ГОСТ Р 8.615—2005
8.4.2Кооперационным методамотносят методы, основанныена разделении в сепараторесмеси,
поступающей из нефтяной скважины, на нефтяной газ и нефть. Объемный расход нефтяного газа изме
ряютсчетчиком газа, и егозначение приводят «стандартным условиям. Нефтьнакапливаютвемкости, а
время накопления фиксируют.
8.4.2.1 Сепарациоиный метод с отстоем воды
Сырую нефть выдерживают в емкости до расслоения на пластовую воду и нефть. Затем воду и
нефть сливают отдельно, измеряя их массы прямым методом динамических измерений.
8.4.2.2 Сепарациоиный 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 измеряютсодержание воды в сырой нефти. Наоснове этихданныхвычисляютмассы
воды и нефти.
8.4.2.3 Сепарациоиный метод, основанный накосвенномметодединамическихизмерениймассы
Объем сырой нефти измеряютс помощью счетчика объема при сливе. С помощью влагомера при
сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти. Плотность
нефтииводыопределяютвлабораториипоотобраннойпробе. На основеэтихданныхвычисляютмассы
воды и нефти.
8.4.2.4 Сепарациоиный 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 Количество сыройнефти врезервуарах определяют впорядке, приведенномв приложенииД.
8.6.2 Если в процессе транспортированияи сдачисырой нефти наподготовку происходитоконча
тельное разгазирование при температуре большей, чем в градуированном резервуаре, спомощьюкото
рого осуществляют прием-передачу, 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.
8.6.3 Корректировку на свободный газ при определении массы сырой нефти данным методом не
проводят, так как всеоперации выполняют в открытых резервуарах после полного удаления свободного
газа.
8.7 Отборпроб сыройнефти проводятпо каждой партии нефти поГОСТ2517 сучетом следующих
требований:
8.7.1 Используют пробозаборное устройство щелевого типа с одним или пятью отверстиями.
8.7.2 Перед пробозаборным устройством устанавливают диспергатор.
8.7.3 Автоматический пробоотборник настраивают таким образом, чтобы он отбирал точечные
пробы через равные объемы перекачанной сырой нефти.
8.7.4 Отборпробынефти из резервуара проводятпослеотстоя неменеедвухчасов иполногоуда
ления отстоявшейся воды и загрязнений.
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.
9 Требования к измерениям количества нефтяного газа
9.1 Измерения количествасепарированного нефтяного газапо скважинам выполняютс помощью
СИ. имеющихсертификат обутверждениитипа ивнесенных в Государственный реестр средств измере
ний. или с помощью сужающихустройствпо ГОСТ8.586.5 при контролережимаработы скважин итехно
логии разработки месторождений.
9.2 Результаты измерений количества нефтяного газа выражают в соответствии с 5.3.
5