Государственная система обеспечения единства измерений

ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ИЗВЛЕКАЕМЫХ ИЗ НЕДР НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА

Общие метрологические и технические требования

Предисловие

(Измененная редакция, Изм. № 1).

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»)

(Новая редакция, Изм. № 1).

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

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок - в ежемесячно издаваемых информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет

Содержание

ГОСТ Р 8.615-2005

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Дата введения - 2006-03-01

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает общие метрологические и технические требования к измерениям количества (массы, объема) и других параметров извлекаемых из недр сырой нефти и свободного нефтяного газа на этапах добычи, сбора, транспортировки сырой нефти и свободного нефтяного газа и подготовки товарной продукции на территории Российской Федерации.

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

(Новая редакция, Изм. № 1).

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

ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия

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

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

ГОСТ 14921-78 Газы углеводородные сжиженные. Методы отбора проб

ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей

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

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.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

3 Термины и определения

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.

(Новая редакция, Изм. № 1).

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

(Новая редакция, Изм. № 1).

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 08 августа 2001 г. № 128-ФЗ).

3.5 Исключен.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

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

(Новая редакция, Изм. № 1).

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 °С или 20 °С, 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.

(Новая редакция, Изм. № 1).

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.

(Новая редакция, Изм. № 1).

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;

- отображения (индикации) и регистрации результатов измерений.

(Введен дополнительно, Изм. № 1).

3.13 нормальные условия: Условия, соответствующие температуре 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 единичных измерений, периодичность, количество или длительность которых регламентируются в МВИ.

(Введен дополнительно, Изм. № 1).

3.15 свободный нефтяной газ: Смесь углеводородных газов, 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 следующие сокращения:

ИУ - измерительная установка;

МВИ - методика выполнения измерений;

СИ - средство измерений;

СИКГ - система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа

СИКНС - система измерений количества и параметров нефти сырой.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

5 Общие положения

5.1 Для измерений количества сырой нефти и нефтяного газа применяют СИ, имеющие сертификат об утверждении типа и внесенные в Государственный реестр средств измерений в соответствии с правилами по метрологии [1]

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.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

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.

Измерения по отдельным скважинам могут выполняться индивидуальными или групповыми ИУ.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

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

(Новая редакция, Изм. № 1).

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.

(Введен дополнительно, Изм. № 1).

6 Требования к измерениям 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 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.

(Новая редакция, Изм. № 1).

6.2 Исключен.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

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

(Введен дополнительно, Изм. № 1).

7 Требования к измерениям количества сырой нефти по лицензионному участку

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

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

(Измененная редакция, Изм. № 1).

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

(Новая редакция, Изм. № 1).

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.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

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.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

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.

Таблица 1

В процентах

(Новая редакция, Изм. № 1).

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.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

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 Исключен.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

8.4.1 К бессепарационным методам относят методы с использованием 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 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.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

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.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

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

8.7 Отбор проб сырой нефти выполняют по ГОСТ 2517 и 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 и механических примесей в сырой нефти проводят по ГОСТ 2477, ГОСТ 21534, ГОСТ 6370 или поточными и лабораторными анализаторами.

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

(Измененная редакция, Изм. № 1).

9 Требования к измерениям количества нефтяного газа

9.1 Измерения количества свободный 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.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

9.2 Результаты измерений количества свободного нефтяного газа 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 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 %.

(Новая редакция, Изм. № 1).

9.4 Исключен.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

9.5 Исключен.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

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

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

(Измененная редакция, Изм. № 1).

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.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Приложение А
(рекомендуемое)

Форма технического задания на проектирование системы измерений количества и параметров нефти сырой

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. Наименование проектируемого 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 сырой нефти.

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

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

________________________________________________________________________________

(Измененная редакция, Изм. № 1).

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, °С: _____________________

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:___________________________________

(Измененная редакция, Изм. № 1).

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, % ___________________

(Введен дополнительно, Изм. № 1).

9. Диаметр подводящего и отводящего нефтепроводов к СИКНС, мм: _________________

10. Особые условия проектирования: _____________________________________________

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

12. Промливневые стоки с площадки, СИКНС и эталонного 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 техническому заданию:

1. Протоколы измерений содержания остаточного свободного 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, максимальный уровень 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 давление сырой нефти на выходе СИКНС должно обеспечивать бескавитационную работу турбинного ПР и должно быть не менее определенного по формуле

,

где Р - избыточное давление на выходе СИКНС, МПа;

Р_н - давление насыщенных паров, определенное в соответствии с ГОСТ 1756 при максимальной температуре сырой нефти в СИКНС, МПа;

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

Р_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 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 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 № ________»

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель организации-заказчика

_______________  ______________________

подпись                 инициалы, фамилия         

«____» ____________ 20___ г.

МАССА СЫРОЙ НЕФТИ
 МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ С ПОМОЩЬЮ СИКНС
№ ________

____________________________________________________________________

наименование организации-владельца СИКНС

Техническое задание

СОГЛАСОВАНО

Руководитель организации- разработчика МВИ

________________  __________________________

подпись                                 инициалы, фамилия

«____» _______________ 20____ г.

1. Наименование и область применения

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

________________________________________________________________________________

наименование организации- владельца СИКНС

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

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. Основание для разработки

2.1. Основанием для разработки являются договор и настоящее техническое задание.

3. Основные требования

3.1. СИКНС должна соответствовать проекту СИКНС № _____, 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. 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 в стандартных условиях, кг/м³:

- максимальная: ________________;

- минимальная: _________________.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

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

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

(Измененная редакция, Изм. № 1).

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, % ___________________

(Введен дополнительно, Изм. № 1).

5. 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. 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, °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 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. Охрана труда. Техника безопасности и противопожарные мероприятия. Мероприятия по охране окружающей среды

8.1. МВИ должна обеспечивать выполнение требований норм и правил по технике безопасности, охране труда, окружающей среды и противопожарных мероприятий.

Приложения к техническому заданию

1. Протоколы измерений содержания остаточного свободного 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 к погрешности средств измерений, применяемых в составе системы измерений количества и параметров нефти сырой

Исключено.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Приложение Г
(рекомендуемое)

Требования к погрешностям измерений и средств измерений, используемых при косвенном методе статических измерений

Исключено.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Приложение Д

(рекомендуемое)

Порядок определения массы сырой нефти косвенным методом статических измерений

Исключено.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Библиография