РОССТАНДАРТ ФГУП «ВНИИР» Качество. Точность. Репутация. Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» Государственный научный метрологический центр Современное состояние и перспективы развития метрологического обеспечения измерений расхода многофазных жидкостей ФГУП «ВНИИР» 2013 ТК 024

Изменения налогового кодекса Российской Федерации 1) 23 августа 2013 г. вступил в силу Федеральный закон Российской Федерации от 23 июля 2013 г. N 213-ФЗ «О внесении изменений в главы 25 и 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации и статью 3.1 Закона Российской Федерации «О таможенном тарифе»; 2) Согласно приказу Игоря Шувалова от 12 августа 2013 г. подготовлен проект нормативно правового акта о порядке учета нефти: «Правила учета нефти в нефтедобывающих организациях»

Изменения налогового кодекса Российской Федерации Основные изменения в НК РФ: в статье 339: а) абзац второй пункта 3 после слов "Фактическими потерями полезного ископаемого" дополнить словами "(за исключением нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной)"; б) дополнить пунктом 9 следующего содержания: "9. При определении количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, а также фактических потерь при ее добыче в отношении нефти, добываемой из залежей углеводородного сырья, указанных в подпунктах пункта 1 статьи настоящего Кодекса, значение коэффициента для которых составляет менее 1, должны соблюдаться все следующие требования: 1) учет количества добытой нефти (примечание: нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной) осуществляется по каждой скважине, работающей на залежи углеводородного сырья; 2) измерение количества добываемой скважинной жидкости и определение ее физико-химических свойств осуществляются по каждой скважине, работающей на залежи углеводородного сырья, не реже четырех раз в месяц; 3) определение количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной осуществляется на основании данных, указанных в подпунктах 1 и 2 настоящего пункта."; в) дополнить пунктом 10 следующего содержания: «10. Определение пользователем недр количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, а также фактических потерь при ее добыче осуществляется в соответствии с порядком учета нефти, утверждаемым Правительством Российской Федерации.»

«Правила учета нефти в нефтедобывающих организациях» (проект) Основные положения проекта «Правил учета нефти в нефтедобывающих организациях»: Раздел 1: Общие положения 4. Учет нефти (примечание: нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной) осуществляется при: добыче, в том числе на участке недр; подготовке и (или) транспортировке, переработке и (или) потреблении нефти, принятой от третьего лица; передаче третьим лицам (для подготовки и/или транспортировки, переработки и/или потребления); получении ШФЛУ в процессе стабилизации; использовании на производство нефтепродуктов; использовании на производственно-технологические нужды и топливо; снятии остатков на начало и конец отчетного периода; определении фактических потерь нефти за отчетный период. 7. Учетные операции с нефтью осуществляется на основе информации, полученной посредством применения средств измерений или технических устройств с измерительными функциями, поверенными в установленном порядке. Результатом учётных операций с нефтью является составление исполнительного баланса.

«Правила учета нефти в нефтедобывающих организациях» (проект) Основные положения «Правил учета нефти в нефтедобывающих организациях»: Раздел 2: Учет нефти в составе нефтегазоводяной смеси по скважинам (группе скважин), объектам учета запасов нефти и лицензионным участкам недр 1. Количество нефтегазоводяной смеси, а также ее компонентов, в том числе нефти (примечание: нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной), по скважине (группе скважин) определяется с использованием: стационарных или передвижных измерительных установок; градуированных емкостей; весооизмерительных установок; автоцистерн для перевозки нефтегазоводяной смеси с одиночных скважин или групп скважин на объекты подготовки нефти. 2. В целях организации учета добытой нефти (примечание: нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной) по скважине (группе скважин) измерение дебита (суточной производительности) с учетом отработанного скважиной времени проводиться не реже четырех раз в месяц. -Определена методика расчета дебита скважины по нефтегазоводяной смеси; -Определена методика расчета дебита скважины по нефти с учетом балласта; -Результаты определений дебитов скважин фиксируются в эксплуатационном рапорте не реже 4 раз в месяц, формируемом в организации (или ее структурных подразделениях, непосредственно осуществляющих добычу нефти). -На основании данных эксплуатационного рапорта и массы нетто количества добытой нефти (Д ф ), сформированных за отчетный период составляется сводный МЭР, содержащий информацию о количестве добытой в отчетном периоде нефти (примечание: нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной) по каждой скважине и по каждому участку недр.

Изменения в законодательной и нормативной базе 1. ФГУП «ВНИИР» совместно с ТК 24 разработал проект новой редакции ГОСТ Р «ГСИ. Измерения количества извлеченных из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования» (далее - ГОСТ Р ) -Проект новой редакции ГОСТ Р прошел голосование; -Готовится приказ об утверждении ГОСТ Р 8.615; -Проект новой редакции ГОСТ Р приведен в соответствие с требованиями НК РФ и Федерального закона 128-ФЗ от 04 мая 2011 г. «О лицензировании отдельных видов деятельности»; -Введены новые термины и определения: измерительная установка, лицензионный участок недр, масса балласта, масса сырой нефти, многофазный поток, многофазный расходомер, смесь нефтегазоводяная; -Проект новой редакции ГОСТ Р предусматривает измерения количества извлеченных из недр сырой нефти и свободного попутного нефтяного газа с применением ИУ, СИКНС и СИКГ в соответствии с методикой измерений, аттестованной и утвержденной в установленном законодательством Российской Федерации порядке по ГОСТ Р

Изменения в нормативной базе БЫЛО: 6 Требования к измерениям количества сырой нефти и нефтяного газа по отдельной скважине 6.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений: а) массы сырой нефти ± 2,5 %; б) массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях): до 70 % ± 6 %; От 70 % до 95 % ± 15 %; свыше 95 % предел допускаемой относительной погрешности устанавливают в МВИ, утвержденных и аттестованных в установленном порядке; в) объема свободного нефтяного газа:± 5 %. БЫЛО: Пределы допускаемой относительной погрешности МВИ массы нетто сырой нефти с применением СИКНС Mн, % От 0 до 5± 0,35 от 5 до 10 ± 0,4 От 10 до 20± 1,5 От 20 до 50± 2,5 От 50 до 70± 5,0 От 70 до 85± 15,0 Примечание - При содержании объемной доли воды в сырой нефти более 85 % погрешность нормируется по МВИ. Изменения в проекте новой редакции ГОСТ Р : СТАЛО: 6 Требования к измерениям количества сырой нефти и свободного попутного нефтяного газа по отдельной скважине, группе скважин с применением ИУ 6.1 Количество сырой нефти и свободного попутного нефтяного газа по отдельной скважине измеряют посредством ИУ Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений с помощью ИУ: а) массы сырой нефти не более ± 2,5 %; б) массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях): от 0 % до 70 %не более ± 6 %; свыше 70 % до 95 %не более ± 15 %; свыше 95 %не нормируется; в) объема свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям не более ± 5 %. СТАЛО: Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти с применением СИКНС Mн, %, в зависимости от содержания объемной доли воды в сырой нефти φ,% От 0 до 5± 1,0 Свыше 5 до 15± (0,15 φ+ 0,25) Свыше 15 до 35± (0,075 φ + 1,375) Свыше 35 до 55± (0,15 φ - 1,25) Свыше 55 до 65± (0,3 φ - 9,5) Свыше 65 до 70± 10,0 Примечание - При содержании объемной доли воды в сырой нефти свыше 70 % погрешности нормируют по МИ.

Изменения в нормативной базе Поверочная схема для средств измерений массового расхода газожидкостных смесей: -Готова 1-ая редакция проекта межгосударственного стандарта «Поверочная схема для средств измерений массового расхода газожидкостных смесей»; -Проходит процедура публичного обсуждения; -проект Поверочной схемы для средств измерений массового расхода газожидкостных смесей соответствует требованиям новой редакции ГОСТ Р ; -Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ применяют при передаче размера единицы среднего массового расхода газожидкостных смесей рабочим эталонам 1-го и 2-го разрядов и рабочим средствам измерений методами прямых измерений, и сличения при помощи компаратора. -Проводятся работы по проектированию и изготовлению рабочих эталонов 1- го разряда на ОАО «ГМС Нефтемаш» и ООО «ОЗНА-Измерительные системы» согласно Поверочной схемы для средств измерений массового расхода газожидкостных смесей.

Создание эталона-переносчика (компаратора) Разработка и создание эталона-переносчика (компаратора) единицы массового расхода газожидкостных смесей для ФГУП «ВНИИР» является задачей 1. Основания для создания эталона-переносчика (компаратора): -Необходимость передачи единицы массового расхода газожидкостных смесей от ГЭТ эталонам младших разрядов; -Необходимость проведения поверки измерительных установок, установленных непосредственно на скважинах; -Определение на ГЭТ только основной погрешности и отсутствие возможности определения дополнительных погрешностей на измерения сырой нефти на скважине; -Отсутствие возможности оценки влияния реального потока скважинной жидкости на погрешность измерений.

Изменения в нормативной базе Разрабатывается проект ГОСТ Р «ГСИ. Масса сырой нефти. Порядок проведения измерений сырой нефти и общие требования к методикам (методам) измерений сырой нефти» Актуальность разработки стандарта и задачи: -Нормативная обеспечение ГОСТ Р в области разработки МИ массы сырой нефти с применением как ИУ так и СИКНС и иных СИ; -нормирование требований к составу СИКНС, ИУ, мер вместимости, полной вместимости и иных СИ; - нормирование порядка расчета масс брутто и нетто сырой нефти при проведении учетных операций с применением как ИУ так и СИКНС, при использовании как поточных средств измерений параметров сырой нефти, так и результатов измерений параметров сырой нефти в аттестованной лаборатории, а также порядок их применения.

Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ За время эксплуатации ГЭТ были определены метрологические характеристики измерительных установок различных принципов действия: - Сепарационные установки (6 шт.); - Бессепарационные установки (мультифазные расходомеры) (6 шт.) - Мультифазные расходомеры, выполненные совместно с сепаратором (1 шт). ВЫВОДЫ: 1) 2 измерительные установки уложились в нормы точности ГОСТ Р ) 11 измерительных установок по своим точностным характеристикам не удовлетворяют требованиям ГОСТ Р 8.615

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ ФГУП «ВНИИР» Начальник НИО-9 Левин К.А , Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, д. 7а тел.: 8(843) сайт: