином; инвентарь для отбора и хранения проб нефти и мазеобразных нефтепродуктов после промывки растворителем следует промыть горячей водой до полного удаления остатков нефтепродуктов. Промытый инвентарь необходимо высушить и хранить в защищенном от пыли и атмосферных осадков месте.

Во избежание загрязнения переносные пробоотборники переносят в чехлах, футлярах или другой упаковке.

3.5 Пробоотборник ручного отбора проб из трубопровода должен содержать следующие основные узлы:

— пробозаборное устройство (рисунки А.14, А.15, А.15.1 и А.15.2);

Параметры пробозаборных трубок щелевого типа приведены в приложении Б.

3.5.1 Конструкция пробозаборного устройства должна быть достаточно прочной, чтобы выдерживать изгибающие моменты под влиянием максимальной скорости потока в трубопроводе, противостоять вибрации, а также создавать минимальное возмущение потока в трубопроводе.

3.5.2 Диаметр пробозаборной трубки, если пробозаборное устройство состоит из одной трубки, или наименьший диаметр пробозаборной трубки, если пробозаборное устройство состоит из нескольких трубок, должен быть:

— 6 мм — при кинематической вязкости пробы до 15 мм /с (15 сСт) при температуре 20°С;

— 12 мм — при кинематической вязкости пробы, равной и выше 15 мм /с (15 сСт) при температуре 20°С.

Для обеспечения нормального режима работы насоса в контуре отбора проб диаметр пробозаборной трубки может быть увеличен.

3.5.3 В зависимости от привода запорного устройства применяют автоматические и ручные пробоотборники.

В ручном пробоотборнике запорное устройство представляет собой кран, служащий для перепуска пробы через пробозаборное устройство в пробосборник и приводимый в действие вручную.

3.5.4 В качестве пробосборника, предназначенного для накопления объединенной пробы при автоматическом отборе пробы, применяют сосуды под давлением (закрытые) и атмосферные сосуды (открытые) в зависимости от видов отбираемых нефти или нефтепродукта или выполняемого анализа.

3.5.4.1 Применяют сосуды под давлением трех видов:

1-го — с выравненным давлением (рисунок А.16);

2-го — с накоплением пробы вытеснением заполняющего их водного насыщенного раствора хлористого натрия (рассола);

3-го — с накоплением пробы вытеснением оставшегося в них воздуха.

Источник