ГОСТ Р 8.1005—2022
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.
9.2 Метод измерений
Измерения количества извлекаемой из недр нефти выполняют по отдельным скважинам по МИ,
утвержденным и аттестованным в установленном порядке [5].
9.2.1 Массу разгазированной нефти измеряют косвенным методом измерений, основанным на
гидростатическом принципе, по результатам измерений объема и плотности разгазированной нефти.
9.2.2 Объем разгазированной нефти определяют по результатам измерений объема газонасы
щенной нефти и коэффициентов, учитывающих наличие свободного и растворенного газа.
9.2.3 Объем газонасыщенной нефти измеряют при помощи ИК и СИ гидростатического давления.
9.2.4 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.
9.2.5 Массу обезвоженной нефти вычисляют по результатам измерений объема и плотности обе
звоженной нефти.
9.2.6 Объем обезвоженной нефти вычисляют по результатам измерений объема газонасыщенной
нефти; коэффициентов, учитывающих наличие свободного и растворенного газа; объемной доли воды
при условиях измерений объема.
9.2.7 Объемную долю воды при условиях измерений объема измеряют при помощи поточных СИ
влагосодержания или в лаборатории. При измерениях объемной доли воды в лаборатории объемную
долю воды приводят к условиям измерений объема в соответствии с приложением А.
9.2.8 Плотность обезвоженной нефти измеряют в лаборатории в соответствии с ГОСТ 3900, [6]
или другой методикой измерений плотности нефти, аттестованной в установленном порядке.
9.2.9 Плотность обезвоженной нефти приводят к условиям при измерении объема в соответствии
с приложением А, ГОСТ 8.636 или [7].
9.3 Требования к средствам измерений и вспомогательным устройствам
9.3.1 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].
9.3.2 Применяемые СИ должны быть поверены в установленном порядке [9].
9.3.3 Состав средств измерений, обработки, вспомогательных и дополнительных устройств определя
ется применяемой ИУ, требуемым уровнем точности измерений и необходимой степенью автоматизации.
9.3.4 При выполнении измерений используют следующие СИ
9.3.4.1 Измерительная камера с калиброванным объемом с погрешностью определения объема
не более ±0,5 %.
9.3.4.2 СИ абсолютного и/или избыточного давления с пределами допускаемой основной приве
денной погрешности измерений ±0,5 %.
9.3.4.3 СИ температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,5 °С.
9.3.4.4 СИ перепада давления с пределами допускаемой приведенной погрешности не бо
лее ±0,5 %.
9.3.4.5 СИ гидростатического давления с пределами допускаемой приведенной погрешности не
более ±0,5 %.
9.3.4.6 Диапазоны измерений СИ должны соответствовать диапазонам изменений контролируе
мых параметров.
9.3.4.7 Метрологические характеристики СИ уточняют на этапе метрологической экспертизы про
ектной документации для выполнения требований к показателям точности, установленных в разделе 5.
9.3.5 При выполнении измерений применяют устройство для отбора проб по ГОСТ 2517.
Применяют для отбора представительных проб газонасыщенной нефти. При давлении насыщенных
паров газонасыщенной нефти более 101,325 кПа применяют герметичные пробоотборники.
9.3.6 При выполнении измерений применяют СОИ.
9.3.6.1СОИ осуществляет сбор и обработку измерительной информации, расчет времени изме
рений, объемного и массового расхода нефти, массы и объема нефти. Подтверждение соответствия
программного обеспечения СОИ обеспечивается испытаниями в целях утверждения типа средств из
мерений, входящих в состав СОИ, или добровольной сертификацией.
11