Тк-024 «метрологическое обеспечение добычи и учета углеводородов » Вопросы формирования нормативной доказательной базы для технического регулирования регламента Таможенного союза «О требованиях к средствам измерений показателей нефти и продуктов ее переработки» Докладчик: председатель ТК-024 В.П. Иванов (ФГУП «ВНИИР»). 1 Вопросы формирования нормативной доказательной базы для технического регулирования регламента Таможенного союза «О требованиях к средствам измерений показателей нефти и продуктов ее переработки» Докладчик: председатель ТК-024 В.П. Иванов (ФГУП «ВНИИР»). 1

Регламент разработан в целях предупреждения действий, вводящих в заблуждение потребителей (приобретателей), защиты имущества, обеспечения энергетической эффективности и ресурсосбережения. Регламент устанавливает обязательные требования к средствам измерений показателей нефти и продуктов ее переработки. ТЕХНИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ ТАМОЖЕННОГО СОЮЗА «О требованиях к средствам измерений показателей нефти и продуктов ее переработки» ФГУП «ВНИИР»

Требования регламента распространяются на средства измерений, предназначенные для применения: -при добычи нефти; -при транспортировке и хранении нефти и продуктов её переработки; -при торговых и товарообменных операциях с нефтью и продуктами её переработки; -при таможенных операциях с нефтью и продуктами её переработки; -при решении задач метрологического обеспечения государственной информационной системы по мониторингу добычи, переработки, хранения и транспортировки нефти и продуктов её переработки; -в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и продуктов её переработки. ФГУП «ВНИИР» 3 -при добычи нефти; -при транспортировке и хранении нефти и продуктов её переработки; -при торговых и товарообменных операциях с нефтью и продуктами её переработки; -при таможенных операциях с нефтью и продуктами её переработки; -при решении задач метрологического обеспечения государственной информационной системы по мониторингу добычи, переработки, хранения и транспортировки нефти и продуктов её переработки; -в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и продуктов её переработки. ФГУП «ВНИИР» 3

Технический регламент устанавливает: -метрологические и технические требования к средствам измерений; -требования по обеспечению энергетической эффективности и ресурсосбережению; -требования к терминологии; -требования к маркировке средств измерений; -формы и процедуры оценки (подтверждения) соответствия средств измерений требованиям Технического регламента. ФГУП «ВНИИР» 4 -метрологические и технические требования к средствам измерений; -требования по обеспечению энергетической эффективности и ресурсосбережению; -требования к терминологии; -требования к маркировке средств измерений; -формы и процедуры оценки (подтверждения) соответствия средств измерений требованиям Технического регламента. ФГУП «ВНИИР» 4

Требования регламента исполняются и применяются по отношению к средствам измерений показателей нефти и продуктов её переработки: -при проектировании, изготовлении, реализации и вводе в эксплуатацию; - при оценке (подтверждении) соответствия; При государственном метрологическом надзоре (контроле). ФГУП «ВНИИР» 5 -при проектировании, изготовлении, реализации и вводе в эксплуатацию; - при оценке (подтверждении) соответствия; При государственном метрологическом надзоре (контроле). ФГУП «ВНИИР» 5

Средства измерений применяются для измерений следующих показателей нефти и продуктов ее переработки: - объема прямым методом статических и динамических измерений; -объема косвенным методом статических и динамических измерений; -массы прямым методом статических измерений (взвешиванием); -массы прямым и косвенным методом динамических измерений; -массы косвенным методом статических измерений и косвенным методом измерений, основанном на гидростатическом принципе. ФГУП «ВНИИР» 6 - объема прямым методом статических и динамических измерений; -объема косвенным методом статических и динамических измерений; -массы прямым методом статических измерений (взвешиванием); -массы прямым и косвенным методом динамических измерений; -массы косвенным методом статических измерений и косвенным методом измерений, основанном на гидростатическом принципе. ФГУП «ВНИИР» 6

Для средств измерений должны быть установлены следующие основные метрологические характеристики для нормальных и рабочих условий эксплуатации: 1) пределы допускаемой погрешности измерений (неопределенности); 2) диапазон измерений; 3) основные влияющие факторы; 4) межповерочный интервал. (Пределы допускаемых погрешностей СИ не должны быть выше, чем погрешность измерительных систем, в состав которых входят данные СИ). Погрешность измерительных систем, подлежащих метрологическому надзору (контролю) должна соответствовать значениям, определенных при испытаниях этих систем с целью утверждения типа. В следующих таблицах указанны ФГУП «ВНИИР» 7 1) пределы допускаемой погрешности измерений (неопределенности); 2) диапазон измерений; 3) основные влияющие факторы; 4) межповерочный интервал. (Пределы допускаемых погрешностей СИ не должны быть выше, чем погрешность измерительных систем, в состав которых входят данные СИ). Погрешность измерительных систем, подлежащих метрологическому надзору (контролю) должна соответствовать значениям, определенных при испытаниях этих систем с целью утверждения типа. В следующих таблицах указанны ФГУП «ВНИИР» 7

Требования к погрешности измерений измерительных систем массы сырой нефти для всех методов измерений в рабочих условиях эксплуатации Вид продукции Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, % Нефть добытая сырой нефти (водонефтян ой смеси) нефти без учета воды при содержании пластовой воды в водонефтяной смеси (жидкости), %, объёмная доля воды до 70 св. 70 до 95 св. 95 ± 2,5± 6 ± 15 устанавливают в МВИ Нефть, направленна я на обезвоживан ие, обессоливан ие и стабилизаци ю нефти нетто при содержании пластовой воды в сырой нефти, %, объёмная доля воды от 0 до 5св. 5 до 10св. 10 до 20св. 20 до 50св. 50 до 70св. 70 до 85св. 85 ± 0,35± 0,4± 1,5± 2,5± 5,0± 15,0 устанавлива ют в МВИ 8

Требования к погрешности измерений объемной доли воды в измерительных системах массы сырой нефти Методы измеренийОбъемная доля воды,% Пределы допускаемой основной погрешности измерений, % Прямой метод динамических измерений От 0 до 5+ 0,1 От 5 до ,15 От 10 до ,2 От 20 до ,0 От 90 до ,8 9

Требования к погрешности измерений измерительных систем массы товарной нефти и продуктов ее переработки Методы измерений Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы в рабочих условиях эксплуатации, % от измеряемой величины бруттонетто Прямой метод статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн ± 0,40± 0,50 Прямой метод статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них ± 0,50± 0,60 Прямой метод статических измерений взвешиванием на весах продуктов в таре до 30т ± 0,40± 0,50 Прямой и косвенный метод динамических измерений ± 0,25± 0,35 Косвенный метод статических измерений и косвенный метод измерений, основанный на гидростатическом принципе, массы продукта от 120 т и более ± 0,50± 0,60 Косвенный метод статических измерений и косвенный метод измерений, основанный на гидростатическом принципе, массы продукта до 120 т ± 0,65± 0,75 10

Требования к погрешности измерений измерительных систем объема нефти и продуктов ее переработки Методы измерений Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема в нормальных условиях эксплуатации, % от измеряемой величины Прямой метод статических измерений ± 0,2…0,3 Косвенный метод статических измерений ± 0,2…0,25 Прямой метод динамических измерений ± 0,15…0,25 Косвенный метод динамических измерений ±0,2-0,25 11

Требования к технической документации Техническая документация должна отражать конструкцию, назначение и работу средств измерений и позволять проводить оценку их соответствия требованиям настоящего Технического регламента. Техническая документация должна быть достаточно подробной, чтобы обеспечить: - определение метрологических и технических характеристик СИ ФГУП «ВНИИР» 12 Техническая документация должна отражать конструкцию, назначение и работу средств измерений и позволять проводить оценку их соответствия требованиям настоящего Технического регламента. Техническая документация должна быть достаточно подробной, чтобы обеспечить: - определение метрологических и технических характеристик СИ ФГУП «ВНИИР» 12

Техническая документация должна включать необходимые для оценки и идентификации типа средств измерений: - эксплуатационную документацию, объясняющую работу изделия и содержащую характеристики изделия, техническое описание и методику измерений; -проектную документацию, обеспечивающую изготовление изделия соответствующим установленным требования и объясняющую методы его испытаний; -доказательную документацию в составе, согласованном с органами законодательного метрологического надзора (контроля), позволяющую проводить мероприятия оценки соответствия и/или ознакомится с их результатами. ФГУП «ВНИИР» 13 - эксплуатационную документацию, объясняющую работу изделия и содержащую характеристики изделия, техническое описание и методику измерений; -проектную документацию, обеспечивающую изготовление изделия соответствующим установленным требования и объясняющую методы его испытаний; -доказательную документацию в составе, согласованном с органами законодательного метрологического надзора (контроля), позволяющую проводить мероприятия оценки соответствия и/или ознакомится с их результатами. ФГУП «ВНИИР» 13

Доказательная нормативная база содержит следующие документы: - перечень стандартов и/или нормативных технических документов, применяемых полностью или частично при изготовлении и/или испытаниях, а также при эксплуатации системы измерительной; - описания решений, принятых с целью соответствия обязательным требованиям, когда стандарты и/или нормативные технические документы, не применялись; -результаты поверок, регулировок (при наличии), экспертиз, подконтрольной эксплуатации, рекламационной работы и т.д.; ФГУП «ВНИИР» 14 - перечень стандартов и/или нормативных технических документов, применяемых полностью или частично при изготовлении и/или испытаниях, а также при эксплуатации системы измерительной; - описания решений, принятых с целью соответствия обязательным требованиям, когда стандарты и/или нормативные технические документы, не применялись; -результаты поверок, регулировок (при наличии), экспертиз, подконтрольной эксплуатации, рекламационной работы и т.д.; ФГУП «ВНИИР» 14

Доказательная нормативная база содержит следующие документы: - соответствующие результаты испытаний, чтобы продемонстрировать соответствие типа средств измерений и/или их компонентов обязательным требованиям в заявленных условиях работы при установленных воздействиях окружающей среды; - сертификаты соответствия требованиям безопасности, а также документы утверждения типа компонентов средств измерений (при наличии); -подтверждающие свидетельства технической адекватности конструкции тех составных частей средств измерений, образцы которых не подвергаются испытаниям. ФГУП «ВНИИР» 15 - соответствующие результаты испытаний, чтобы продемонстрировать соответствие типа средств измерений и/или их компонентов обязательным требованиям в заявленных условиях работы при установленных воздействиях окружающей среды; - сертификаты соответствия требованиям безопасности, а также документы утверждения типа компонентов средств измерений (при наличии); -подтверждающие свидетельства технической адекватности конструкции тех составных частей средств измерений, образцы которых не подвергаются испытаниям. ФГУП «ВНИИР» 15

Из сказанного следует, что достоверность нормативной доказательной база технического регламента Таможенного союза « О требованиях к средствам измерений показателей нефти и продуктов её переработки» должна основываться на средствах измерений, погрешность которых соответствует значениям погрешности измерительных систем в рабочих условиях эксплуатации. Поэтому для обеспечения качества и достоверности измерений показателей нефти и продуктов её переработки необходимо совершенствование эталонной базы России. Минпромторг России совместно с Росстандартом в рамках реализации программы развития Национальной эталонной базы организовали работы по совершенствованию эталонов измерения расхода нефти, нефтепродуктов и попутного нефтяного газа на базе Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР») - головной метрологической научно-исследовательской организацией в области измерения количества и расхода жидкости и газа. 16 Из сказанного следует, что достоверность нормативной доказательной база технического регламента Таможенного союза « О требованиях к средствам измерений показателей нефти и продуктов её переработки» должна основываться на средствах измерений, погрешность которых соответствует значениям погрешности измерительных систем в рабочих условиях эксплуатации. Поэтому для обеспечения качества и достоверности измерений показателей нефти и продуктов её переработки необходимо совершенствование эталонной базы России. Минпромторг России совместно с Росстандартом в рамках реализации программы развития Национальной эталонной базы организовали работы по совершенствованию эталонов измерения расхода нефти, нефтепродуктов и попутного нефтяного газа на базе Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР») - головной метрологической научно-исследовательской организацией в области измерения количества и расхода жидкости и газа. 16 ФГУП «ВНИИР» 3

Метрологическое обеспечение измерений расхода, объема и уровня жидкости Фундаментальные и прикладные исследования в области метрологического обеспечения СИ Аккредитация на право поверки и калибровки Метрологическая экспертиза нормативной документации Разработка, совершенствование, хранение, сличение и применение Государственных Первичных Эталонов Базовая организация ТК 024 Разработка автоматизированных систем учета тепла и теплоносителей Разработка МИ Калибровка и поверка средств измерений расхода, количества и качества жидкости и газа 17

Государственный первичный специальный эталон единицы объемного и массового расхода многофазных потоков* Диапазон расхода, т/ч 1,0 ÷ 110 (нефть/вода/газ) Газовый фактор до 300 Объемного влагосодержания 1,0 ÷ 99 Предел относительной погрешности измерений объемного расхода газа, % 1,0 Предел относительной погрешности измерений массового расхода нефти, воды, % 0,8 Государственный первичный эталон единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов ГЭТ 87-75* Диапазон измерений, % 0,05-60 Среднеквадратическое отклонение результатов измерений, об. доли,%0,023 Неисключенная систематическая погрешность, об. доли,%0,065 Государственный первичный специальный эталон единицы объемного и массового расхода нефтепродуктов ГЭТ Диапазон расхода, м 3 /ч 0,01 ÷ 50 Среднеквадратическое отклонение результата измерений, %0,01 Неисключенная систематическая погрешность, %0,02 Расширенная неопределенность, % 0,04 Государственный первичный эталон единицы объемного и массового расходов газа ГЭТ * Диапазон измерений, м 3 /ч 0,003 ÷ 100 Среднее квадратическое отклонение, % 0,035 ÷ 0,05 Неисключенная систематическая погрешность, % 0,04 Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода жидкости ГЭТ * Диапазон расхода, т/ч 2,5 ÷ 250 Среднеквадратическое отклонение результата измерений, %0,01 Неисключенная систематическая погрешность, %0,02 Расширенная неопределенность, % 0,04 Государственный первичный специальный эталон единицы объемного расхода жидкости ГЭТ Диапазон расхода, м 3 /ч 36 ÷ 234 Среднеквадратическое отклонение результата измерений, %0,02 Неисключенная систематическая погрешность, %0,07 Государственный первичный специальный эталон единицы объемного и массового расхода воды ГЭТ Диапазон расхода, м 3 /ч 0,01 ÷ 50 Среднеквадратическое отклонение результата измерений, %0,01 Неисключенная систематическая погрешность, %0,02 Расширенная неопределенность, % 0,04 Государственные эталоны и их метрологические характеристики ФГУП «ВНИИР» * 18

Диапазон расхода, т/ч 2,5 ÷ 250* Среднеквадратическое отклонение результатов измерений, %0,01 Неисключенная систематическая погрешность, %0,02 Расширенная неопределенность, % 0,04 * В настоящий момент проходит глубокую модернизацию с целью расширения диапазона до 500 т/ч 19

Государственный первичный эталон единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов ГЭТ ФГУП «ВНИИР» Диапазон измерений, % 0,05-60* Случайная погрешность, %0,23 Систематическая погрешность, % 6,5 * В настоящий момент проходит глубокую модернизацию с целью расширения диапазона измерений влагосодержания до 99% 20

3 Диапазон расхода, м 3 /ч 0,01 ÷ 50 Среднеквадратическое отклонение результатов измерений, %0,01 Неисключенная систематическая погрешность, %0,02 Расширенная неопределенность, % 0,04 ФГУП «ВНИИР» 21

11 Диапазон расхода, м 3 /ч 0,01 ÷ 50 Среднеквадратическое отклонение результата измерений, %0,01 Неисключенная систематическая погрешность, %0,02 Расширенная неопределенность, % 0,04 ФГУП «ВНИИР» 22

Государственный первичный эталон единиц объемного и массового расходов газа ГЭТ Диапазон измерений, м3/ч 0,003 ÷ 100 Среднее квадратическое отклонение, % 0,035 ÷ 0,05 Неисключенная систематическая погрешность, % 0,04 С момента утверждения в 2006 году государственный первичный эталон единиц объемного и массового расходов газа ГЭТ дважды принимал участие в международных сличениях государственных эталонов в рамках проектов КООМЕТ 219/Sk-00 и 412/UA/07. ФГУП «ВНИИР» 23

Результаты международных ключевых сличений Государственного первичного эталона расхода газа подтвердили высокий конкурентный уровень метрологической базы России. ФГУП «ВНИИР» Lab 1 – Ukraine; Lab 2 – Slovak Republic; Lab 3 – Lithuania; Lab 4 – Russia.. Уровень Государственных эталонов ВНИИР неоднократно подтверждался и подтверждается круговыми и двусторонними международными сличениями. 24

ФГУП «ВНИИР» Для обеспечения единства измерений количества добытой нефти по скважине и участкам недр во ВНИИР разработан, изготовлен Государственный первичный специальный эталон единицы расхода трехкомпонентных двухфазных сред. Данный эталон воспроизводит единицу расхода водонефтегазовой смеси в диапазоне расходов до 110 т/ч и обеспечивает газовый фактор до 300 нм/куб.м. В настоящее время завершается работа по исследованию метрологических характеристик и подготовке его к приему межведомственной комиссией. Для обеспечения единства измерений количества добытой нефти по скважине и участкам недр во ВНИИР разработан, изготовлен Государственный первичный специальный эталон единицы расхода трехкомпонентных двухфазных сред. Данный эталон воспроизводит единицу расхода водонефтегазовой смеси в диапазоне расходов до 110 т/ч и обеспечивает газовый фактор до 300 нм/куб.м. В настоящее время завершается работа по исследованию метрологических характеристик и подготовке его к приему межведомственной комиссией. 25

Диапазон расхода, т/ч 1,0 ÷ 110 (нефть/вода/газ) Газовый фактор до 300 Объемного влагосодержания 1,0 ÷ 99 Предел относительной погрешности измерений объемного расхода газа, % 1,0 Предел относительной погрешности измерений массового расхода нефти, воды, % 0,8 ФГУП «ВНИИР» 26

Данный эталон позволит -воспроизвести единицу измерений расхода многофазных потоков, -проводить испытания, поверку, калибровку и исследования метрологических характеристик рабочих СИ сырой нефти и попутного нефтяного газа. Данный эталон позволит -воспроизвести единицу измерений расхода многофазных потоков, -проводить испытания, поверку, калибровку и исследования метрологических характеристик рабочих СИ сырой нефти и попутного нефтяного газа. ФГУП «ВНИИР» 27

Федеральный закон «Об энергосбережении» предписывает «обязательность учета юридическими лицами производимых ими энергетических ресурсов» (статья 4.) при этом «весь объем добываемых энергетических ресурсов с 2000 года подлежит обязательному учету» (статья 11.). Сложившаяся до настоящего времени система измерений и учета добычи сырой нефти и нефтяного газа на скважинах ведется, в основном, групповыми замерными установками типа «Спутник», разработанными в 1970 – 80 годы. Достоверный учет углеводородов обеспечивается лишь на коммерческих узлах учета товарной продукции при передаче в систему магистрального трубопроводного транспорта АК «Транснефть» и потребителям. (Следует отметить, что в промышленно развитых странах учет извлекаемых углеводородов ведется, в основном, со скважины). Федеральный закон «Об энергосбережении» предписывает «обязательность учета юридическими лицами производимых ими энергетических ресурсов» (статья 4.) при этом «весь объем добываемых энергетических ресурсов с 2000 года подлежит обязательному учету» (статья 11.). Сложившаяся до настоящего времени система измерений и учета добычи сырой нефти и нефтяного газа на скважинах ведется, в основном, групповыми замерными установками типа «Спутник», разработанными в 1970 – 80 годы. Достоверный учет углеводородов обеспечивается лишь на коммерческих узлах учета товарной продукции при передаче в систему магистрального трубопроводного транспорта АК «Транснефть» и потребителям. (Следует отметить, что в промышленно развитых странах учет извлекаемых углеводородов ведется, в основном, со скважины). ФГУП «ВНИИР» 28

В настоящее время основным документом, определяющим измерение количество сырой нефти и нефтяного газа по отдельным скважинам и лицензионным участкам на территории РФ, является ГОСТ Р – 2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования», в котором впервые в отечественной практике сформулированы требования к точности измерения количества сырой нефти и попутного нефтяного газа, извлекаемых из нефтяных скважин. Внесение требований этого документа в лицензионное соглашение побуждает нефтяные компании не только приобретать измерительные установки, соответствующие требованиям ГОСТ Р для обустройства новых лицензионных участков, но и нести затраты на реконструкцию значительного парка (до 15 тыс. штук) существующих групповых замерных установок. В настоящее время основным документом, определяющим измерение количество сырой нефти и нефтяного газа по отдельным скважинам и лицензионным участкам на территории РФ, является ГОСТ Р – 2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования», в котором впервые в отечественной практике сформулированы требования к точности измерения количества сырой нефти и попутного нефтяного газа, извлекаемых из нефтяных скважин. Внесение требований этого документа в лицензионное соглашение побуждает нефтяные компании не только приобретать измерительные установки, соответствующие требованиям ГОСТ Р для обустройства новых лицензионных участков, но и нести затраты на реконструкцию значительного парка (до 15 тыс. штук) существующих групповых замерных установок. ФГУП «ВНИИР» 29

С целью повышения значимости стандарта для достоверного учета добытой нефти и попутного нефтяного газа между Росстандартом и Правительством Республики Татарстан подписано Соглашение о создании на территории республики Государственного испытательного полигона. Полигон обеспечит передачу единицы измерения от эталонов рабочим СИ и повысит уровень испытаний средств измерений количества сырой нефти и нефтяного газа. Определена площадка для размещения полигона и достигнуто соглашение с ОАО «Татнефть» об инфраструктурном взаимодействии при его эксплуатации. Разработано техническое задание на проектирование полигона. Полигон и государственные первичные эталоны, расположенные на территории ВНИИР, составят единый государственный эталонный комплекс, работающие на сырой нефти, попутном нефтяном газе и подтоварной воде. ФГУП «ВНИИР» Ново- Суксинская УПВСН Общая площадь полигона составляет 2 га, из которых на здания и сооружения приходится 3500 кв.м. Ориентировочная стоимость полигона – 600 млн. руб. 30

Государственный эталонный комплекс (полигон+Государственные первичные эталоны ) позволит решить задачи: - обеспечить передачу единицы измерения количества сырой нефти и попутного нефтяного газа от эталонов к рабочим средствам измерений; -повысить достоверность испытаний и поверки (калибровки) систем измерений количества и параметров сырой нефти; -сличить поверочные установки, разработанные юридическими лицами, с государственными первичными эталонами с помощью мобильных эталонов сравнения; -государственного контроля за соблюдением метрологических правил и норм в области применения СИ в интересах общества; -исследования метрологических характеристик средств измерения расхода многофазных потоков и попутного нефтяного газа; -расширить номенклатуру рабочих и эталонных средств измерений, применяемых для измерения количества нефти и газа; -повысить качество и конкурентоспособность отечественной эталонной базы; -формирования достоверной нормативной доказательной базы для технического регулирования регламента Таможенного союза «О требованиях к средствам измерений показателей нефти и продуктов ее переработки». - В рамках технических требований на испытательный полигон разработаны -. Государственный эталонный комплекс (полигон+Государственные первичные эталоны ) позволит решить задачи: - обеспечить передачу единицы измерения количества сырой нефти и попутного нефтяного газа от эталонов к рабочим средствам измерений; -повысить достоверность испытаний и поверки (калибровки) систем измерений количества и параметров сырой нефти; -сличить поверочные установки, разработанные юридическими лицами, с государственными первичными эталонами с помощью мобильных эталонов сравнения; -государственного контроля за соблюдением метрологических правил и норм в области применения СИ в интересах общества; -исследования метрологических характеристик средств измерения расхода многофазных потоков и попутного нефтяного газа; -расширить номенклатуру рабочих и эталонных средств измерений, применяемых для измерения количества нефти и газа; -повысить качество и конкурентоспособность отечественной эталонной базы; -формирования достоверной нормативной доказательной базы для технического регулирования регламента Таможенного союза «О требованиях к средствам измерений показателей нефти и продуктов ее переработки». - В рамках технических требований на испытательный полигон разработаны -. ФГУП «ВНИИР» 31

Эскизный проект государственного эталонного комплекса Государственный эталон единицы объемного и массового расхода нефти и нефтепродуктов Государственный эталон единицы измерения расхода многофазных потоков Государственный эталон единицы объемного и массового расхода газа Государственный эталон единицы объемного и массового расхода воды Государственный эталон единицы объемного влагосодержания нефти ФГУП «ВНИИР» Государственный эталон единицы измерения плотности жидкости 32

двурооооооо Технологическая схема комплекса - двухфазная трехкомпонентная углеводородная смесь ФГУП «ВНИИР» 33

Технологическая схема комплекса - попутный нефтяной газ (ПНГ) ЭС – эталонный счетчик 1-го разряда, РЭС- эталонный счетчик 2-го разряда, РС- рабочий (исследуемый) счетчик газа ФГУП «ВНИИР» 34

Создание полигона следует рассматривать как обязательную составную часть государственной системы «Нефтеконтроль», создаваемой Минэнерго России во исполнение поручений Президента Российской Федерации и Правительства Российской Федерации по контролю за перемещением нефти и нефтепродуктов. 35 ФГУП «ВНИИР»

Исходя из вышеизложенного предлагаем следующие направления сотрудничества между ФГУП ВНИИР и Межотраслевым советом по техническому регулированию и стандартизации в нефтегазовом комплексе 1.Для обеспечения достоверного учета добытой нефти и попутного нефтяного газа разработать техническое задание на государственный испытательный полигон. 2.Организация и проведение исследований метрологических характеристик, испытания имеющихся и вновь разрабатываемых средств измерений, используемых в геолого-геофизических изучениях скважин на эталонной базе ФГУП ВНИИР. 3.Осуществлять информационное взаимодействие в части проведения анализа и экспертизы методик определения дебита нефтегазовых скважин и создание методик, использующих глубинные (погружные) и наземные средства измерений расхода для повышения качества измерений. 4.Осуществлять взаимодействие при подготовке и разработке достоверной нормативной доказательной базы для технического регулирования регламентов и при создании единого терминологического словаря для нефтегазового комплекса. 1.Для обеспечения достоверного учета добытой нефти и попутного нефтяного газа разработать техническое задание на государственный испытательный полигон. 2.Организация и проведение исследований метрологических характеристик, испытания имеющихся и вновь разрабатываемых средств измерений, используемых в геолого-геофизических изучениях скважин на эталонной базе ФГУП ВНИИР. 3.Осуществлять информационное взаимодействие в части проведения анализа и экспертизы методик определения дебита нефтегазовых скважин и создание методик, использующих глубинные (погружные) и наземные средства измерений расхода для повышения качества измерений. 4.Осуществлять взаимодействие при подготовке и разработке достоверной нормативной доказательной базы для технического регулирования регламентов и при создании единого терминологического словаря для нефтегазового комплекса. ФГУП «ВНИИР» 36

В заключении прошу внести предложение в Перечень вопросов к проекту резолюции 6-й Международной конференции «Нефтегазстандарт – 2011» Предложить Минэнерго России и Росстандарту рассмотреть вопрос о финансировании с 2012 года проекта Государственного испытательного полигона по метрологическому обеспечению средств измерений количества сырой нефти и нефтяного газа на территории Республики Татарстан. В заключении прошу внести предложение в Перечень вопросов к проекту резолюции 6-й Международной конференции «Нефтегазстандарт – 2011» Предложить Минэнерго России и Росстандарту рассмотреть вопрос о финансировании с 2012 года проекта Государственного испытательного полигона по метрологическому обеспечению средств измерений количества сырой нефти и нефтяного газа на территории Республики Татарстан. ФГУП «ВНИИР» 37

Благодарим за внимание Контактный телефон Председатель ТК-024 Иванов Валерий Павлович ФГУП «ВНИИР» 38