Об утверждении Правил измерения и взвешивания нефти, добытой на контрактной территории, производимой подрядчиком Постановление Правительства Республики Казахстан от 31 мая 2006 года N 478

В соответствии со статьей 39 Закона Республики Казахстан от 28 июня 1995 года "О нефти" Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:  см. 

1. Утвердить прилагаемые Правила измерения и взвешивания нефти, добытой на контрактной территории, производимой подрядчиком. 

2. Настоящее постановление вводится в действие по истечении десяти календарных дней после его первого официального опубликования.

Премьер-Министр 

Республики Казахстан

1. Настоящие Правила измерения и взвешивания нефти, добытой на контрактной территории, производимой подрядчиком (далее - Правила), разработаны в соответствии с законами Республики Казахстан "О нефти " и "Об обеспечении единства измерений". см. 

2. В настоящих Правилах используются следующие основные понятия: 

1) арбитражная проба - контрольная проба, используемая для арбитражного анализа; 

2) система измерений количества нефти (далее - СИКН) - совокупность средств измерений (преобразователей расхода, 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 и другого), предназначенных для выработки сигналов измерительной информации в форме, удобной для автоматической и ручной обработки; 

3) измерительная линия (далее - ИЛ) - часть конструкции СИКН, состоящая из преобразователя расхода или массомера с прямолинейными участками трубопроводов, оснащенными средствами измерений давления и температуры, задвижками и фильтрами; 

4) измерительная линия рабочая - измерительная линия, находящаяся в работе при стандартном режиме эксплуатации СИКН; 

5) измерительная линия контрольная - измерительная линия, применяемая для контроля метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода; 

6) измерительная линия резервная - выключенная измерительная линия, которая в любой момент времени может быть включена в работу; 

7) диапазон расхода и вязкости нефти рабочий - область значений расходов и вязкости, в которой нормированы их метрологические характеристики используемых преобразователей расхода; 

8) 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; 

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

10) учетные операции - операции, проводимые сдающей и принимающей сторонами, заключающиеся в определении массы нефти для последующих расчетов, а также при арбитраже; 

11) масса брутто нефти - масса нефти, показатели качества которой соответствуют требованиям нормативно-технической документации; 

12) масса нетто нефти - разность между массой брутто и массой балласта; 

13) масса балласта нефти - общая масса воды, солей и механических примесей в нефти. 

3. Учет нефти, добытой и производимой подрядчиком на контрактной территории, осуществляется в тоннах. Для обеспечения достоверности измерения массы нефти, а также контроля за качеством измерения подрядчики должны иметь необходимое оборудование и средства измерения, допущенные к эксплуатации уполномоченным органом по техническому регулированию и метрологии и внесенные в реестр государственной системы обеспечения единства измерений Республики Казахстан. 

4. Масса брутто нефти определяется объемно-массовым динамическим методом, применяя СИКН, или массовым динамическим методом, применяя массомеры. 

А также допускается применение объемно-массового статического метода. 

5. Погрешность измерения массы нефти должна быть не более: 

1) при объемно-массовом и массовом динамическом методах: 

      +  0,25 % - при измерении массы брутто нефти; 

      +  0,35 % - при измерении массы нетто нефти; 

2) при объемно-массовом статическом методе: 

      +  0,5 % - при измерении массы нетто нефти.

6. Средства измерений, входящие в состав СИКН, должны иметь сертификаты об утверждении типа или о метрологической аттестации, о  поверке средств измерений в соответствии с законодательством по обеспечению единства измерений. 

После каждого ремонта, связанного с изменением вместимости, резервуар должен быть переградуирован, а после изменения оснащенности его внутренним оборудованием градуировочная таблица должна быть пересмотрена и утверждена в установленном порядке. 

7. Поверка осуществляется государственной метрологической службой, а также метрологическими службами юридических лиц, аккредитованными на данный вид деятельности. 

8. Средства измерений перед вводом в эксплуатацию, при эксплуатации и после ремонта подлежат поверке согласно приложению 1 к настоящим Правилам. Периодичность поверки определяется уполномоченным органом по техническому регулированию и метрологии. 

9. Внеочередную поверку средств измерений проводят в соответствии с требованиями нормативных документов по обеспечению единства измерений, а также в случаях: 

1) получения отрицательных результатов при текущем контроле метрологических характеристик средств измерений; 

2) отклонения значений вязкости нефти в условиях эксплуатации объемных преобразователей расхода от значений, при которых проводилась поверка, более допускаемых пределов, если устройство обработки информации не имеет функции коррекции по вязкости; 

3) отклонения значений f/v - отношения частоты к вязкости - в условиях эксплуатации объемных преобразователей расхода от значений рабочего диапазона параметра f/v, при котором проводилась поверка, если устройство обработки информации (далее - УОИ) имеет функцию коррекции по вязкости; 

4) требования стороны, сдающей или принимающей нефть. 

10. Ответственность за техническое состояние и метрологическое обеспечение системы измерения количества и показателей качества нефти несет ее владелец.

11. Данным методом определяется масса нефти при приемо-сдаточных операциях. 

Масса брутто нефти измеряется с помощью преобразователей расхода (далее - ПР) и поточных преобразователей плотности (далее - ПП). 

12. При этом, масса вычисляется устройством обработки информации как произведение соответствующих значений объема и приведенной к условиям измерения объема (температура, давление) плотности, или объема или плотности, приведенных к одним нормальным условиям. 

При отключении рабочего и отсутствии резервного преобразователя плотности, плотность нефти определяется по ареометру или лабораторному плотномеру с пределом допускаемой погрешности ± 0,5 кг/м 3 .