Об утверждении Правил измерения и взвешивания нефти, добытой недр пользователем на участке недр Приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 5 мая 2018 года № 163. Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 5 июня 2018 года № 16992

В соответствии с пунктом 1 статьи 152 Кодекса Республики Казахстан «О недрах и недропользовании» ПРИКАЗЫВАЮ:

Преамбула изложена в новой редакции Приказа Министра энергетики РК от 01.11.2022 г. № 342 (см. редакцию от 05.05.2018 г.)(изменение вводится в действие с 11.01.2023 г.)

1. Утвердить прилагаемые Правила измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на участке недр.

2. Признать утратившим силу приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 23 февраля 2015 года № 133 «Об утверждении Правил измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на контрактной территории»(зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10891, опубликован 13 мая 2015 года в информационно-правовой системе «Әділет»).

3. Департаменту развития нефтяной промышленности Министерства энергетики Республики Казахстан в установленном законодательством Республики Казахстан порядке обеспечить:

1) государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

• 1

2) в течение десяти календарных дней со дня государственной регистрации настоящего приказа направление его копии в бумажном и электронном виде на казахском и русском языках в Республиканское государственное предприятие на праве хозяйственного ведения «Республиканский центр правовой информации Министерства юстиции Республики Казахстан» для официального опубликования и включения в Эталонный контрольный банк нормативных правовых актов Республики Казахстан;

• 1

3) в течение десяти календарных дней после государственной регистрации настоящего приказа направление его копии на официальное опубликование в периодические печатные издания;

• 1

4) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан после его официального опубликования;

5) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Департамент юридической службы Министерства энергетики Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 2), 3) и 4) настоящего пункта.

4. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на курирующего вице-министра энергетики Республики Казахстан.

5. Настоящий приказ вводится в действие с 29 июня 2018 года и подлежит официальному опубликованию.

Министр энергетики Республики Казахстан К. Бозумбаев

«СОГЛАСОВАН»
Министр по инвестициям и развитию 
Республики Казахстан
_____________ Ж. Касымбек
18 мая 2018 года

1. Настоящие Правила измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на участке недр, (далее – Правила) разработаны в соответствии с пунктом 1 статьи 152 Кодекса Республики Казахстан «О недрах и недропользовании» (далее – Кодекс) и определяют порядок измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на участке недр.

2. В настоящих Правилах используются следующие основные понятия:

1) межконтрольный интервал – промежуток времени между двумя очередными актами контроля, проводимого для выявления отклонения метрологических характеристик средств измерений от значений, определенных при поверке;

2) контроль метрологических характеристик – определение в период между поверками отклонения значений метрологических характеристик средств измерений от действительных значений или значений, определенных при последней поверке, установление пригодности средств измерений к дальнейшей эксплуатации;

3) масса балласта нефти – общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

4) система измерений количества и показателей качества нефти – совокупность средств измерений (преобразователей расхода, преобразователей плотности, влагосодержания, солесодержания, вязкости, температуры, давления, массомеров), устройств обработки, хранения, индикации и регистрации результатов измерений, технологического и вспомогательного оборудования (трубопроводов, фильтров, насосов, пробоотборника, запорной и регулирующей арматуры), предназначенных для выработки сигналов измерительной информации в форме, удобной для автоматической и ручной обработки;

5) масса брутто нефти – общая масса нефти, включающая массу балласта;

6) масса нетто нефти – разность массы брутто нефти и массы балласта нефти;

7) измерительная линия – часть конструкции системы измерения количества нефти, состоящая из преобразователей расхода или массомера с прямолинейными участками трубопроводов, оснащенными средствами измерений давления и температуры, задвижками и фильтрами;

8) резервная схема учета – система, применяемая для измерения массы нефти при отказе основной схемы – системы измерения количества и показателей качества нефти;

9) технологическое оборудование – запорная и регулирующая арматура, трубопроводы, фильтры, струевыпрямители и прямолинейные участки, циркуляционный насос, автоматический и ручной пробоотборники, пробозаборное устройство, дренажные емкости, промывочный насос с соответствующей технологической обвязкой и измерительные приборы;

10) арбитражная проба – контрольная проба, используемая для арбитражного анализа.

3. Учет нефти осуществляется по участку недр по каждой скважине через групповые замерные установки в тоннах. Для обеспечения достоверности измерения массы нефти, а также контроля за качеством измерения недропользователем применяются необходимое оборудование и средства измерения, имеющие действующий сертификат о поверке и внесенные в реестр государственной системы обеспечения единства измерений Республики Казахстан.

4. Измерение и взвешивание нефти осуществляются прямыми и косвенными способами.

5. При применении прямых способов измеряют массу нефти с помощью весов, весовых дозаторов и устройств (прямой статический способ), массовых счетчиков и массовых преобразователей расхода (прямой динамический способ).

6. Косвенный способ подразделяют на объемно-массовый способ и способ, основанный на гидростатическом принципе.

7. Косвенный объемно-массовый способ подразделяется на косвенный объемно-массовый динамический способ (далее - косвенный динамический способ) и косвенный объемно-массовый статический способ (далее - косвенный статический способ).

8. Косвенный объемно-массовый динамический способ применяют при измерении массы нефти непосредственно на потоке в нефтепроводах. При этом объем нефти измеряют счетчиками или преобразователем расхода с интеграторами.

9. При применении косвенного объемно-массового динамического способа измеряют объем и плотность нефти при одинаковых или приведенных к одним условиям (температура и давление), определяют массу брутто нефти как произведение значений этих величин, а затем вычисляют массу нетто нефти.

10. Плотность нефти измеряют поточными плотномерами или ареометрами для нефти в объединенной пробе в условиях лаборатории, а температуру нефти и давление при условиях измерения плотности и объема соответственно термометрами и манометрами.

11. Косвенный объемно-массовый статический способ применяют при измерении массы нефти в градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости и цистерны).

Массу нефти определяют по результатам измерений:

1) в мерах вместимости:

уровня нефти – стационарным уровнемером или средствами измерений уровня жидкости (лазерного, механического, гидростатического, электрического, акустического, радарного, рефлексного микроволнового, радиационного типов);

плотности нефти – переносным или стационарным средством измерений плотности, или ареометром;

температуры нефти – термометром в точечных пробах или с помощью переносного или стационарного преобразователя температуры;

объема нефти – по градуировочной таблице меры вместимости с использованием результата измерений уровня;

2) в мерах полной вместимости:

плотности нефти – переносным средством измерений плотности, или ареометром в лаборатории, лабораторным плотномером, или с применением преобразователя плотности;

температуры нефти – переносным преобразователем температуры или термометром в точечной пробе нефти;

объема нефти, принятого равным действительной вместимости меры, значение которой нанесено на маркировочную табличку и указано в сертификате о поверке, с учетом изменения уровня нефти относительно указателя уровня.