ГОСТ Р 8.910—2016
3.17 свободный попутный нефтяной газ (свободный газ): Часть попутного нефтяного газа, вы
делившаяся из нефтегазоводяной смеси в процессе ее добычи, транспортирования, подготовки и на
ходящаяся в свободном состоянии.
3.18 система измерительная (измерений) количества и параметров нофтегазоводяной сме
си: Совокупность функционально объединенных средств измерений, систем обработки информации и
технологического оборудования, предназначенная:
- для измерений массы брутто нефти:
- косвенных измерений массы нетто нефти;
- измерений параметров измеряемой среды,
- отображения (индикации) и регистрации результатов измерений.
3.19 смесь нефтегазоводяная: Смесь, извлеченная из недр, содержащая углеводороды широко
го физико-химического состава, свободный и растворенный попутные нефтяные газы. воду, минераль
ные соли, механические примеси и другие химические соединения.
3.20 стандартные условия: Условия, соответствующие температуре, равной 20 °С. и избыточно
му давлению, равному 0.
4 Сокращения
В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:
ИЛ — измерительная линия;
ИУ — измерительная установка;
МИ — методика (метод) измерений;
МФР — многофазный расходомер;
СИ — средство измерений;
СИКНС — система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси.
5 Общие положения
5.1 Измерение массы брутто нефти проводят с использованием СИ (СИКНС. ИУ. многофазных
расходомеров) утвержденного типа по аттестованной в установленном порядке МИ (при необходи
мости).
5.1.1 При применении МФР необходимо проводить их предварительную калибровку по свойствам
измеряемой среды.
5.1.2 Выполнять измерение требующихся для калибровки МФР параметров измеряемой среды
(например, компонентного состава газа, плотностей нефти и воды в составе нефтегазоводяной смеси)
следует в соответствии с действующими НД.
5.2 Измерение массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси проводят по отдельным
скважинам и лицензионным участкам по МИ. аттестованным и утвержденным в порядке, установлен
ном ГОСТ Р 8.563.
5.3 При разработке и аттестации МИ необходимо учитывать факторы, вносящие дополнительные
погрешности измерений, такие как:
а) влияние свободного попутного нефтяного газа на погрешность измерений массы брутто нефти
в жидкостной ИЛ;
б) влияние выноса жидкой фазы в газовую ИЛ;
в) влияние частоты и представительности отбора проб при использовании пробоотборников;
г) прочие влияющие факторы, наличие которых определяется при разработке и аттестации МИ.
5.4 Аттестацию МИ необходимо проводить как теоретическими, так и экспериментальными ме
тодами. В обоснованных случаях допускается проводить моделирование экспериментальных иссле
дований.
5.5 Погрешности измерений массы брутто нефти, массы нетто нефти, объема попутного нефтя
ного газа, приведенного к стандартным условиям, не должны превышать значений, указанных в
документе, утвержденном федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим нор
мативно-правовое регулирование, устанавливающем метрологические требования к данным изме
рениям.
3