ГОСТ Р 8.1005—2022
8.1.3 Подключение скважины на измерение осуществляют с помощью распределительного моду
ля ИУ. В качестве распределительного модуля может использоваться переключатель скважин много
ходовый, приводимый в действие гидравлическим (пневматическим, ручным) приводом.
8.1.4 В сепараторе происходит разделение нефтегазоводяной смеси на свободный попутный не
фтяной газ и нефть.
Выделившийся свободный газ, пройдя через объемный расходомер газа, поступает в выходной
трубопровод.
Нефть сливается из сепаратора периодически при достижении уровня жидкости заданных зна чений.
При максимальном уровне жидкости газовая линия перекрывается, перепад давления между
сепаратором и выходным трубопроводом повышается до заданного максимального значения, после
чего открывается клапан регулятора расхода, и нефть под давлением поступает в общий трубопровод
через объемный счетчик жидкости. При падении перепада давления до минимального заданного зна
чения клапан регулятора расхода закрывается. Для управления регулятором расхода жидкости также
могут быть использованы СИ уровня, СИ гидростатического давления в зависимости от конструкции ИУ.
Газовая линия может перекрываться заслонкой, механически связанной с поплавковым устрой ством,
электроуправляемым краном, либо пневмоуправляемым клапаном, или любой другой запорной
арматурой. Рекомендуется использовать запорную арматуру с контролем протечек.
8.2 Метод измерений
Измерения количества извлекаемой из недр нефти выполняют по отдельным скважинам по МИ,
утвержденным и аттестованным в установленном порядке [5].
8.2.1 Массу разгазированной нефти в составе нефтегазоводяной смеси измеряют косвенным ме тодом
динамических измерений по результатам измерений объема и плотности разгазированной нефти. 8.2.2
Объем разгазированной нефти определяют по результатам измерений объема газонасы
щенной нефти и коэффициентов, учитывающих наличие свободного и растворенного газа.
8.2.3 Объем газонасыщенной нефти измеряют при помощи СИ объемного расхода жидкости.
8.2.4 Плотность разгазированной нефти измеряют по методике измерений плотности, аттестован
ной в установленном порядке, или вычисляют и приводят к условиям измерений объема в соответствии
с приложением А.
8.2.5 Массу обезвоженной нефти вычисляют по результатам измерений объема и плотности обе
звоженной нефти.
8.2.6 Объем обезвоженной нефти вычисляют по результатам измерений объема газонасыщенной
нефти; коэффициентов, учитывающих наличие свободного и растворенного газа; объемной доли воды
при условиях измерений объема.
8.2.7 Объемную долю воды при условиях измерений объема измеряют при помощи поточных СИ
влагосодержания или вычисляют в соответствии с приложением А по результатам измерений в лабо
ратории.
8.2.8 Плотность обезвоженной нефти измеряют в лаборатории в соответствии с ГОСТ 3900, [6]
или другой методикой измерений плотности нефти, аттестованной в установленном порядке.
8.2.9 Плотность обезвоженной нефти приводят к условиям при измерении объема в соответствии
с приложением А, ГОСТ 8.636 или [7].
8.3 Требования к средствам измерений и вспомогательным устройствам
8.3.1 Для измерений количества нефти применяют СИ, имеющие свидетельство (сертификат) об
утверждении типа. Сведения о данных СИ внесены в Федеральный информационный фонд по обеспе
чению единства измерений в установленном порядке [8].
8.3.2 Применяемые СИ должны быть поверены в установленном порядке [9].
8.3.3 Состав средств измерений, обработки, вспомогательных и дополнительных устройств опре
деляется применяемой ИУ, требуемым уровнем точности измерений и необходимой степенью автома
тизации.
8.3.4 При выполнении измерений массы нефти используют следующие СИ
8.3.4.1 СИ объемного расхода жидкости с пределами допускаемой относительной погрешности
измерений объемного расхода жидкости ±1,5 %.
8.3.4.2 СИ абсолютного и/или избыточного давления с пределами допускаемой приведенной по
грешности измерений ±0,5 %.
8.3.4.3 СИ температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,5 °С.
6