ГОСТ Р 8-647-2008 ГСИ Метрологическое обеспечение определения количества нефти и нефтяного газа добытых на участке недр Основные положения

Государственная система обеспечения единства измерений

МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА НЕФТИ И
НЕФТЯНОГО ГАЗА, ДОБЫТЫХ НА УЧАСТКЕ НЕДР

Основные положения

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения национальных стандартов Российской Федерации — ГОСТ Р 1.0-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения»

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Государственным предприятием Ханты-Мансийского автономного округа — Югры «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана» (ГП ХМАО — Югры «НАЦРН им. В.И. Шпильмана»); Открытым акционерным обществом «Тюменский нефтяной научно-технологический центр» (ОАО «ТНЦ»)

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 25 декабря 2008 г. № 686-ст

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячно издаваемых информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе «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

Содержание

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Дата введения — 2010—10—01

Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 07.07.2009 № 233-ст дата введения перенесена с 01.10.2009 на 01.10.2010 без права досрочного применения (ИУС 9-2009)

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает требования к метрологическому обеспечению определения количества нефти и свободного нефтяного газа, добытых из недр по скважинам и участку недр.

Настоящий стандарт следует применять для разработки методик и нормативных документов по метрологическому обеспечению определения количества нефти и свободного нефтяного газа, добытых из недр.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 8.595-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

ГОСТ Р 8.615-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

ГОСТ Р 51858-2002 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 ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяют в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 8.615, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 нефть (добытая): Нефть, извлеченная из недр, содержащаяся в сырой нефти.

3.2 количество добытой нефти: Масса добытой нефти нетто.

3.3 масса нефти нетто: Масса нефти за вычетом масс отделенных воды, нефтяного газа и примесей, а также содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей, определенных в процессе лабораторных анализов.

3.4 определение количества нефти и свободного нефтяного газа: Процесс определения количества нефти и свободного нефтяного газа путем измерений и (или) вычислений.

3.5 прием-сдача (отпуск): Процесс передачи количества нефти и свободного нефтяного газа между предприятиями или подразделениями нефтегазодобывающего предприятия и отражения результатов в первичных учетных документах.

3.6 пункт приема-сдачи (отпуска); ППС: Специально оборудованное место, предназначенное для осуществления приема-сдачи нефти и (или) свободного нефтяного газа, с помощью средств измерений, соответствующих требованиям нормативных документов.

3.7 участок недр: Геометризованный блок недр (горный отвод) в соответствии с лицензией, выданной какому-либо юридическому или физическому лицу, на пользование недрами для добычи полезных ископаемых (нефти и свободного нефтяного газа).

3.8 учет нефти и свободного нефтяного газа: Документирование результатов определения количества нефти и свободного нефтяного газа, добытых из недр, учетных операций по ППС и формирование отчетных документов установленной формы за отчетный период.

3.9 учетная операция: Последовательно выполняемые организационные, технологические, измерительные (с установленными нормами погрешности измерений) и вычислительные действия по определению количества и качества нефти и нефтяного газа по скважинам участка недр и участку недр и составлению первичных учетных документов.

4 Сокращения

В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:

ИУ — измерительная установка;

МЭР — эксплуатационный рапорт за месяц;

НГДП — нефтегазодобывающее предприятие;

СИ — средство измерений;

СИКГ — система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа;

СИКНС — система измерений количества и параметров нефти сырой.

5 Общие положения

5.1 Определение количества добытых из недр нефти и свободного нефтяного газа проводят по скважинам, по каждому ППС участка недр и по участку недр.

5.2 Количество добытой из недр нефти определяют в единицах массы (тоннах), а свободного нефтяного газа — в единицах объема (метрах кубических), приведенных к нормальным условиям (по ГОСТ Р 8.615).

Отчеты должны быть составлены за каждый отчетный период, которым является календарный месяц.

5.3 Учету нефти и свободного нефтяного газа (далее — учет) за отчетный период подлежат вся нефть и свободный нефтяной газ, добытые из недр участка недр, их потери и наличие в начале и конце отчетного периода, полученные и/или переданные подразделениям владельца лицензии и заинтересованным лицам.

5.3.1 При косвенном методе определения количества нефти и свободного нефтяного газа потери определяют путем расчета. В состав потерь включают технологические (нормативные) и сверхнормативные потери.

Технологические потери обусловлены применяемой технологией производственного процесса, соответствующего проекту обустройства месторождения.

Технологические потери нефти определяют в соответствии с указаниями []. Технологические потери нефтяного газа определяются согласно методике определения потерь, приведенной в [].

Сверхнормативные потери определяют в соответствии с актами потерь нефти и свободного нефтяного газа, документально оформленными в установленном порядке.

5.3.2 При прямом методе определения количества нефти, фактические потери определяют как разницу между расчетным количеством извлеченной (поднятой на поверхность земли) из недр нефти и количеством фактически добытой нефти.

5.4 Результаты всех учетных операций за отчетный период должны быть оформлены в виде документов в соответствии с требованиями настоящего стандарта.

5.5 Результаты измерений количества нефти, выполненных в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.615, допускается применять для определения массы нефти по ГОСТ Р 8.595 (обезвоженной, обессоленной и стабилизированной) в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858.

6 Требования к определению количества добытых нефти и свободного нефтяного газа по скважине

6.1 Учет количества добытой нефти и свободного нефтяного газа по скважине проводят с использованием данных результатов измерений СИ и ИУ, соответствующих требованиям ГОСТ Р 8.615 и других нормативных документов.

6.2 По окончании отчетного периода НГДП составляет МЭР, в котором данные по скважинам сгруппированы по принадлежности к месторождениям и участкам недр.

Форму МЭР устанавливает НГДП, если иное не предусмотрено в нормативных документах.

6.3 При пробной эксплуатации месторождения данные по одиночным разведочным скважинам заносят в МЭР участка недр в отдельную группу.

7 Требования к учету количества добытой нефти по участку недр

7.1 Учет количества добытой нефти по участку недр проводят на основании результатов учетных операций по документам, принятым НГДП в соответствии с действующими нормативными документами.

7.2 Данные о количестве принятой и сданной нефти по каждому ППС отражают:

— в актах приема-сдачи при проведении операций приема-сдачи (отпуска) между НГДП и заинтересованными лицами;

— в накладных на внутреннее перемещение.

Формы актов приема-сдачи и накладных устанавливают НГДП.

7.3 Результаты учета количества добытой нефти по участку недр за отчетный период отражают в сводном отчете.

Форма отчета приведена в .

7.4 За отчетный период определяют суммарное количество добытой нефти по всем скважинам участка недр.

Устранение расхождения за отчетный период между суммарным количеством добытой нефти по всем скважинам участка недр и данными учета количества добытой нефти по участку недр осуществляют по документам, принятым НГДП в соответствии с действующими нормативными документами.

8 Требования к учету количества добытого свободного нефтяного газа по участку недр

8.1 Учет количества добытого свободного нефтяного газа по участку недр осуществляют на основе прямого или косвенного метода определения количества добытых нефти и нефтяного газа.

8.2 Учет количества добытого свободного нефтяного газа по участку недр проводят на основании результатов учетных операций в соответствии с нормативными документами.

8.3 Данные о количестве принятого и сданного свободного нефтяного газа по каждому ППС и в целом по участку недр регистрируют и документируют.

8.4 Учет количества свободного нефтяного газа по участку недр проводят на основании результатов измерений, выполненных в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.615 по всем газовым линиям, имеющимся на участке недр, включая факельные линии.

В учет свободного нефтяного газа при газлифтном способе добычи нефти и/или закачке нефтяного газа в пласт включают количество закачанного нефтяного газа за отчетный период.

8.5 Результаты учета количества добытого свободного нефтяного газа на участке недр за отчетный период, оформленные в соответствии с требованиями нормативных документов, отражают в сводном отчете.

Форма отчета приведена в .

8.6 За отчетный период определяют суммарное количество добытого свободного нефтяного газа по всем скважинам участка недр и участку недр в целом.

9 Метрологическое обеспечение учета добытых нефти и нефтяного газа

9.1 Значения пределов допускаемых относительных погрешностей измерений массы добытых сырой нефти и объема свободного нефтяного газа по скважине, а также массы сырой нефти и объема нефтяного газа по участку недр с целью определения количества нефти и нефтяного газа определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.615.

9.2 ИУ, СИКНС, СИКГ, а также СИ, входящие в них, должны иметь сертификат об утверждении типа.

9.3 Параметры сырой нефти определяют по разработанным и аттестованным в установленном порядке методикам.

9.4 Определение вместимости при применении косвенного метода статических измерений и косвенного метода, основанного на гидростатическом принципе, проводят в соответствии с действующими нормативными документами.

9.5 Измерения массы сырой нефти проводят по разработанным и аттестованным в установленном порядке методикам измерений.

Приложение А
(рекомендуемое)
Форма сводного отчета о добыче нефти по участкам недр

Сводный отчет о добыче нефти по участкам недр

за ________________________________________

(месяц, год)

НГДП__________________

Приложение Б
(рекомендуемое)
Форма сводного отчета о добыче свободного нефтяного газа по участкам недр

Сводный отчет о добыче свободного нефтяного газа по участкам недр

за _______________________________________

(месяц, год)

НГДП__________________

Библиография

Ключевые слова: нефть, сырая нефть, нефтяной газ, измерения количества, скважина, лицензионный участок, участок недр, учет, учетная операция