Государственная система обеспечения единства измерений

ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ИЗВЛЕКАЕМЫХ ИЗ НЕДР НЕФТИ ИНЕФТЯНОГО ГАЗА

Общие метрологические и технические требования

Предисловие

(Измененная редакция,Изм.№ 1).

Цели и принципы стандартизации в РоссийскойФедерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническомрегулировании», а правила применения национальных стандартов РоссийскойФедерации - ГОСТ Р1.0-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения».

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Открытымакционерным 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»)

(Новая редакция, Изм.№ 1).

2 ВНЕСЕН Управлениемметрологии Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН ВДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию иметрологии от 28 декабря 2005 г. № 411-ст

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об измененияхк настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационномуказателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок - в ежемесячноиздаваемых информационных указателях «Национальные стандарты». В случаепересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомлениебудет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе«Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и текстыразмещаются также в информационной системе общего пользования - на официальномсайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет

Содержание

ГОСТ Р8.615-2005

НАЦИОНАЛЬНЫЙСТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Дата введения - 2006-03-01

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает общие метрологические итехнические требования к измерениям количества (массы, объема) и другихпараметров извлекаемых из недр сырой нефти и свободного нефтяного газа наэтапах добычи, сбора, транспортировки сырой нефти и свободного нефтяного газа иподготовки товарной продукции на территории Российской Федерации.

Стандарт применяют в качестве основы для разработкиметодик выполнения измерений, а также нормативных и других документов,результаты использования которых являются основанием для расчета количествасырой нефти, сырой нефти обезвоженной, нетто сырой нефти и свободного нефтяногогаза, извлеченных из недр, расчета фактических потерь и проведения раздельногоучета по скважинам, месторождениям и лицензионным участкам.

Результаты измерений массы нефти по ГОСТР 8.595 являются основанием для корректировки результатов измерений сприменением СИКНС, ИУ и СИ по лицензионным участкам, отдельным скважинам илигруппам скважин

(Новая редакция, Изм.№ 1).

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативныессылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 8.563-96 Государственнаясистема обеспечения единства измерений. Методики выполнения измерений

ГОСТР 8.595-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Массанефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

ГОСТ Р51858-2002 Нефть. Общие технические условия

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

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

ГОСТ 2517-85 Нефть инефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механическихпримесей

ГОСТ 14921-78Газы углеводородные сжиженные. Методы отбора проб

ГОСТ 21534-76Нефть. Методы определения содержания хлористых солей

ГОСТ8.586.5-2005 (ИСО 5167-1:2003) Государственная система обеспечения единстваизмерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощьюстандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений

Примечание - Припользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочныхстандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайтенационального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет илипо ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты»,который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и посоответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованнымв текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящимстандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Еслиссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка нанего, применяют в части, не затрагивающей эту ссылку.

(Измененная редакция,Изм.№ 1).

3 Термины иопределения

В настоящем стандарте применены следующие термины ссоответствующими определениями:

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

(Новая редакция, Изм.№ 1).

3.2 дебит скважины: Количество продукциинефтяной скважины, полученное в течение суток.

3.3 измерительная установка: Совокупностьфункционально объединенных измерительных приборов, измерительныхпреобразователей и других устройств, предназначенных для измерений одной илинескольких величин и размещенных в одной пространственно обособленной зоне

(Новая редакция, Изм.№ 1).

3.4 лицензионный участок: Геометризированныйучасток недр, на котором юридическому лицу предоставлено исключительное правона проведение лицензионных работ и пространственные границы которого определеныв порядке, установленном Федеральным законом «О лицензировании отдельных видовдеятельности» (от 08 августа 2001 г. № 128-ФЗ).

3.5 Исключен.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

3.6 масса нетто сырой нефти: Разность массысырой нефти и массы балласта

(Новая редакция, Изм.№ 1).

3.7 нефтяной газ (попутный): Смесьуглеводородных и неуглеводородных газов и паров, находящихся как в свободном,так и в растворенном состоянии, выделяющихся из сырой нефти в процессе еедобычи.

3.8 растворенный газ: Легкие углеводороды, встандартных условиях находящиеся в газообразном состоянии и выделяемые из сыройнефти при технологических операциях подготовки сырой нефти.

3.9 стандартные условия: Условия,соответствующие температуре, равной 15 °С или 20 °С, и избыточному давлению,равному нулю.

3.10 система измерений количества и параметров нефтисырой; СИКНС: Совокупность функционально объединенных средств измерений,систем обработки информации и технологического оборудования, предназначеннаядля:

- измерений массы сырой нефти методом прямых или косвенныхизмерений;

- определения массы нетто сырой нефти;

- измерений параметров сырой нефти;

- отображения (индикации) и регистрации результатовизмерений.

(Новая редакция, Изм.№ 1).

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

(Новая редакция, Изм.№ 1).

3.12 система измерений количества и параметров свободногонефтяного газа; СИКГ: Совокупность функционально объединенных средствизмерений, систем обработки информации и технологического оборудования,предназначенная для:

- измерений объема свободного нефтяного газа;

- измерений параметров свободного нефтяного газа;

- вычисления объема свободного нефтяного газа, приведенногок нормальным условиям;

- отображения (индикации) и регистрации результатовизмерений.

(Введен дополнительно, Изм.№ 1).

3.13 нормальные условия: Условия, соответствующиетемпературе 20°С (293,15 К) и давлению 760 мм рт. ст. (0,101325 МПа).

(Введен дополнительно, Изм.№ 1).

3.14 периодический режим измерений: Режим измерений,характеризующийся поочередным выполнением для каждой скважины единичныхизмерений, периодичность, количество или длительность которых регламентируютсяв МВИ.

(Введен дополнительно, Изм.№ 1).

3.15 свободный нефтяной газ: Смесь углеводородныхгазов, выделившихся из сырой нефти в процессе ее добычи, транспортировки,подготовки и находящихся в свободном состоянии.

(Введен дополнительно, Изм.№ 1).

4 Сокращения

В настоящем стандарте использованы следующиесокращения:

ИУ - измерительная установка;

МВИ - методика выполнения измерений;

СИ - средство измерений;

СИКГ - система измерений количества и параметровсвободного нефтяного газа

СИКНС - система измерений количества и параметровнефти сырой.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

5 Общие положения

5.1 Для измерений количества сырой нефти и нефтяногогаза применяют СИ, имеющие сертификат об утверждении типа и внесенные вГосударственный реестр средств измерений в соответствии с правилами пометрологии [1]

СИ подлежат государственному метрологическомуконтролю, осуществляемому в виде периодических поверок в соответствии справилами по метрологии [2],проводимых органами Государственной метрологической службы или метрологическимислужбами юридических лиц, аккредитованными на право поверки СИ.

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

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

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

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

Измерения по отдельным скважинам могут выполнятьсяиндивидуальными или групповыми ИУ.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

5.3 Результаты измерений количества сырой нефтивыражают в единицах массы, а нефтяного газа - в единицах объема, приведенного кнормальным условиям согласно 3.13.

(Новая редакция, Изм.№ 1).

5.4 Результаты измерений массы сырой нефти и объемасвободного нефтяного газа, выполненных методами прямых и косвенных измерений всоответствии с аттестованными в установленном порядке МВИ, являются основаниемдля прямого учета на конкретном участке недр.

(Введен дополнительно, Изм.№ 1).

6 Требования кизмерениям количества сырой нефти и нефтяного газа по отдельной скважине

6.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

а) массы сырой нефти: ±2,5 %;

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

до 70 % - ±6 %;

от 70 % до 95 % - ±15 %;

свыше 95 % - предел допускаемой относительной погрешностиустанавливают в МВИ, утвержденных и аттестованных в установленном порядке;

в) объема свободного нефтяного газа: ±5 %.

В случае изменения газового фактора по лицензионнымучасткам не более чем на 5 % за предыдущие 5 лет допускается определение объемасвободного нефтяного газа по скважинам на основании данных периодическихгидродинамических исследований.

(Новая редакция, Изм.№ 1).

6.2 Исключен.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

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

6.4 ИУ должна обеспечивать регистрацию отработанногоскважинами времени.

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

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

6.6 Измерения количества сырой нефти и свободногонефтяного газа должны осуществляться в непрерывном или периодическом режимах

(Введен дополнительно, Изм.№ 1).

7 Требования кизмерениям количества сырой нефти по лицензионному участку

7.1 Измерения количества сырой нефти выполняют сприменением СИКНС статическими методами измерений.

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

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

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

(Новая редакция, Изм.№ 1).

7.3 Измерения количества сырой нефти при пробной иопытно-промышленной разработке залежей допускается выполнять с помощьюавтоматизированных ИУ, в том числе мобильных.

7.4 При транспортировании сырой нефти с лицензионногоучастка на различные объекты измерения количества сырой нефти выполняют длякаждого объекта.

7.5 СИКНС должны соответствовать следующимтехническим требованиям:

7.5.1 Состав СИКНС, технические и метрологическиехарактеристики СИ и оборудования, входящих в состав СИКНС, должнысоответствовать проекту, разработанному по техническому заданию напроектирование СИКНС, прошедшему метрологическую экспертизу и экспертизупромышленной безопасности, и требованиям настоящего стандарта.

Формы технических заданий на проектирование СИКНС иразработку соответствующей МВИ приведены в приложенияхА и Б.

7.5.2 Обработку результатов измерений следуетосуществлять с применением системы обработки информации.

7.5.3 В составе СИКНС применяют СИ, имеющиесертификат об утверждении типа и внесенные в Государственный реестр средствизмерений.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

7.5.4 Значения пределов допускаемой относительнойпогрешности измерений количества сырой нефти с помощью СИКНС определяют настадии разработки технических заданий на проектирование СИКНС и разработку МВИи проекта на основе технико-экономического анализа в зависимости от условийизмерений, выбранного метода измерений и метрологических характеристик СИ.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

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

Таблица1

В процентах

(Новая редакция, Изм.№ 1).

7.6 Измерения количества сыройнефти по лицензионному участку при подготовке нефти для приведения еепараметров в соответствие с требованиями ГОСТР 51858 выполняют по ГОСТР 8.595.

7.7 Исключен.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

8 Методы измерений

8.1 Необходимость учета содержания нефтяного газа всвободном состоянии (далее - свободный газ) и растворенного газа в сырой нефти(далее - растворенный газ) определяют в зависимости от условий сепарации иоткачки сырой нефти. Если сырую нефть откачивают через СИКНС из резервуаров иСИКНС расположена на выходе насосов, а также при откачке сырой нефти изсепараторов, 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 томслучае, если в сырой нефти при сдаче потребителю установлено его наличие.

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

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

8.4 Исключен.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

8.4.1 К бессепарационным методам относят методы сиспользованием мультифазных и мультифазных парциальных установок.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

8.4.1.1 Исключен.

8.4.1.2 Исключен.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

8.4.2 Исключен.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

8.4.2.1 Исключен.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

8.4.2.2 Исключен.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

8.4.2.3 Исключен.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

8.4.2.4 Исключен.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

8.5 При измерениях количества сырой нефти с помощьюСИКНС метод измерений выбирают при разработке МВИ в зависимости от содержанияводы в сырой нефти, типа преобразователя расхода (объемный, массовый), наличияплотномера, наличия и типа влагомера.

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

8.6.1 Исключен.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

8.6.2 Если в процессе транспортирования и сдачисырой нефти на подготовку происходит окончательное разгазирование, то вводятдополнительный коэффициент, учитывающий уменьшение массы сырой нефти приокончательном разгазировании. Кроме того, вводят коэффициент технологическихпотерь сырой нефти от испарения в технологических и товарных резервуарах.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

8.6.3 Корректировку на свободный газ при определениимассы сырой нефти данным методом не проводят, так как все операции выполняют воткрытых резервуарах после полного удаления свободного газа.

8.7 Отбор проб сырой нефти выполняют по ГОСТ 2517и аттестованной методике пробоотбора.

(Новая редакция, Изм.№ 1).

8.7.1 Исключен.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

8.7.2 Исключен.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

8.7.3 Исключен.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

8.7.4 Исключен.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

8.8 Определение содержания воды, хлористых солей имеханических примесей в сырой нефти проводят по ГОСТ 2477,ГОСТ21534, ГОСТ6370 или поточными и лабораторными анализаторами.

8.9 Результаты вычислений массы нетто сырой нефти,полученные в соответствии с аттестованными МВИ с использованием СИКНС, могутявляться информацией о количестве добытой обезвоженной, обессоленной истабилизированной нефти для прямого учета нефти по лицензионным участкам иместорождениям. По результатам определения массы нефти обезвоженной,обессоленной и стабилизированной формируются отчетные данные о количестве добытойнефти по лицензионным участкам и месторождениям.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

9 Требования кизмерениям количества нефтяного газа

9.1 Измерения количества свободный нефтяного газа поскважинам выполняют с помощью СИ, имеющих сертификат об утверждении типа ивнесенных в Государственный реестр средств измерений, или с помощью сужающихустройств по ГОСТ8.586.5 при контроле режима работы скважин и технологии разработкиместорождений.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

9.2 Результаты измерений количества свободного нефтяногогаза выражают в соответствии с 5.3.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

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

При применении газлифтного способа добычи нефтиосуществляют измерения количества закачанного газа.

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

Пределы допускаемой относительной погрешностиизмерений объема свободного нефтяного газа не должны превышать ± 5 %.

(Новая редакция, Изм.№ 1).

9.4 Исключен.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

9.5 Исключен.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

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

9.7 Проектирование системы измерений количества ипараметров свободного нефтяного газа осуществляют на основании техническогозадания на проектирование, утвержденного организацией-заказчиком в соответствиис руководящим документом [3].

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

9.8 Системы измерений количества и параметровсвободного нефтяного газа должны соответствовать проекту, разработанному потехническому заданию на проектирование и прошедшему метрологическую экспертизуи экспертизу промышленной безопасности, и требованиям настоящего стандарта.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

Приложение А
(рекомендуемое)

Форма технического задания на проектирование системыизмерений количества и параметров нефти сырой

УТВЕРЖДАЮ

Руководительорганизации-владельца СИКНС

_______________  ______________________

подпись                                 инициалы, фамилия         

«____» ____________ 20___ г.

СИСТЕМАИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ

_____________________________________________________________________________

наименование проектируемого объекта

Техническоезадание на рабочий проект

СОГЛАСОВАНО

Руководительорганизации-разработчика проекта

________________  __________________________

подпись                                 инициалы,фамилия

«____»_______________ 20____ г.

1. Наименованиепроектируемого объекта СИКНС: № _______________________________

________________________________________________________________________________

наименование организации- владельца СИКНС

2. Основание для проектирования: договор №______________________________________

3. Вид строительства (новое строительство,модернизация, реконструкция): ____________

4. Цель модернизации (реконструкции):___________________________________________

5. Назначение объекта: измерения количества сыройнефти.

6.Месторасположение объекта (район, пункт, площадка строительства, место в схеме

технологическойпредварительной подготовки и транспортировки нефти): ________________

________________________________________________________________________________

7. Номенклатура и объем производства: одна СИКНС.

8. Исходные данные для проектирования

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

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

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 (пределыдопускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти,пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема или массы сыройнефти, %):

________________________________________________________________________________

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

8.5. Максимальная и минимальная пропускнаяспособность СИКНС, м³/ч (т/ч):

________________________________________________________________________________

8.6. Количество измерительных линий в СИКНС, включаяконтрольную и резервные, шт.:

______________________________

8.7. Максимальное и минимальное рабочее давление вСИКНС, МПа: _________________

8.8. Максимальная и минимальная температура сыройнефти, °С: _____________________

8.9. Пределы изменения вязкости сырой нефти врабочих условиях в течение года, сСт:

______________________________

8.10. Максимальная и минимальная плотность сыройнефти 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 сыройнефти (с учетом нештатных режимов), объемная доля, %:________________________________________________________________

8.13. Пределыизменения содержания остаточного свободного газа в сырой нефти на СИКНС врабочих условиях, объемная доля, %: ______________________________________

8.14. Пределы изменения содержания растворенногогаза в сырой нефти, м³/м³: _________

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

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

8.16. Плотность пластовой воды, кг/м³:____________________________________________

8.17. Максимальное содержание механических примесейв 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 пределыизменений параметров при этих режимах: _______________________________________________________________________

8.22. Длительность планируемого периода временимежду двумя очередными измерениями содержания остаточного свободного ирастворенного газа в сырой нефти на СИКНС, сут (мес): _______________________________________________________________

8.23 Содержание хлористых солей в сырой нефти,массовая доля, % ___________________

(Введен дополнительно, Изм.№ 1).

9. Диаметр подводящего и отводящего нефтепроводов кСИКНС, мм: _________________

10. Особые условия проектирования:_____________________________________________

11. Дренаж нефти и нефтесодержащих стоков (в дренажнуюсистему): _________________

12. Промливневые стоки с площадки, СИКНС иэталонного преобразователя расхода (в дренажную емкость):_____________________________________________________________

13. Электроснабжение СИКНС (основное, резервное):_______________________________

14. Контрольные кабельные линии:_______________________________________________

15. Наименование строительно-монтажной организации:____________________________

16. Наименование организации- разработчика проекта:______________________________

17. Наименование организации-заказчика:_________________________________________

18. Сроки начала и окончания строительства:______________________________________

19. Этапы проектирования (рабочий проект):______________________________________

20. Состав проекта:____________________________________________________________

21. Охрана труда, техника безопасности,противопожарные мероприятия и мероприятия по охране окружающей среды:_____________________________________________________

Приложения к техническомузаданию:

1. Протоколы измерений содержания остаточногосвободного и растворенного газа в сырой нефти.

2. Физико-химические параметры сырой нефти.

3. Генеральный план площадки строительства(горизонтальные и вертикальные планировки, сводный план инженерных сетей).

4. Технические условия на электроснабжение,теплоснабжение, водоснабжение, канализацию.

5. Задание на составление сметной документации.

6. Характеристика верхних грунтов, максимальныйуровень грунтовых вод, максимально допускаемая нагрузка на грунты, кг/см².

Ответственные исполнители:

_______________  ______________________

подпись                 инициалы, фамилия         

_______________  ______________________

подпись                 инициалы, фамилия         

_______________  ______________________

подпись                 инициалы, фамилия         

СОГЛАСОВАНО

Главный инженер проекта

________________  __________________________

подпись                                 инициалы,фамилия

«____»_______________ 20____ г.

Примечания

1 Избыточное давлениесырой нефти на выходе СИКНС должно обеспечивать бескавитационную работутурбинного ПР и должно быть не менее определенного по формуле

,

где Р -избыточное давление на выходе СИКНС, МПа;

Р_н - давление насыщенных паров, определенное всоответствии с ГОСТ 1756 примаксимальной температуре сырой нефти в СИКНС, МПа;

ΔР - перепад давления на турбинном ПР, указанный втехническом паспорте, МПа;

Р_мин - давление на выходе СИКНС, МПа.

2 При разработкетехнического задания на проектирование СИКНС предусматривают меры, исключающиевозможность выделения свободного нефтяного газа из сырой нефти. Давление Р_мин,МПа, устанавливают по формуле

,

где Р_с- максимально допускаемое давление сепарации в установке перед СИКНС, МПа;

δР = 0,1...0,5 МПа (запас по давлению).

3 Измерениясодержания остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти на СИКНСвыполняют при двух крайних значениях давления на СИКНС через равные промежуткивремени в течение периода, установленного программой исследований.

Приложение Б
(рекомендуемое)

Форма техническогозадания на разработку методики выполнения измерений «Масса сырой нефти.Методика выполнения измерений с помощью СИКНС № ________»

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель организации-заказчика

_______________  ______________________

подпись                 инициалы, фамилия         

«____» ____________ 20___ г.

МАССА СЫРОЙ НЕФТИ
 МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ С ПОМОЩЬЮСИКНС
№ ________

____________________________________________________________________

наименование организации-владельца СИКНС

Техническоезадание

СОГЛАСОВАНО

Руководитель организации-разработчика МВИ

________________  __________________________

подпись                                 инициалы,фамилия

«____»_______________ 20____ г.

1. Наименование и область применения

1.1. Наименование: Масса сырой нефти. Методикавыполнения измерений на СИКНС № ____________

________________________________________________________________________________

наименованиеорганизации- владельца СИКНС

1.2. Настоящая методика выполнения измерений (далее- МВИ) предназначена для использования на СИКНС №______________________________________________________

наименованиеорганизации- владельца СИКНС

при измерениях массы нетто сыройнефти. В МВИ должны быть учтены особенности оснащения СИКНС, параметры сыройнефти и требования к погрешности измерений.

МВИ не может быть использована другимиорганизациями.

2. Основание для разработки

2.1. Основанием для разработки являются договор инастоящее техническое задание.

3. Основные требования

3.1. СИКНС должна соответствовать проекту СИКНС №_____, требованиям ГОСТ Р 8.615-2005 и быть принята в эксплуатацию всоответствии с конкретными нормами и правилами.

3.2. Все средства измерений, входящие в составСИКНС, 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 всоответствии с требованиями нормативных документов по стандартизации РоссийскойФедерации и Государственной системы обеспечения единства измерений.

4. Основные параметры сырой нефти

4.1. Измеряемая среда: сырая нефть (нетто).

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

4.2. Диапазон измерений расхода, м³/ч:

- максимальный: ______________;

- минимальный: _______________.

4.3. Давление, МПа:

- максимальное: ______________;

- минимальное: _______________.

4.4. Температура, °С:

- максимальная: ______________;

- минимальная: _______________.

4.5. Вязкость, мм²/с:

- максимальная: ______________;

- минимальная: _______________.

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

- максимальная: ________________;

- минимальная: _________________.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

4.7. Плотность обезвоженной дегазированной нефти встандартных условиях, кг/м³:

- максимальная: ________________;

- минимальная: _________________.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

4.8. Содержание парафина, %, не более:____________________________.

4.9. Плотность пластовой воды в стандартныхусловиях, кг/м³: _____________________

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

4.10. Плотность свободного и растворенного газа всырой 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 рабочихусловиях, %: 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 сыройнефти, 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, % ___________________

(Введен дополнительно, Изм.№ 1).

5. Режим работы СИКНС

5.1. Место установки СИКНС (объект, площадка и местов технологической схеме): _____.

5.2. Технологическая схема СИКНС: ____________.

5.3. Количество измерительных линий в СИКНС, включаяконтрольную и резервные, шт.: _________.

5.4. Режим работы СИКНС (непрерывный, цикличныйавтоматический): ______________.

5.5. Режим работы эталонного средства измеренийрасхода: периодический.

5.6. Нормативный документ на методику поверкиэталонного 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 остаточногосвободного и растворенного газа в сырой нефти в процессе эксплуатации СИКНС,сут (мес): _________________.

6. Основные метрологические характеристики

6.1. Пределы допускаемой основной относительнойпогрешности измерений массы сырой нефти и массы нетто нефти, %: ±________________.

6.2. Для обеспечения указанных значений погрешностив состав СИКНС должны входить следующие средства измерений:

6.2.1. Поточный преобразователь плотности сабсолютной погрешностью, кг/м³, не более: _____________.

6.2.2. Автоматический влагомер с абсолютнойпогрешностью, %, не более: ____________.

6.2.3. Массовые (объемные) расходомеры с допускаемойотносительной погрешностью, %, не более: _________________.

6.2.4. Преобразователи давления с основнойпогрешностью, %, не более: ______________.

6.2.5. Преобразователи температуры с абсолютнойпогрешностью, °С, не более: ________.

6.2.6. Манометры класса точности не ниже:________________.

6.2.7. Термометры стеклянные с ценой деления, °С:________________.

7. Средства измерений, вспомогательные устройства

В состав СИКНС входят следующие узлы и блоки:

7.1. Блок контроля качества (или измерительная линияконтроля качества), содержащий

___________________________________________.

указывают состав

7.2. Блок измерительных линий, включающий в себяфильтры, а также

___________________________________________.

указывают состав

7.3. Эталонное средство измерений расхода с узломобвязки производительностью, м³/ч (т/ч):_______________________________.

7.4. Система обработки информации.

7.5. Индикатор содержания свободного газа.

8. Охрана труда. Техника безопасности ипротивопожарные мероприятия. Мероприятия по охране окружающей среды

8.1. МВИ должна обеспечивать выполнение требованийнорм и правил по технике безопасности, охране труда, окружающей среды ипротивопожарных мероприятий.

Приложения к техническомузаданию

1. Протоколы измерений содержания остаточногосвободного и растворенного газа в сырой нефти.

2. Физико-химические параметры сырой нефти.

Исполнители:

________________                       __________________                        ____________________

должность                                                            подпись                                                     инициалы, фамилия

________________                       __________________                        ____________________

должность                                                            подпись                                                     инициалы, фамилия

________________                       __________________                        ____________________

должность                                                            подпись                                                     инициалы, фамилия

«____»_______________ 20____ г.

Приложение В
(рекомендуемое)

Требования кпогрешности средств измерений, применяемых в составе системы измеренийколичества и параметров нефти сырой

Исключено.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

Приложение Г
(рекомендуемое)

Требования кпогрешностям измерений и средств измерений, используемых при косвенном методестатических измерений

Исключено.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

Приложение Д

(рекомендуемое)

Порядок определениямассы сырой нефти косвенным методом статических измерений

Исключено.

(Измененная редакция, Изм.№ 1).

Библиография