Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный
центр стандартизации, метрологии и испытаний в Томской области»
Особенности метрологического
обеспечения измерительных систем
учета нефти и газа
Галицкая Т.В., Злыгостева Г.В.
Отдел технического регулирования и
метрологического обеспечения
ФБУ «Томский ЦСМ»
Требования к учету добываемых углеводородов
Со стороны
государства
 обеспечение достоверности
налогооблагаемой базы;
 соблюдение лицензионных
соглашений;
 контроль
энергоэффективности и
энергосбережения;
 контроль за
ценообразованием на
энергоносители.
Со стороны
организаций
нефтегазовой
отрасли
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.
Нормативно-правовая основа топливно-энергетического
комплекса в области метрологии
 Федеральный закон РФ от 26.06.2008 № 102-ФЗ «Об обеспечении
единства измерений».
 Федеральный закон РФ от 18.07.2006 № 117-ФЗ «Об экспорте газа»;
 Постановление Правительства РФ от 23.09.2010 № 734 «Об эталонах
единиц величин, используемых в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений»;
 Постановление Правительства РФ от 20.04.2010 № 250 «О перечне СИ,
поверка которых осуществляется только аккредитованными в
установленном порядке в области обеспечения единства измерений
государственными региональными центрами метрологии»;
 Распоряжение Правительства РФ от 03.07.2014 № 1217-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 16.05.2014 № 451 ;
 «Правила по учету газа», утвержденные приказом Министерства
энергетики России от 30.12.2013 № 961.
Схема применения нормативных документов,
используемых при измерениях количества нефти и
нефтяного газа
Скважина,
ИУ
ГОСТ Р
8.615-2005
ГОСТ Р
8.647-2008
Р 50.2.0622008
Р 50.2.0632008
СИКНС,
СИКГ
ГОСТ Р
8.615-2005
ГОСТ Р
8.647-2008
ГОСТ Р
8.733-2011
Р 50.2.0622008
Р 50.2.0632008
МИ 26932001
УПСВ
СИКН
ГОСТ Р
8.595-2004
ГОСТ 8.5892007
СИКН,
поставка нефти
на экспорт
ГОСТ Р 8.5952004
ГОСТ 8.589-2007
РМГ 100-2010
РМГ 100-2010
РМГ 101-2010
РМГ 101-2010
Р 50.2.0402004
Р 50.2.040-2004
РМГ 86-2009
РМГ 86-2009
РМГ 87-2009
РМГ 87-2009
РМГ 89-2010
РМГ 89-2010
РМГ 98-2010
РМГ 98-2010
ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества
извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие
метрологические и технические требования»
Стандарт ГОСТ Р 8.615 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 8.589
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
Метрологическая
экспертиза
документов
Оценка
квалификации
необходимого
опыта работы
операторов
Утверждение типа,
аттестация (поверка
или калибровка)
эталонов
Утверждение типа, поверка
или калибровка систем
измерений и средств
измерений в их составе
Метрологическое
подтверждение
Аттестация
методик
измерений
Контроль
условий
выполнения
измерений
Оценка
соответствия
вспомогательного
оборудования
требованиям
Необходимость проведения метрологической
экспертизы документации
 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.
Аттестация методик измерений
Появляются случаи утверждения типа систем измерений
количества нефти, разработанных по техническим условиям.
Так, с 1 июля 2015 года введен в действие ГОСТ Р 55610-2013
«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 (физикохимический состав и свойства нефти, условия измерений).
Подтверждение пригодности элементов метрологического
обеспечения измерений количества нефти и газа
Метрологическая
экспертиза
документов
Оценка
квалификации
необходимого
опыта работы
операторов
Утверждение типа,
аттестация (поверка
или калибровка)
эталонов
Утверждение типа, поверка
или калибровка систем
измерений и средств
измерений в их составе
Метрологическое
подтверждение
Аттестация
методик
измерений
Контроль
условий
выполнения
измерений
Оценка
соответствия
вспомогательного
оборудования
требованиям
Особенности проведения испытаний в целях
утверждения типа систем учета нефти и газа
 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.
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, измерительновычислительных комплексов
1 уровень системы –
Программное обеспечение
измерительных преобразователей:
интеллектуальных датчиков, блоков
обработки данных преобразователей
расхода, массомеров
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
Автоматизированный
сбор, обработка и
передача измерительной
информации на 3
уровень, диагностика
работы оборудования
Обработка
результатов
измерений,
самодиагностика
Особенности проведения испытаний программного
обеспечения систем учета нефти и газа
 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.
Выводы
 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.