Тк-024 «метрологическое обеспечение добычи и учета углеводородов » Вопросы формирования нормативной доказательной базы для технического регулирования регламента. - презентация

1 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

2 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»

3 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

4 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

5 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

6 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

7 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

8 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

9 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

10 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

11 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

12 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

13 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

14 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

15 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

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 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

17 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

18 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

19 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

20 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

21 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

22 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

23 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

24 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

25 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

26 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

27 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

28 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

29 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

30 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

31 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

32 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

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

34 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

35 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»

36 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

37 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

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