 | Информационная система | |
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО
ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ
|
|
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ |
ГОСТ Р |
Государственная система обеспечения единства
измерений
ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ИЗВЛЕКАЕМЫХ
ИЗ НЕДР НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА
Общие метрологические и технические требования
|
|
Москва |
(Измененная редакция, Изм. № 1).
Предисловие
Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения национальных стандартов Российской Федерации - ГОСТ Р 1.0-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения»
Сведения о стандарте
1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом «Тюменский нефтяной научно-технологический центр» (ОАО «ТНЦ») и Государственным предприятием Ханты-Мансийского автономного округа ЮГРА «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В. И. Шпильмана» (ГП «НАЦРН им. В. И. Шпильмана»)
(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
5 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Декабрь 2007 г.
СОДЕРЖАНИЕ
ГОСТ Р 8.615-2005
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
(Измененная редакция, Изм. № 1).
Дата введения - 2006-03-01
1 Область применения
Настоящий стандарт устанавливает общие метрологические и технические требовании 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, месторождениями 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 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
(Измененная редакция, Изм. № 1).
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.
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.
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.
3.1, 3.3 (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, Изм. № 1).
3.6 масса нетто сырой нефти: Разность массы сырой нефти и массы балласта.
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.
(Новая редакция, Изм. № 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.
3.6, 3.10, 3.11 (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.
3.13 (Исключен, Изм. № 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 (Введено дополнительно, Изм. № 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 (Введено дополнительно, Изм. № 2)
4 Сокращения
В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:
ИУ - измерительная установка;
МВИ - методика выполнения измерений;
(Исключен, Изм. № 1).
СИ - средство измерений;
СИКГ - система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа;
(Введено дополнительно, Изм. № 1).
СИКНС - система измерений количества и параметров нефти сырой.
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].
(Новая редакция, Изм. № 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.
(Исключен, 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.
(Введено дополнительно, Изм. № 1).
5.3 Результаты измерений количества сырой нефти выражают в единицах массы, а нефтяного газа - в единицах объема, приведенного к стандартным условиям.
(Новая редакция, Изм. № 1, 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.
(Введено 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 %.
(Новая редакция, Изм. № 1, Поправка).
6.2 (Исключен, 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 ил и 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.
(Введено 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.
При промышленной разработке залежей измерения количества сырой нефти допускается выполнять мобильными ИУ на одиночных (некустовых) скважинах.
(Новая редакция, Изм. № 2, Поправка).
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.
7.5.3, 7.5.4 (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.
(Новая редакция, Изм. № 1).
|
Таблица 1 |
В процентах |
|
Содержание воды в сырой нефти, объемная доля |
Пределы допускаемой относительной погрешности МВИ массы нетто сырой нефти с применением СИКНС |
|
От 0 до 5 |
±0,35 |
|
» 5 » 10 |
±0,4 |
|
» 10 » 20 |
±1,5 |
|
» 20 » 50 |
±2,5 |
|
» 50 » 70 |
±5,0 |
|
» 70 » 85 |
±15,0 |
|
Примечание - При содержании воды в сырой нефти более 85 % погрешность нормируется по МВИ. |
|
(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, 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, 8.4.1 - 8.4.2.4 (Исключены, Изм. № 1).
8.4.2.2 Сепарационный метод, основанный на прямом методе измерений массы
Массу сырой нефти в емкости измеряют прямым методом статических измерений или прямым методом динамических измерений при сливе. С помощью влагомера при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти. На основе этих данных вычисляют массы воды и нефти.
8.4.2.3 Сепарационный метод, основанный на косвенном методе динамических измерений массы
Объем сырой нефти измеряют с помощью счетчика объема при сливе. С помощью влагомера при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти. Плотность нефти и воды определяют в лаборатории по отобранной пробе. На основе этих данных вычисляют массы воды и нефти.
8.4.2.4 Сепарационный метод, основанный на гидростатическом принципе
Массу сырой нефти измеряют косвенным методом, основанным на гидростатическом принципе. Для этого измеряют гидростатическое давление сырой нефти и объем сырой нефти с помощью мер вместимости. С помощью влагомера при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти. На основе этих данных вычисляют массы воды и нефти.
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. № 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 - 8.7.4 (Исключены, Изм. № 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.
(Новая редакция, Изм. № 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.
(Введено дополнительно, Изм. № 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 газа выражают в соответствии с 5.3.
9.1, 9.2 (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 - 9.5 (Исключены, 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].
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. № 1).
Приложение А
(рекомендуемое)
Форма
технического задания на проектирование системы измерений количества
и параметров нефти сырой
СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ ______________________________________________________________________ наименование проектируемого объекта Техническое задание на рабочий проект
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 технологической схеме 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, % _____________ (Введено 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
Р = 2,06Рн + 2DР > Рмин,
где Р - избыточное давление на выходе СИКНС, МПа;
Рн - давление насыщенных паров, определенное в соответствии с ГОСТ 1756 при максимальной температуре сырой нефти в СИКНС, МПа;
DР - перепад давления на турбинном ПР, указанный в техническом паспорте, МПа;
Рмин - 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 Рмин, МПа, устанавливают по формуле
Рмин > Рс + δР,
где Рс - 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)
МАССА СЫРОЙ НЕФТИ МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ С ПОМОЩЬЮ СИКНС № ___ ______________________________________________________________________ наименование организации-владельца СИКНС Техническое задание
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: ___________. 4.7. Плотность обезвоженной дегазированной нефти в стандартных условиях, кг/м3: - максимальная: ___________; - минимальная: ___________. 4.8. Содержание парафина, %, не более: ___________. 4.9. Плотность пластовой воды в стандартных условиях, кг/м3: ___________. 4.6, 4.7, 4.9 (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 хлористый солей в сырой нефти, массовая доля, % ___________. (Введено 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. |
Приложения В - Д (Исключены, Изм. № 1).
Библиография
|
[1] ПР 50.2.009-94 |
Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений |
|
[2] ПР 50.2.006-94 |
Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок проведения поверки средств измерений |
|
Руководство по проектированию газоизмерительных пунктов для систем учета |
|
|
(Исключены, Изм. № 1). |
|
Ключевые слова: нефть, нефтяной газ, измерения количества, норма погрешности измерений, скважина, лицензионный участок |