ГОСТ Р 8.615—2005
СИ, применяемыенаобъектах, поднадзорныхФедеральнойслужбепоэкологическому, технологи
ческому и атомному надзору, должны иметь разрешение на применение, выданное этой службой.
СИ, введенные в эксплуатациюдо принятия настоящего стандарта, подлежаттехническому осви
детельствованию на соответствиетребованиям настоящегостандарта имодернизациис последующим
проведением испытаний в целях утверждения типа.
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.
5.3 Результаты измерений количества сырой нефти выражают в единицах массы, а нефтяного
газа — в единицах объема, приведенного к стандартным условиям по ГОСТ 2939.
6 Требования к измерениям количества сырой нефти и нефтяного газа по
отдельной скважине
6.1 Для измеренийколичествасыройнефтиинефтяногогазаприменяют ИУ спределамидопуска
емой основной относительной погрешности измерений:
а) массы сырой нефти: ± 2.5 %;
б) массы нефти с содержанием воды до:
70 %: ♦ 6.0 %;
95%: *15.0%;
98 %: i 30.0 %;
в) объема нефтяного газа: ± 5.0 %.
6.2 Указанную в 6.1 точность измерений обеспечивают при наличии данных о плотности нефти и
воды, определенных поМВИ,аттестованным и утвержденным впорядке, установленном ГОСТР 8.563.
6.3 Вычислительные устройства ИУ должны обеспечивать регистрацию ихранение 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 регистрацияотработанногоскважинами времени вконтроллерах ИУ или пунктах сбо
ра информации систем телемеханики (СКАДА-систем).
6.5 Вычислительные устройства ИУдолжны обеспечивать передачу на верхний уровень инфор
мационныхсистем (пунктовсбора информации систем телемеханики или центральныхсерверовкорпо
ративных баз данных) архивной информации и информации о текущих результатах измерений.
7 Требования к измерениям количества сырой нефти по лицензионному
участку
7.1 Измерения количества сырой нефти выполняют с применением СИКНС динамическими или
статическими методами измерений.
7.2 С помощьюСИКНС выполняютизмерения бруттосырой нефти, отбор проб, измерения темпе
ратуры и давления нефти, определение плотности нефти и содержания в нефти воды.
7.3 Измерения количества сырой нефти при пробной и опытно-промышленной разработке зале
жей допускается выполнять с помощью автоматизированных ИУ. в том числе мобильных.
7.4 При транспортировании сырой нефтислицензионногоучастка на различныеобъекты измере
ния 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 иоборудования, входя
щих в состав СИКНС. должны соответствовать проекту, разработанному по техническому заданию на
проектирование СИКНС. прошедшему метрологическую экспертизу и экспертизу промышленной безо
пасности. и требованиям настоящего стандарта.
Формы технических заданий на проектирование СИКНС и разработку соответствующей МВИ при
ведены в приложениях А и Б.
7.5.2 Обработку результатов измерений следуетосуществлять сприменением системы обработ
ки информации.
з