ГОСТ Р 8.1005—2022
9.5.2 Проводят подготовку к работе технологического оборудования ИУ согласно руководству по
эксплуатации ИУ.
9.5.3 Подключают требуемую скважину при помощи распределительного модуля на измерение,
производят регулирование и настройку ИУ на предполагаемый режим работы, в соответствии с руко
водством по эксплуатации ИУ.
Подключенную на измерение дебита скважину выдерживают в течение времени коррекции (вре
мени, необходимого для устранения влияния на точность измерений переходных процессов, наличия в
сепараторе скважинной жидкости из другой скважины и других факторов, возникающих при переклю
чении скважин на измерение) при работе через сепаратор без измерений. Время коррекции принимают
не менее 30 минут.
9.5.4 Для обеспечения достоверных измерений при смене подключенной скважины осуществляют
несколько циклов налива-слива сепаратора без измерений для полной замены продукции скважины в
сепараторе ИУ. Количество циклов налива-слива зависит от ожидаемого дебита скважины. При ожида
емом дебете скважины менее 20 м3/сут проводят не менее трех циклов налива-слива (полных циклов
измерений). При ожидаемом дебите скважины 20 м3/сут и более проводят не менее пяти циклов нали ва-
слива (полных циклов измерений).
9.6 Порядок выполнения измерений
9.6.1 Измерения массы нефти, массы нетто нефти выполняют в автоматизированном режиме по
каждой скважине поочередно.
9.6.2 После подготовки к выполнению измерений проводят не менее трех полных циклов измерений.
9.6.3 Отбор проб разгазированной или газонасыщенной нефти выполняют в соответствии с 10.1
и 10.2, соответственно.
9.6.4 Отбор проб растворенного газа выполняют в соответствии с 10.3.
9.6.5 В целях определения массы обезвоженной нефти, добытой из скважины в отчетный период,
измерение массы обезвоженной нефти и определение содержания воды в разгазированной нефти с
учетом времени работы скважины производится не реже 1 раза в месяц, если иное не установлено за
конодательством Российской Федерации о налогах и сборах.
9.7 Обработка результатов измерений
9.7.1 Массу разгазированной нефти в составе нефтегазоводяной смеси
М$азг,
т, вычисляют по
формуле
М £азг= у^азг . Р[^азг . 10-3 ((8)
где У^азг — объем разгазированной нефти, м3;
р^азг — плотность разгазированной нефти, приведенная к условиям измерений объема, кг/м3, рас
считывают в соответствии с приложением А.
9.7.1.1 Объем разгазированной нефти У^азг, м3, вычисляют по формуле
^ а з г = \,гнас . ^^(9)
где У^нас — объем газонасыщенной нефти, м3;
|
Ксг
— коэффициент, учитывающий наличие свободного газа в газонасыщенной нефти, вычисля
ют в соответствии с приложением Б;
/СР
-----
коэффициент, учитывающий наличие растворенного газа в газонасыщенной нефти, вы
числяют в соответствии с приложением Б.
9.7.1.2 Объем газонасыщенной нефти Уннас, м3, вычисляют по формуле
У^иас = п ■Ук • (1 + aK- (tv - /клб)),(10)
где
п
— количество полных циклов измерений;
VK
— номинальный объем измерительной камеры, м3;
ак — температурный коэффициент линейного расширения материала стенок ИК, °С-1;
t
v — средняя температура нефти при измерениях объема, °С;
/клб — температура стенок ИК при калибровке, °С.
13