Галицкая Т.В., Злыгостева Г.В. Отдел технического регулирования и метрологического обеспечения ФБУ «Томский ЦСМ» Особенности метрологического обеспечения измерительных систем учета нефти и газа Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Томской области»

Требования к учету добываемых углеводородов Учет должен обеспечивать: «прозрачность» потока нефти и газа с целью оптимизации управления и извлечения максимальной прибыли; защиту от законных претензий партнеров по рынку, потребителей и контрольных органов. Учет должен обеспечивать: «прозрачность» потока нефти и газа с целью оптимизации управления и извлечения максимальной прибыли; защиту от законных претензий партнеров по рынку, потребителей и контрольных органов. обеспечение достоверности налогооблагаемой базы; соблюдение лицензионных соглашений; контроль энергоэффективности и энергосбережения; контроль за ценообразованием на энергоносители. обеспечение достоверности налогооблагаемой базы; соблюдение лицензионных соглашений; контроль энергоэффективности и энергосбережения; контроль за ценообразованием на энергоносители. Со стороны государства Со стороны организаций нефтегазовой отрасли

Нормативно-правовая основа топливно-энергетического комплекса в области метрологии Федеральный закон РФ от ФЗ «Об обеспечении единства измерений». Федеральный закон РФ от ФЗ «Об экспорте газа»; Постановление Правительства РФ от «Об эталонах единиц величин, используемых в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»; Постановление Правительства РФ от «О перечне СИ, поверка которых осуществляется только аккредитованными в установленном порядке в области обеспечения единства измерений государственными региональными центрами метрологии»; Распоряжение Правительства РФ от р «Об утверждении плана мероприятий «Внедрение инновационных технологий и современных материалов в отраслях топливно-энергетического комплекса» на период до 2018 года»; «Правила учета нефти», утвержденные постановлением Правительства РФ от ; «Правила по учету газа», утвержденные приказом Министерства энергетики России от

Схема применения нормативных документов, используемых при измерениях количества нефти и нефтяного газа Скважина, ИУ ГОСТ Р ГОСТ Р Р Р СИКНС, СИКГ ГОСТ Р ГОСТ Р ГОСТ Р Р Р МИ СИКН, поставка нефти на экспорт ГОСТ Р ГОСТ РМГ РМГ Р РМГ РМГ РМГ РМГ УПСВ СИКН ГОСТ Р ГОСТ РМГ РМГ Р РМГ РМГ РМГ РМГ

ГОСТ Р «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования» Стандарт ГОСТ Р ввел метрологические характеристики измерений извлекаемых углеводородов на уровне скважин, тем самым появилась предпосылка создания системы учета извлекаемых углеводородов на уровне отдельной скважины и расширения ее до уровня лицензионного участка и месторождения

Требования ГОСТ Р 8.615, ГОСТ Р 8.733, ГОСТ Стандарты устанавливают метрологические требования к учету: сырой нефти – системой измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС); свободного нефтяного газа – системой измерений количества и параметров свободного нефтяного газа (СИКГ) товарной нефти – системой измерений количества и показателей качества товарной нефти (СИКН). Особенностью метрологического обеспечения систем учета нефти или газа является требование стандартов включать в состав средства измерений утвержденного типа, утверждать как тип всю систему в целом, а измерения количества нефти и свободного нефтяного газа проводить по аттестованным методикам измерений.

Подтверждение пригодности элементов метрологического обеспечения измерений количества нефти и газа Метрологи- ческое подтверждение Утверждение типа, аттестация (поверка или калибровка) эталонов Утверждение типа, поверка или калибровка систем измерений и средств измерений в их составе Оценка соответствия вспомогательного оборудования требованиям Метрологическая экспертиза документов Аттестация методик измерений Оценка квалификации необходимого опыта работы операторов Контроль условий выполнения измерений

Метрологическое обеспечение учета нефти или нефтяного газа определяется техническим заданием на проектирование. На этапе разработки технического задания и проектной документации на системы учета углеводородов устанавливают метрологические требования к измерениям количества нефти и свободного нефтяного газа. Такие системы, как правило, проектируются для конкретных объектов и вносятся в Госреестр СИ в единичном экземпляре с конкретным набором компонентов, что вызывает трудности при техническом обслуживании и модернизации систем: o в случае отсутствия возможности замены измерительного компонента на однотипное, гарантировать те же метрологические характеристики системы уже невозможно; o может возникнуть необходимость проведения испытаний в целях утверждения типа системы с новым составом. Необходимость проведения метрологической экспертизы документации

Появляются случаи утверждения типа систем измерений количества нефти, разработанных по техническим условиям. Так, с 1 июля 2015 года введен в действие ГОСТ Р «Системы измерений количества и показателей качества нефти. Общие технические условия», в котором установлены требования к вновь строящимся и реконструированным СИКН, в том числе к составным частям систем. Несмотря на то, что в составе серийно выпускаемых типовых систем входит определенный набор взаимозаменяемых средств измерений, на каждую такую систему разрабатывается методика измерений, в которой учитываются особенности объекта измерений (физико- химический состав и свойства нефти, условия измерений). Аттестация методик измерений

Подтверждение пригодности элементов метрологического обеспечения измерений количества нефти и газа Метрологи- ческое подтверждение Утверждение типа, аттестация (поверка или калибровка) эталонов Утверждение типа, поверка или калибровка систем измерений и средств измерений в их составе Оценка соответствия вспомогательного оборудования требованиям Метрологическая экспертиза документов Аттестация методик измерений Оценка квалификации необходимого опыта работы операторов Контроль условий выполнения измерений

Состав (типы, модификации) средств измерений системы, реально установленных на объектах, отличается от состава, который был приведен в проектной документации и методике измерений. Устанавливаются средства измерений с большим диапазоном измерений, существенной дополнительной погрешностью, что, в конечном итоге, приводит к несоответствиям требованиям стандартов и технического задания в части допускаемых пределов погрешности измерений количества нефти и газа. Данные проблемы решаются проведением экспертизы и неукоснительным выполнением требований проекта, на которое имеются положительные результаты метрологической экспертизы, с учетом рекомендаций организаций, обслуживающих аналогичные системы. Особенности проведения испытаний в целях утверждения типа систем учета нефти и газа

Особое внимание при испытаниях в целях утверждения типа уделяется проверке соблюдения требований к установке, пломбированию и условиям эксплуатации средств измерений систем. Особенности проведения испытаний в целях утверждения типа систем учета нефти и газа

Нередко встречаются нарушения, связанные с условиями эксплуатации средств измерений с нормированными дополнительными погрешностями измерений (отсутствие термобоксов, термочехлов и т.д.). Особенности проведения испытаний в целях утверждения типа систем учета нефти и газа

Помимо поверки системы и входящих в её состав СИ для рабочих преобразователей расхода СИКН и СИКНС в межповерочном интервале осуществляется контроль метрологических характеристик (КМХ). КМХ преобразователей проводится с использованием поверочной установки, контрольного или эталонного расходомера. Для предприятий выгодно внести в Госреестр СИ одну поверочную установку, с помощью которой осуществлялась бы поверка преобразователей расхода всех СИКН. Однако поверка и КМХ преобразователей расхода должна осуществляться нефтью той же вязкости, и для этих целей каждая СИКН оснащается своей турбопоршневой установкой, компакт-прувером или установкой с эталонным преобразователем расхода. Остается открытым вопрос использования методик поверки преобразователей расхода, регламентированных в нормативных документах и введенных взамен существующих. Однако в соответствии с ФЗ РФ 102 методика поверки апробируется при утверждении типа и использование другой методики возможно только после испытаний. Особенности проведения испытаний в целях утверждения типа систем учета нефти и газа

Структура ПО систем учета нефти и газа 3 уровень системы – Программное обеспечение АРМ оператора, сервера; система управления базой данных 2 уровень системы Программное обеспечение СОИ: вычислителей, программируемых логических контроллеров, измерительно- вычислительных комплексов 1 уровень системы – Программное обеспечение измерительных преобразователей: интеллектуальных датчиков, блоков обработки данных преобразователей расхода, массомеров Обработка результатов измерений, самодиагностика Автоматизированный сбор, обработка и передача измерительной информации на 3 уровень, диагностика работы оборудования Отображение измеренных значений параметров нефти и газа, результатов вычислений их количества, в т.ч. в виде графиков; хранение архивных данных в СУБД; ведение журналов событий; проведение КМХ рабочих преобразователей по контрольным; проведение поверки средств измерений расхода

Стандарты, распространяющиеся на системы учета углеводородов, устанавливают требование к аттестации ПО, что не соответствует действующему законодательству. Оценка соответствия программного обеспечения возможна при испытаниях в целях утверждения типа средств измерений или в рамках добровольной сертификации. Особенностью ПО систем обработки информации (СОИ) является «ручной» ввод значений физико-химического состава и свойств нефти для последующего вычисления её количества. Вводимые значения должны соответствовать данным последнего протокола испытаний аккредитованной лаборатории. Однако зачастую на практике это не реализуется и в расчетах используются значения, которые были введены в СОИ на этапе пуско-наладочных работ. Решением данного вопроса является дополнительное обучение специалистов и назначение ответственного за изменение текущих данных в СОИ. Следует проверять соответствие вводимых данных значениям, приведенным методике измерений, так как по мере добычи нефти из скважины её показатели и свойства могут изменяться. Особенности проведения испытаний программного обеспечения систем учета нефти и газа

В системах учета углеводородов к метрологически значимой части ПО системы относится не только программное обеспечение, предназначенное для вычислений количества углеводородов, реализованное в вычислителях, но и ПО АРМ оператора. Это особенно характерно для систем коммерческого учета нефти. Иногда в ПО АРМ оператора реализуются достаточно сложные алгоритмы обработки информации, полученной по результатом автоматической поверки и КМХ преобразователей. При наличии такого ПО в рамках испытаний в целях утверждения типа систем учета нефти проводится анализ методов испытаний ПО АРМ оператора и оценивается его влияние на метрологические характеристики системы. При наличии сертификата, устанавливающего соответствие ПО АРМ оператора нормативным документам по проведению поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода, плотности и вязкости, дополнительная оценка влияния ПО на МХ системы при испытаниях систем в целях утверждения типа может не проводиться. Особенности проведения испытаний программного обеспечения систем учета нефти и газа

Деятельность по метрологическому обеспечению измерений количества нефти и свободного нефтяного газа необходимо осуществлять на всех этапах жизненного цикла подготовки углеводородов (от добычи до экспорта). Проведение метрологической экспертизы технического задания и проектной документации позволяет исключить затраты на исправление ошибок, связанных с невыполнением установленных метрологических требований к системам учета нефти и газа. При испытаниях в целях утверждения типа систем необходимо учитывать результаты проведенной экспертизы документации, условия измерений и свойства нефти, установленные в техническом задании и аттестованной методике измерений. При оценке соответствия программного обеспечения систем учета нефти необходимо особое внимание обратить на реализацию в ПО алгоритмов вычислений количества нефти и газа, а также возможность проведения поверки и КМХ преобразователей систем. Выводы