ГОСТ Р 8.615—2005
7.5.3 Всоставе СИКНС применяют СИ. имеющие сертификат об утверждении типа и внесенные в
Государственный реестр средств измерений. Требования к погрешности СИ. применяемых в составе
СИКНС. приведены в приложении В.
7.5.4 Значения пределов допускаемой основной относительной погрешности измерений количес
тва сырой нефтис помощью СИКНС определяют на стадии разработки технических заданий на проекти
рование СИКНС и разработкуМВИ и проекта наоснове технико-экономического анализа в зависимости
от условий измерений, выбранного метода измерений и метрологических характеристик СИ.
7.5.5 Пределы допускаемой основной относительнойпогрешностиСИКНС в зависимостиотсодер
жания воды в сырой нефти приведены в таблице 1.
Таблица 1
Содержание воды о сырой нефти, объемная доля, %
Пределы допускаемой основной относительной погрешности
СИКНС (погрешности измерений массы нефти). 16
До 5
± 0.35
До 10
± 0.4
До 20
До 50
До 70
До 85
± 1.5
± 2.5
± 5.0
± 15.0
П р и м е ч а н и е — При содержании воды в сырой нефти более 85 % рекомендуется обеспечить пред
варительный сброс воды.
7.6 Измеренияколичествасырой нефтиполицензионномуучасткуприподготовкенефтидляприве
дения ее параметров в соответствие с требованиями ГОСТ Р 51858 выполняют по ГОСТ Р 8.595.
7.7 Требования к погрешности СИ. используемых при косвенном методестатических измерений,
приведены в приложении Г.
8 Методы измерений
8.1 Необходимость учета содержания нефтяного газа в свободном состоянии (далее — свобод
ный газ) ирастворенного газа в сырой нефти(далее — растворенный газ) определяют в зависимости от
условийсепарации иоткачки сырой нефти. Если сырую нефтьоткачиваютчерез СИКНС из резервуаров
иСИКНС расположена на выходенасосов, а такжепри откачке сырой нефти изсепараторов, еслидавле
ние 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 массысыройнефтинарастворенныйгаз выполняютпорезультатамопределе
ния количестварастворенного газа всоответствии с МВИ.аттестованными иутвержденнымив порядке,
установленном ГОСТ Р 8.563.
8.4 Для измерений массысыройнефти иобъема нефтяного газа поотдельнойскважине применя
ют бессепарационные и сепарациониые методы с использованием ИУ.
8.4.1 К бессепарационным методам относят методы с использованием мультифазных и мульти-
фазных парциальных установок.
8.4.1.1 Метод с использованием мультифазных установок позволяет непосредственно опреде
лять расходы нефти, воды и нефтяного газа в потоке.
8.4.1.2 Метод с использованием мультифазных парциальных установок заключается в разделе
нии смеси с помощью мини-сепараторов на нефтяной газ. нефтьиводуи последующихизмеренияхзна
чений их расходов непосредственно в потоке.
4