ГОСТ Р 8.1004-2021

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ В НЕФТЕГАЗОВОДЯНОЙ СМЕСИ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ

Метрологические и технические требования

State system for ensuring the uniformity of measurements. Net oil as a part of oil-gas-water mixture quantity and quality parameters metering stations and metering units. Metrological and technical requirements

ОКС 17.020

Дата введения 2022-02-01

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Публичным акционерным обществом "Нефтяная компания Роснефть" (ПАО "НК Роснефть"), Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии - филиалом Федерального государственного унитарного предприятия "Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им.Д.И.Менделеева"

2 ВНЕСЕН Управлением метрологии Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 29 декабря 2021 г. N 1889-ст

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ "О стандартизации в Российской Федерации". Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.rst.gov.ru)

     1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на вновь изготовляемые и подвергаемые реконструкции системы измерений количества и параметров нефти в составе нефтегазоводяной смеси, измерительные установки и другие средства измерений (СИ), используемые для измерений количества нефтегазоводяной смеси (скважинной жидкости), не соответствующей техническим требованиям, установленным ГОСТ Р 51858 и ГОСТ 31378 по степени своей подготовки.

Настоящий стандарт предназначен для применения предприятиями добычи, транспортирования, переработки и хранения нефти, проектными организациями и предприятиями-изготовителями.

     2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 12.2.020 Система стандартов безопасности труда. Электрооборудование взрывозащищенное. Термины и определения. Классификация. Маркировка

ГОСТ 2517-2012 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 9544 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов

ГОСТ 14254 (IEC 60529:2013) Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (Код IP)

ГОСТ 31378 Нефть. Общие технические условия

ГОСТ 32144 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

ГОСТ Р 8.880 Государственная система обеспечения единства измерений. Нефть сырая. Отбор проб из трубопровода

ГОСТ Р 8.910 Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методики (методы) измерений

ГОСТ Р 51858 Нефть. Общие технические условия

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссыпка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

     3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по [1], а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 "горячее" резервирование (данных): Режим резервного копирования данных, при котором резервируемая база данных включена и открыта для потребителей. Копию базы данных приводят в согласованное состояние путем автоматического приложения к ней журналов резервирования по окончании копирования файлов данных. Режим горячего резервирования данных может быть реализован путем организации независимого одновременного процесса измерения и архивирования параметров потока элементами СОИ на случай выхода из строя компонентов СОИ.

3.2

3.3

3.4

3.5 измерительная линия: Участок трубопровода, границы и геометрические характеристики которого, а также размещение на нем средств измерений и вспомогательных устройств определяют в соответствии с нормативными документами и технической документацией, устанавливающими требования к процессам выполнения измерений.

3.6 измерительная установка (количества и параметров нефтегазоводяной смеси): Совокупность функционально объединенных средств измерений и вспомогательных устройств, размещенная в одной пространственно обособленной зоне и предназначенная для:

- измерений количества скважинной жидкости;

- косвенных динамических измерений объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям;

- косвенных динамических измерений массы скважинной жидкости без учета воды или массы нетто нефти;

- динамических измерений параметров нефтегазоводяной смеси;

- отображения (индикации) и регистрации результатов измерений.

Примечания

1 Измерительные установки применяют для измерений, проводимых непосредственно на скважинах или группах скважин.

2 Измерительные установки подразделяют на индивидуальные измерительные установки, т.е. обслуживающие отдельную скважину, и групповые измерительные установки, т.е. обслуживающие несколько скважин поочередно.

3.7

3.8

3.9 многофазный расходомер: Средство измерений, предназначенное для динамических измерений расхода многофазного потока нефтегазоводяной смеси и его отдельных компонентов без предварительной сепарации.

3.10 нефтегазоводяная смесь или скважинная жидкость: Смесь, извлеченная из недр, содержащая углеводороды широкого физико-химического состава, попутный нефтяной газ, воду, минеральные соли, механические примеси и другие химические соединения.

3.11 параметры свободного попутного нефтяного газа: Компонентный состав и физические величины: температура, плотность и давление.

3.12 периодический режим измерений: Режим измерений, характеризующийся поочередным выполнением измерений. Применительно к ИУ такой режим характеризуется поочередным выполнением измерений для каждой скважины, применительно к СИКНС такой режим измерений характеризуется периодическими перерывами в процессе проведения измерений, вызванными, например, остановкой перекачки нефти через СИКНС.

3.13 попутный нефтяной газ: Смесь углеводородных и неуглеводородных газов и водяных паров, находящихся как в свободном, так и в растворенном состоянии в нефтегазоводяной смеси.

3.14

3.15 растворенный (попутный нефтяной) газ: Часть попутного нефтяного газа, не выделившаяся в свободное состояние и растворенная в нефти.

3.16 свободный (попутный нефтяной) газ: Часть попутного нефтяного газа, выделившаяся из нефтегазоводяной смеси в процессе ее добычи, транспортирования, подготовки и находящаяся в свободном состоянии.

3.17 система измерительная (измерений) количества и параметров нефти в нефтегазоводяной смеси: Совокупность функционально объединенных средств измерений, систем обработки информации и технологического оборудования, предназначенная для:

- прямых или косвенных динамических измерений массы и объема нефтегазоводяной смеси;

- косвенных измерений массы нетто нефти;

- измерений параметров измеряемой среды;

- отображения (индикации) и регистрации результатов измерений.

Примечание - В рамках настоящего стандарта противоаварийная и противопожарная защиты не рассматриваются.

3.18 система сбора и обработки информации: Вычислительное устройство, принимающее и обрабатывающее информацию о количественно-качественных параметрах измеряемой среды, измеренных первичными преобразователями в условно-постоянных величинах, вводимых пользователем, а также включающее в себя блоки индикации и регистрации результатов измерений.

3.19 стандартные условия: Условия, соответствующие абсолютному давлению, равному 0,101325 МПа, и температуре, равной 20°С (293,15 К).

     4 Сокращения

В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:

АРМ - автоматизированное рабочее место оператора;

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом;

БИК - блок измерений показателей качества;

БИЛ - блок измерительных линий;

БКУ - блок контроля и управления;

БТ - блок технологический;

БФ - блок фильтров;