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

ГОСТ Р 8.615-2005

Группа Т86.2

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*

______________

* Наименование стандарта. Измененная редакция, Изм. N 1.

ОКС 17.020

Дата введения 2006-03-01

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 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")

(Измененная редакция, Изм. N 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. N 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

ВНЕСЕНЫ: Изменение N 1, утвержденное и введенное в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26.08.2008 N 188-ст с 01.01.2009, Изменение N 2, утвержденное Приказом Ростехрегулирования от 13.10.2009 N 447-ст с датой введения в действие с 01.05.2010

Изменения N 1, 2 внесены изготовителем базы данных по тексту ИУС N 11, 2008 год, ИУС N 1, 2010 год

ВНЕСЕНА поправка, опубликованная в ИУС N 9, 2010 год

Поправка внесена изготовителем базы данных

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.

(Измененная редакция, Изм. N 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 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

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

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. N 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.

(Измененная редакция, Изм. N 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.

(Измененная редакция, Изм. N 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. N 128-ФЗ).

3.5 (Исключен, Изм. N 1).

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

(Измененная редакция, Изм. N 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 20 °С, и избыточному давлению, равному нулю.

(Измененная редакция, Изм. N 2).

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.

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.

3.10, 3.11(Измененная редакция, Изм. N 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.

3.13 (Исключен, Изм. N 2).

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

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

3.12-3.15 (Введены дополнительно, Изм. N 1).

3.16 параметры свободного нефтяного газа: Физические величины: температура, плотность и давление.

3.17 параметры сырой нефти: Физические величины: температура, плотность, давление, масса балласта, объем растворенного нефтяного газа

3.16, 3.17 (Введены дополнительно, Изм. N 2).

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. N 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. N 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. N 1).

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

(Измененная редакция, Изм. N 2).

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. N 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%.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

6.2 (Исключен, Изм. N 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. N 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.

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

7.1, 7.2 (Измененная редакция, Изм. N 1).

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

При промышленной разработке залежей измерения количества сырой нефти допускается выполнять мобильными ИУ на одиночных (некустовых) скважинах.

(Измененная редакция, Изм. N 2).

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.

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.

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

7.5.3-7.5.5 (Измененная редакция, Изм. N 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, Изм. N 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, 8.4.1-8.4.2.4 (Исключены, Изм. N 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, Изм. N 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. N 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.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

8.7.1 -8.7.4 (Исключены, Изм. N 1).

8.8 Определение содержания воды, хлористых солей и механических примесей в сырой нефти проводят по ГОСТ 2477, ГОСТ 21534, ГОСТ 6370, поточными или лабораторными анализаторами и другими методами, аттестованными в установленном порядке.

(Измененная редакция, Изм. N 2).

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.

(Введен дополнительно, Изм. N 1).

9 Требования к измерениям количества нефтяного газа

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.

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

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%.

9.1-9.3 (Измененная редакция, Изм. N 1).

9.4, 9.5 (Исключены, Изм. N 1).

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].

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.

9.7, 9.8 (Измененная редакция, Изм. N 1).

Приложение А
(рекомендуемое)

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

Примечания

1 Избыточное давление сырой нефти на выходе СИКНС должно обеспечивать бескавитационную работу турбинного ПР и должно быть не менее определенного по формуле

,

где - избыточное давление на выходе СИКНС, МПа;

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

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

- 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 , МПа, устанавливают по формуле

,

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

=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 А. (Измененная редакция, Изм. N 1).

Приложение Б
(рекомендуемое)

Форма технического задания на разработку методики выполнения измерений
"Масса сырой нефти. Методика выполнения измерений с помощью СИКНС N__"

Приложение Б .(Измененная редакция, Изм. N 1).

Приложения В-Д (Исключены, Изм. N 1).

Библиография

Текст документа сверен по:

, 2006

Редакция документа с учетом

изменений и дополнений

подготовлена