ГОСТ Р 8.1006—2022
- исправность вспомогательного оборудования;
- отсутствие утечек нефти и газа, герметичность фланцевых соединений;
- отсутствие вибраций и посторонних шумов;
- целостность пломб и клейм, установленных на СИ;
- наличие действующих свидетельств о поверке на применяемые СИ и ИУ в целом;
- соответствие используемых констант значениям, указанным в свидетельствах о поверке СИ;
- введенные значения условно-постоянных величин (объемной доли воды, плотности обезвожен
ной нефти и др.) на соответствие измеренным значениям из соответствующих протоколов измерений;
- установленные значения пределов контролируемых параметров;
- целостность заземляющих проводников электрооборудования и вторичной аппаратуры;
- наличие кабельных бирок на СИ и запорно-регулирующей арматуре.
11.1.2 Проводят подготовку к работе технологического оборудования ИУ согласно руководству по
эксплуатации ИУ.
11.1.3 Подключают требуемую скважину при помощи распределительного модуля на измерение
и 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 при
работе через сепаратор без измерений. Время коррекции принимают не менее 30 минут.
11.1.4 Для обеспечения достоверных измерений при смене подключенной скважины осуществля
ют несколько циклов налива-слива сепаратора для полной замены продукции скважины в сепараторе
ИУ. Количество циклов налива-слива зависит от ожидаемого дебита скважины. При ожидаемом 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 налива-слива (пол
ных циклов измерений).
11.2 Требования к отбору проб
11.2.1 Отбор проб разгазированной нефти
Объединенную пробу разгазированной нефти отбирают с целью определения объемной или мас
совой доли отделенной воды, плотности воды, плотности обезвоженной нефти.
11.2.1.1 Объединенную пробу разгазированной нефти отбирают из ИЛ жидкости автоматически в
соответствии с ГОСТ 2517, ГОСТ Р 8.880 во время слива нефти из сепаратора.
11.2.1.2 При ручном отборе проб отбирают не менее пяти точечных проб, равно распределенных
по времени во время слива сепаратора. Объединенную пробу составляют смешением одинаковых по
объему точечных проб.
11.2.1.3 Перед извлечением пробы на анализ тщательно перемешивают пробу разгазированной
нефти.
11.2.2Отбор проб газонасыщенной нефти
Объединенную пробу газонасыщенной нефти отбирают с целью определения объемной или мас
совой доли отделенной воды, плотности воды, плотности обезвоженной нефти, массовых долей сво
бодного и растворенного газа.
11.2.2.1 Объединенную пробу газонасыщенной нефти отбирают из ИЛ жидкости автоматически в
соответствии с ГОСТ 2517, ГОСТ Р 8.880 во время слива нефти из сепаратора в герметичный пробо
отборник с выравненным давлением в соответствии с ГОСТ 2517 или пробоотборник по ГОСТ Р 8.880.
11.2.2.2 При ручном отборе проб газонасыщенной нефти выполняют требования и рекомендации
ГОСТ Р 55609.
11.2.2.3 При ручном отборе проб газонасыщенной нефти применяют баллон постоянного дав
ления поршневого типа по ГОСТ Р 55609. Схематичное изображение баллона постоянного давления
поршневого типа и его подключения к трубопроводу приведено в приложении А.
11.2.2.4 При ручном отборе проб газонасыщенной нефти выполняют следующие действия:
- продувают пробоотборную линию отбираемым продуктом для слива отстоявшейся воды и про
мывки линии до появления ровной струи газонасыщенной нефти;
- подключают баллон постоянного давления поршневого типа по ГОСТ Р 55609 к пробоотборному
устройству по ГОСТ 2517 или ГОСТ Р 8.880;
- заполняют камеру с инертным газом баллона постоянного давления поршневого типа до давле
ния на 0,5 МПа выше давления в ИЛ;
8