ГОСТ Р 8.615-2005. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

(утв. Приказом Ростехрегулирования от 28.12.2005 № 411-ст)

(ред. от 26.08.2008)

от 28 декабря 2005 г. № 411-ст

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ИЗВЛЕКАЕМЫХ ИЗ НЕДР НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА

ОБЩИЕ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

State system for ensuring the uniformity of measurements. The measuring of quantity of taken from bowels oil and oil gas. General metrological and technical requirements

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения национальных стандартов Российской Федерации — ГОСТ Р 1.0-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения».

Сведения о стандарте

1. Разработан Открытым акционерным обществом «Тюменский нефтяной научно-технологический центр» (ОАО «ТНЦ») и Государственным предприятием Ханты-Мансийского автономного округа ЮГРА «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана» (ГП «НАЦРН им. В.И. Шпильмана»).

(п. 1 в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

2. Внесен Управлением метрологии Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии.

3. Утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 28 декабря 2005 г. № 411-ст.

4. Введен впервые.

Стандарт применяют в качестве основы для разработки методик выполнения измерений, а также нормативных и других документов, результаты использования которых являются основанием для расчета количества сырой нефти, сырой нефти обезвоженной, нетто сырой нефти и свободного нефтяного газа, извлеченных из недр, расчета фактических потерь и проведения раздельного учета по скважинам, месторождениям и лицензионным участкам.

Результаты измерений массы нефти по ГОСТ Р 8.595 являются основанием для корректировки результатов измерений с применением СИКНС, ИУ и СИ по лицензионным участкам, отдельным скважинам или группам скважин.

2. Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 8.563-96. Государственная система обеспечения единства измерений. Методики выполнения измерений

ГОСТ 8.586.5-2005 (ИСО 5167-1:2003) Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений

(ссылка введена Изменением № 1, введенным в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

ГОСТ Р 8.595-2004. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

Ссылка исключена с 1 января 2009 года. - Изменение № 1, введенное в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст.

ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия

Ссылка исключена с 1 января 2009 года. - Изменение № 1, введенное в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст.

Ссылка исключена с 1 января 2009 года. - Изменение № 1, введенное в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст.

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

ГОСТ 2477-65. Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды

ГОСТ 2517-85. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

Ссылка исключена с 1 января 2009 года. - Изменение № 1, введенное в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст.

Ссылка исключена с 1 января 2009 года. - Изменение № 1, введенное в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст.

ГОСТ 6370-83. Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей

ГОСТ 14921-78. Газы углеводородные сжиженные. Методы отбора проб

Ссылка исключена с 1 января 2009 года. - Изменение № 1, введенное в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст.

ГОСТ 21534-76. Нефть. Методы определения содержания хлористых солей

Ссылка исключена с 1 января 2009 года. - Изменение № 1, введенное в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст.

Примечание. При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяют в части, не затрагивающей эту ссылку.

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1. Масса балласта: общая масса воды, хлористых солей и механических примесей, содержащихся в сырой нефти.

(п. 3.1 в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

3.2. Дебит скважины: количество продукции нефтяной скважины, полученное в течение суток.

3.3. Измерительная установка: совокупность функционально объединенных измерительных приборов, измерительных преобразователей и других устройств, предназначенных для измерений одной или нескольких величин и размещенных в одной пространственно обособленной зоне.

(п. 3.3 в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

3.4. Лицензионный участок: геометризированный участок недр, на котором юридическому лицу предоставлено исключительное право на проведение лицензионных работ и пространственные границы которого определены в порядке, установленном Федеральным законом «О лицензировании отдельных видов деятельности» (от 8 августа 2001 г. № 128-ФЗ).

3.5. Исключен с 1 января 2009 года. - Изменение № 1, введенное в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст.

3.6. Масса нетто сырой нефти: разность массы сырой нефти и массы балласта.

(п. 3.6 в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

3.7. Нефтяной газ (попутный): смесь углеводородных и неуглеводородных газов и паров, находящихся как в свободном, так и в растворенном состоянии, выделяющихся из сырой нефти в процессе ее добычи.

3.8. Растворенный газ: легкие углеводороды, в стандартных условиях находящиеся в газообразном состоянии и выделяемые из сырой нефти при технологических операциях подготовки сырой нефти.

3.9. Стандартные условия: условия, соответствующие температуре, равной 15 °C или 20 °C, и избыточному давлению, равному нулю.

3.10. Система измерений количества и параметров нефти сырой; СИКНС: совокупность функционально объединенных средств измерений, систем обработки информации и технологического оборудования, предназначенная для:

• измерений массы сырой нефти методом прямых или косвенных измерений;
• определения массы нетто сырой нефти;
• измерений параметров сырой нефти;
• отображения (индикации) и регистрации результатов измерений.

(п. 3.10 в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

3.11. Нефть сырая необработанная (далее — сырая нефть): жидкое минеральное сырье, состоящее из смеси углеводородов широкого физико-химического состава, которое содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и другие химические соединения.

(п. 3.11 в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

3.12. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа; СИКГ: совокупность функционально объединенных средств измерений, систем обработки информации и технологического оборудования, предназначенная для:

• измерений объема свободного нефтяного газа;
• измерений параметров свободного нефтяного газа;
• вычисления объема свободного нефтяного газа, приведенного к нормальным условиям;

(п. 3.12 введен Изменением № 1, введенным в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

3.13. Нормальные условия: условия, соответствующие температуре 20 °С (293,15 К) и давлению 760 мм рт. ст. (0,101325 МПа).

(п. 3.13 введен Изменением № 1, введенным в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

3.14. Периодический режим измерений: режим измерений, характеризующийся поочередным выполнением для каждой скважины единичных измерений, периодичность, количество или длительность которых регламентируются в МВИ.

(п. 3.14 введен Изменением № 1, введенным в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

3.15. Свободный нефтяной газ: смесь углеводородных газов, выделившихся из сырой нефти в процессе ее добычи, транспортировки, подготовки и находящихся в свободном состоянии.

(п. 3.15 введен Изменением № 1, введенным в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

4. Сокращения

В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:

ИУ — измерительная установка;

МВИ — методика выполнения измерений;

абзац исключен с 1 января 2009 года. - Изменение № 1, введенное в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст;

СИ — средство измерений;

СИКГ — система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа;

(абзац введен Изменением № 1, введенным в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

СИКНС — система измерений количества и параметров нефти сырой.

5. Общие положения

СИ подлежат государственному метрологическому контролю, осуществляемому в виде периодических поверок в соответствии с правилами по метрологии [2], проводимых органами Государственной метрологической службы или метрологическими службами юридических лиц, аккредитованными на право поверки СИ.

СИ, применяемые на объектах, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, должны иметь разрешение на применение, выданное этой службой.

Абзац исключен с 1 января 2009 года. - Изменение № 1, введенное в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст;

5.2. Измерения количества извлекаемой из недр сырой нефти и нефтяного газа выполняют по отдельным скважинам и лицензионным участкам по МВИ, аттестованным и утвержденным в порядке, установленном ГОСТ Р 8.563.

Разработку и аттестацию МВИ с применением ИУ обеспечивает завод-изготовитель в установленном порядке.

(абзац введен Изменением № 1, введенным в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

Измерения по отдельным скважинам могут выполняться индивидуальными или групповыми ИУ.

(абзац введен Изменением № 1, введенным в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

5.3. Результаты измерений количества сырой нефти выражают в единицах массы, а нефтяного газа — в единицах объема, приведенного к нормальным условиям согласно 3.13.

(п. 5.3 в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

5.4. Результаты измерений массы сырой нефти и объема свободного нефтяного газа, выполненных методами прямых и косвенных измерений в соответствии с аттестованными в установленном порядке МВИ, являются основанием для прямого учета на конкретном участке недр.

(п. 5.4 введен Изменением № 1, введенным в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

6. Требования к измерениям количества сырой нефти и нефтяного газа по отдельной скважине

6.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

б) массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях):

до 70% — +/- 6%;

от 70% до 95% — +/- 15%;

свыше 95% — предел допускаемой относительной погрешности устанавливают в МВИ, утвержденных и аттестованных в установленном порядке;

в) объема свободного нефтяного газа: +/- 5%.

В случае изменения газового фактора по лицензионным участкам не более чем на 5% за предыдущие 5 лет допускается определение объема свободного нефтяного газа по скважинам на основании данных периодических гидродинамических исследований.

(п. 6.1 в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

6.2. Исключен с 1 января 2009 года. - Изменение № 1, введенное в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст.

6.3. Вычислительные устройства ИУ должны обеспечивать регистрацию и хранение информации о результатах измерений количества и параметров сырой нефти по каждой скважине за период не менее одного месяца.

6.4. ИУ должна обеспечивать регистрацию отработанного скважинами времени.

Допускается регистрация отработанного скважинами времени в контроллерах ИУ или пунктах сбора информации систем телемеханики (СКАДА-систем).

6.5. Вычислительные устройства ИУ должны обеспечивать передачу на верхний уровень информационных систем (пунктов сбора информации систем телемеханики или центральных серверов корпоративных баз данных) архивной информации и информации о текущих результатах измерений.

6.6. Измерения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа должны осуществляться в непрерывном или периодическом режимах.

(п. 6.6 введен Изменением № 1, введенным в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

по лицензионному участку

7.1. Измерения количества сырой нефти выполняют с применением СИКНС статическими методами измерений.

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

Допускается количество добытой нефти по лицензионному участку определять как сумму результатов измерений, полученных с помощью СИ, ИУ, СИКНС по МВИ, утвержденной в установленном порядке.

(абзац введен Изменением № 1, введенным в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

7.2. С помощью СИКНС выполняют измерения массы сырой нефти с последующим определением массы нетто сырой нефти.

(п. 7.2 в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

7.3. Измерения количества сырой нефти при пробной и опытно-промышленной разработке залежей допускается выполнять с помощью автоматизированных ИУ, в том числе мобильных.

7.4. При транспортировании сырой нефти с лицензионного участка на различные объекты измерения количества сырой нефти выполняют для каждого объекта.

7.5 СИКНС должны соответствовать следующим техническим требованиям:

7.5.1. Состав СИКНС, технические и метрологические характеристики СИ и оборудования, входящих в состав СИКНС, должны соответствовать проекту, разработанному по техническому заданию на проектирование СИКНС, прошедшему метрологическую экспертизу и экспертизу промышленной безопасности, и требованиям настоящего стандарта.

Формы технических заданий на проектирование СИКНС и разработку соответствующей МВИ приведены в Приложениях А и Б.

7.5.2. Обработку результатов измерений следует осуществлять с применением системы обработки информации.

7.5.3. В составе СИКНС применяют СИ, имеющие сертификат об утверждении типа и внесенные в Государственный реестр средств измерений.

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

7.5.4. Значения пределов допускаемой относительной погрешности измерений количества сырой нефти с помощью СИКНС определяют на стадии разработки технических заданий на проектирование СИКНС и разработку МВИ и проекта на основе технико-экономического анализа в зависимости от условий измерений, выбранного метода измерений и метрологических характеристик СИ.

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

7.5.5. Пределы допускаемой относительной погрешности МВИ массы нетто сырой нефти с применением СИКНС в зависимости от содержания воды в сырой нефти приведены в таблице 1.

В процентах

(п. 7.5.5 в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

7.6. Измерения количества сырой нефти по лицензионному участку при подготовке нефти для приведения ее параметров в соответствие с требованиями ГОСТ Р 51858 выполняют по ГОСТ Р 8.595.

7.7. Исключен с 1 января 2009 года. - Изменение № 1, введенное в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст.

8. Методы измерений

8.1. Необходимость учета содержания нефтяного газа в свободном состоянии (далее — свободный газ) и растворенного газа в сырой нефти (далее — растворенный газ) определяют в зависимости от условий сепарации и откачки сырой нефти. Если сырую нефть откачивают через СИКНС из резервуаров и СИКНС расположена на выходе насосов, а также при откачке сырой нефти из сепараторов, если давление в СИКНС всегда выше давления сепарации, корректировку массы сырой нефти на свободный газ не проводят.

8.2. Корректировку на свободный газ проводят в том случае, если в сырой нефти при сдаче потребителю установлено его наличие.

При отсутствии на СИКНС стационарных СИ содержания свободного газа допускается выполнять измерения содержания свободного газа переносными СИ.

8.3. Корректировку массы сырой нефти на растворенный газ выполняют по результатам определения количества растворенного газа в соответствии с МВИ, аттестованными и утвержденными в порядке, установленном ГОСТ Р 8.563.

8.4. Для измерений массы сырой нефти и объема нефтяного газа по отдельной скважине применяют бессепарационные и сепарационные методы с использованием ИУ.

8.4.1 — 8.4.2.4. Исключены с 1 января 2009 года. - Изменение № 1, введенное в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст.

8.5. При измерениях количества сырой нефти с помощью СИКНС метод измерений выбирают при разработке МВИ в зависимости от содержания воды в сырой нефти, типа преобразователя расхода (объемный, массовый), наличия плотномера, наличия и типа влагомера.

8.6. Измерения количества сырой нефти при сдаче нефти по резервуарам выполняют косвенным методом статических измерений или косвенным методом, основанным на гидростатическом принципе.

8.6.1. Исключен с 1 января 2009 года. - Изменение № 1, введенное в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст.

8.6.2. Если в процессе транспортирования и сдачи сырой нефти на подготовку происходит окончательное разгазирование, то вводят дополнительный коэффициент, учитывающий уменьшение массы сырой нефти при окончательном разгазировании. Кроме того, вводят коэффициент технологических потерь сырой нефти от испарения в технологических и товарных резервуарах.

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

(п. 8.7 в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

9.1. Измерения количества свободного нефтяного газа по скважинам выполняют с помощью СИ, имеющих сертификат об утверждении типа и внесенных в Государственный реестр средств измерений, или с помощью сужающих устройств по ГОСТ 8.586.5 при контроле режима работы скважин и технологии разработки месторождений.

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

9.2. Результаты измерений количества свободного нефтяного газа выражают в соответствии с 5.3.

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

9.3. Количество свободного нефтяного газа, извлекаемого из недр по лицензионному участку, определяют по сумме измерений по всем газовым линиям, имеющимся на данном лицензионном участке (включая факельные линии).

При применении газлифтного способа добычи нефти осуществляют измерения количества закачанного газа.

Методику расчета погрешности измерений количества свободного нефтяного газа, приведенного к нормальным условиям согласно 3.13, включают в МВИ.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема свободного нефтяного газа не должны превышать +/- 5%.

(п. 9.3 в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

9.4. Исключен с 1 января 2009 года. - Изменение № 1, введенное в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст.

9.5. Исключен с 1 января 2009 года. - Изменение № 1, введенное в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст.

9.6. Пробы для определения показателей качества нефтяного газа отбирают в соответствии с ГОСТ 14921.

9.7. Проектирование систем измерений количества и параметров свободного нефтяного газа осуществляют на основании технического задания на проектирование, утвержденного организацией-заказчиком в соответствии с руководящим документом [3].

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

9.8. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа должны соответствовать проекту, разработанному по техническому заданию на проектирование и прошедшему метрологическую экспертизу и экспертизу промышленной безопасности, и требованиям настоящего стандарта.

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

Приложение А (рекомендуемое)

ФОРМА ТЕХНИЧЕСКОГО ЗАДАНИЯ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

УТВЕРЖДАЮ Руководитель организации-владельца СИКНС

                          _____________  _________________________
                            подпись          инициалы, фамилия

                           "___" _______________ 20___ г.

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ

           наименование проектируемого объекта

Техническое задание на рабочий проект

СОГЛАСОВАНО Руководитель организации-разработчика проекта

_____________  _____________________________
   подпись           инициалы, фамилия

   "___" _______________ 20___ г.



1. <a id="p100151"></a>Наименование проектируемого объекта СИКНС: N ______________

_________________________________________________________________. наименование организации-владельца СИКНС

2. <a id="p100152"></a>Основание для проектирования: договор N __________________.

3. <a id="p100153"></a>Вид  строительства   (новое  строительство,   модернизация,

реконструкция): _________________________________________________.

4. <a id="p100154"></a>Цель модернизации (реконструкции): _______________________.

5. <a id="p100155"></a>Назначение объекта: измерения количества сырой нефти.

6.  <a id="p100156"></a>Месторасположение   объекта   (район,   пункт,    площадка

строительства, место в технологической схеме предварительной подготовки и транспортировки нефти): ____________________________.

7. <a id="p100157"></a>Номенклатура и объем производства: одна СИКНС.

8. <a id="p100158"></a>Исходные данные для проектирования

8.1 Режим работы СИКНС (непрерывный, периодический):________.

8.2 Технологическая схема, состав СИКНС: ___________________.

8.3 Наименование, тип эталонного средства измерений расхода

(для поверки расходомеров), его производительность, м3/ч (т/ч): _____________________________________________________.

8.4 Метрологические характеристики СИКНС (пределы допускаемой

 относительной  погрешности измерений  массы  нетто  сырой  нефти,
пределы  допускаемой  относительной  погрешности измерений  объема

или массы сырой нефти, %): ______________________________________.

8.5 Максимальная и минимальная пропускная способность СИКНС,

м3/ч (т/ч): _____________________________________________________.

8.6. Количество измерительных линий в СИКНС, включая контрольную и резервные, шт.: ___________________________________.

8.7 Максимальное и минимальное рабочее давление в СИКНС,

МПа: ____________________________________________________________.

8.8 Максимальная и минимальная температура сырой нефти,

°C: _____________________________________________________________.

8.9 Пределы изменения вязкости сырой нефти в рабочих условиях

в течение года, сСт: ____________________________________________.

8.10 Максимальная и минимальная плотность сырой нефти

в рабочих условиях, кг/м3: ______________________________________.

8.11 Максимальная и минимальная плотность дегазированной

обезвоженной нефти, приведенная к стандартным условиям, кг/м3: __________________________________________________________.

8.12. Пределы изменения содержания воды в сырой нефти (с учетом нештатных режимов), объемная доля, %: _________________.

8.13 Пределы изменения содержания остаточного свободного

газа в сырой нефти на СИКНС в рабочих условиях, объемная доля, %: ________________________________________________________.

8.14 Пределы изменения содержания растворенного газа в сырой

нефти, м3/м3: ___________________________________________________.

8.15 Плотность свободного нефтяного газа, кг/м3: ___________.

8.16 Плотность пластовой воды, кг/м3: ______________________.

8.17 Максимальное содержание механических примесей в сырой

нефти, массовая доля, %: ________________________________________.

8.18 Объемная доля сероводорода в сырой нефти, %: __________.

8.19 Объемная доля парафина в сырой нефти, %: ______________.

8.20 Особенности структуры потока сырой нефти (стойкая

эмульсия или наличие свободной воды): ___________________________.

8.21 Возможные нештатные режимы работы и пределы изменений

параметров при этих режимах: ____________________________________.

8.22 Длительность планируемого периода времени между двумя

очередными измерениями содержания остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти на СИКНС, сут (мес): _________.

8.23 Содержание хлористых солей в сырой нефти, массовая

доля, % _________________________________________________________.

9. <a id="p100181"></a>Диаметр  подводящего  и отводящего  нефтепроводов  к СИКНС,

мм: _____________________________________________________________.

10. <a id="p100182"></a>Особые условия проектирования: __________________________.

11. <a id="p100183"></a>Дренаж  нефти  и  нефтесодержащих   стоков   (в  дренажную

систему): _______________________________________________________.

12. <a id="p100184"></a>Промливневые  стоки  с  площадки,   СИКНС   и   эталонного

преобразователя расхода (в дренажную емкость): __________________.

13. <a id="p100185"></a>Электроснабжение СИКНС (основное, резервное): ___________.

14. <a id="p100186"></a>Контрольные кабельные линии: ____________________________.

15. <a id="p100187"></a>Наименование строительно-монтажной организации: __________

_________________________________________________________________.

16. <a id="p100188"></a>Наименование организации-разработчика проекта: ___________

_________________________________________________________________.

17. <a id="p100189"></a>Наименование организации-заказчика: ______________________

_________________________________________________________________.

18. <a id="p100190"></a>Сроки начала и окончания строительства: _________________.

19. <a id="p100191"></a>Этапы проектирования (рабочий проект): ___________________

_________________________________________________________________.

20. <a id="p100192"></a>Состав проекта: _________________________________________.

21. <a id="p100193"></a>Охрана  труда,   техника   безопасности,   противопожарные

мероприятия и мероприятия по охране окружающей среды: ____________ _________________________________________________________________.

Приложения к техническому заданию:

1. <a id="p100195"></a>Протоколы  измерений  содержания   остаточного   свободного

2. <a id="p100196"></a>Физико-химические параметры сырой нефти.

3. <a id="p100197"></a>Генеральный  план  площадки  строительства  (горизонтальные

и вертикальные планировки, сводный план инженерных сетей).

4. <a id="p100198"></a>Технические  условия  на электроснабжение,  теплоснабжение,

водоснабжение, канализацию.

5. <a id="p100199"></a>Задание на составление сметной документации.

6.   <a id="p100200"></a>Характеристика   верхних  грунтов,  максимальный  уровень

Ответственные исполнители:

                                 ___________  ____________________
                                   подпись     инициалы, фамилия

                                 ___________  ____________________
                                   подпись     инициалы, фамилия

                                 ___________  ____________________
                                   подпись     инициалы, фамилия

 Главный инженер проекта

___________  _____________________

подпись        инициалы, фамилия

"___" __________ 20___ г.

P = 2,06P_{\text{н}} + 2\Delta P>P_{\text{мин}} ,

где P — избыточное давление на выходе СИКНС, МПа;

P_{\text{н}} — давление насыщенных паров, определенное в соответствии с ГОСТ 1756 при максимальной температуре сырой нефти в СИКНС, МПа;

\Delta P — перепад давления на турбинном ПР, указанный в техническом паспорте, МПа;

P_{\text{мин}} — давление на выходе СИКНС, МПа.

2. При разработке технического задания на проектирование СИКНС предусматривают меры, исключающие возможность выделения свободного нефтяного газа из сырой нефти. Давление P_{\text{мин}} , МПа, устанавливают по формуле

P_{\text{мин}}>P_{\text{с}} + \delta P ,

где P_{\text{с}} — максимально допускаемое давление сепарации в установке перед СИКНС, МПа;

\delta P = 0,1 ... 0,5 МПа (запас по давлению).

3. Измерения содержания остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти на СИКНС выполняют при двух крайних значениях давления на СИКНС через равные промежутки времени в течение периода, установленного программой исследований.

Приложение Б (рекомендуемое)

ФОРМА ТЕХНИЧЕСКОГО ЗАДАНИЯ НА РАЗРАБОТКУ МЕТОДИКИ ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ «МАССА СЫРОЙ НЕФТИ. МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ С ПОМОЩЬЮ СИКНС N _____»

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст)

УТВЕРЖДАЮ Руководитель организации-заказчика

                                ___________  _____________________
                                  подпись      инициалы, фамилия

                               "___" _____________ 20___ г.

МАССА СЫРОЙ НЕФТИ МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ С ПОМОЩЬЮ СИКНС N _____

         наименование организации-владельца СИКНС

Техническое задание

СОГЛАСОВАНО Руководитель организации-разработчика МВИ

______________  _________________________
   подпись         инициалы, фамилия

  "___" _____________ 20___ г.



1. <a id="p100220"></a>Наименование и область применения

1.1 Наименование: Масса сырой нефти. Методика выполнения

измерений на СИКНС N _____________________________________________ _________________________________________________________________. наименование организации-владельца СИКНС

1.2 Настоящая методика выполнения измерений (далее — МВИ)

предназначена для использования на СИКНС N _______________________

         наименование организации-владельца СИКНС

при  измерениях  массы  нетто  сырой  нефти.  В  МВИ  должны  быть
учтены  особенности  оснащения  СИКНС,  параметры  сырой  нефти  и

требования к погрешности измерений.

МВИ не может быть использована другими организациями.

2. <a id="p100224"></a>Основание для разработки

2.1 Основанием для разработки являются договор и настоящее

техническое задание.

3. <a id="p100226"></a>Основные требования

3.1 СИКНС должна соответствовать проекту СИКНС N _____,

требованиям ГОСТ Р 8.615-2005 и быть принята в эксплуатацию в соответствии с конкретными нормами и правилами.

3.2 Все средства измерений, входящие в состав СИКНС, должны

быть поверены в установленном порядке.

3.3. МВИ должна соответствовать требованиям ГОСТ Р 8.563-96.

3.4 Документ на МВИ должен быть выполнен в соответствии

с требованиями нормативных документов по стандартизации Российской Федерации и Государственной системы обеспечения единства измерений.

4. <a id="p100231"></a>Основные параметры сырой нефти

4.1 Измеряемая среда: сырая нефть (нетто).

4.2 Диапазон измерений расхода, м3/ч:

- <a id="p100234"></a>максимальный: __________;
- <a id="p100235"></a>минимальный: __________.

4.3 Давление, МПа:

- <a id="p100237"></a>максимальное: __________;
- <a id="p100238"></a>минимальное: __________.

4.4 Температура, °C:

- <a id="p100240"></a>максимальная: __________;
- <a id="p100241"></a>минимальная: __________.

4.5 Вязкость, мм2/с:

- <a id="p100243"></a>максимальная: __________;
- <a id="p100244"></a>минимальная: __________.

4.6 Плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м3:

- <a id="p100246"></a>максимальная: __________;
- <a id="p100247"></a>минимальная: __________.

4.7 Плотность обезвоженной дегазированной нефти в стандартных

условиях, кг/м3: - максимальная: __________; - минимальная: __________.

4.8 Содержание парафина, %, не более: __________.

4.9. Плотность пластовой воды в стандартных условиях, кг/м3: __________.

4.10 Плотность свободного и растворенного газа в сырой нефти,

приведенного к стандартному давлению, т/м3: __________.

4.11 Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более: ________.

4.12 Объемная доля свободного газа в сырой нефти в рабочих

условиях, %: от __________ до __________.

4.13 Количество растворенного газа в сырой нефти, объемная

доля, м3/м3 или массовая доля, кг/т (т/т): __________.

4.14 Содержание механических примесей в сырой нефти, массовая

доля, %: __________.

4.15 Особенности структуры потока сырой нефти (стойкая

эмульсия или наличие свободной воды): __________.

4.16 Содержание хлористых солей в сырой нефти, массовая

доля, % _________________________________________________________.

5. <a id="p100259"></a>Режим работы СИКНС

5.1. Место установки СИКНС (объект, площадка и место в технологической схеме): __________.

5.2 Технологическая схема СИКНС: __________.

5.3. Количество измерительных линий в СИКНС, включая контрольную и резервные, шт.: __________.

5.4. Режим работы СИКНС (непрерывный, цикличный автоматический): ________________________________________________.

5.5 Режим работы эталонного средства измерений расхода:

периодический.

5.6 Нормативный документ на методику поверки эталонного

средства измерений расхода: _____________________________________.

5.7 Периодичность отбора проб объединенной пробы: не менее

одного раза в сутки.

5.8 Возможные нештатные режимы работы СИКНС, технологического

оборудования и пределы изменений параметров нефти: ______________.

5.9 Периодичность измерений содержания остаточного свободного

и растворенного газа в сырой нефти в процессе эксплуатации СИКНС, сут (мес): __________.

6. <a id="p100269"></a>Основные метрологические характеристики

6.1 Пределы допускаемой основной относительной погрешности

измерений массы сырой нефти и массы нетто нефти, %: +/- _________.

6.2 Для обеспечения указанных значений погрешности в состав

СИКНС должны входить следующие средства измерений:

6.2.1 Поточный преобразователь плотности с абсолютной

погрешностью, кг/м3, не более: __________.

6.2.2 Автоматический влагомер с абсолютной погрешностью, %,

не более: __________.

6.2.3. Массовые (объемные) расходомеры с допускаемой относительной погрешностью, %, не более: __________.

6.2.4 Преобразователи давления с основной погрешностью, %,

не более: __________.

6.2.5 Преобразователи температуры с абсолютной погрешностью,

°C, не более: __________.

6.2.6 Манометры класса точности не ниже: __________.

6.2.7 Термометры стеклянные с ценой деления, °C: ___________.

7. <a id="p100279"></a>Средства измерений, вспомогательные устройства
В состав СИКНС входят следующие узлы и блоки:

7.1 Блок контроля качества (или измерительная линия контроля

качества), содержащий ___________________________________________. указывают состав

7.2 Блок измерительных линий, включающий в себя фильтры,

а также _________________________________________________________. указывают состав

7.3 Эталонное средство измерений расхода с узлом обвязки

производительностью, м3/ч (т/ч): __________.

7.4 Система обработки информации.

7.5 Индикатор содержания свободного газа.

8.   <a id="p100285"></a>Охрана  труда.  Техника  безопасности  и  противопожарные

мероприятия. Мероприятия по охране окружающей среды

8.1 МВИ должна обеспечивать выполнение требований норм

Приложения к техническому заданию

1.  <a id="p100288"></a>Протоколы  измерений  содержания   остаточного  свободного<br>

2. <a id="p100289"></a>Физико-химические параметры сырой нефти.

Исполнители:

    _________________   _______________   ________________________
        должность           подпись          инициалы, фамилия

    _________________   _______________   ________________________
        должность           подпись          инициалы, фамилия

    _________________   _______________   ________________________

        должность           подпись          инициалы, фамилия

"___" _____________ 20___ г.

Приложение В (рекомендуемое)

ТРЕБОВАНИЯ К ПОГРЕШНОСТИ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ В СОСТАВЕ СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ

Приложение В исключено с 1 января 2009 года. - Изменение № 1, введенное в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст.

ТРЕБОВАНИЯ К ПОГРЕШНОСТЯМ ИЗМЕРЕНИЙ

Приложение Г исключено с 1 января 2009 года. - Изменение № 1, введенное в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст.

Приложение Д (рекомендуемое)

ПОРЯДОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ МАССЫ СЫРОЙ НЕФТИ КОСВЕННЫМ МЕТОДОМ СТАТИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ

БИБЛИОГРАФИЯ

1. ПР 50.2.009-94. Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений

2. ПР 50.2.006-94. Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок проведения поверки средств измерений

3. РД 39-0148306-422-89. Руководство по проектированию газоизмерительных пунктов для систем учета

4. - [10]. Исключены с 1 января 2009 года. - Изменение № 1, введенное в действие Приказом Ростехрегулирования от 26.08.2008 № 188-ст.

------------------------------------------------------------------