Об утверждении Правил измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на контрактной территории Постановление Правительства Республики Казахстан от 12 ноября 2010 года № 1195

В соответствии с подпунктом 37) статьи 16 Закона Республики Казахстан от 24 июня 2010 года "О недрах и недропользовании" Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:

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

2. Признать утратившим силу постановление Правительства Республики Казахстан от 31 мая 2006 года № 478 "Об утверждении Правил измерения и взвешивания нефти, добытой на контрактной территории, производимой подрядчиком" (САПП Республики Казахстан, 2006 г., № 19, ст. 191).

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

Премьер-Министр 

Республики Казахстан                        К. Масимов

1. Настоящие Правила измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на контрактной территории (далее - Правила) разработаны в соответствии с подпунктом 37) статьи 16 Закона Республики Казахстан от 24 июня 2010 года "О недрах и недропользовании" и Законом Республики Казахстан от 7 июня 2000 года "Об обеспечении единства измерений".

2. Правила определяют порядок измерения и взвешивания массы нефти, добытой недропользователем на контрактной территории.

3. В настоящих Правилах используются следующие основные понятия:

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

2) измерительная линия контрольная - измерительная линия, применяемая для контроля метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода (далее - ПР);

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

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

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

6) измерительная линия рабочая - измерительная линия, находящаяся в работе при нормальном режиме эксплуатации системы измерения количества нефти (далее - СИКН);

7) нормальные условия - температура окружающей среды 20 0 С (293,15 0 К), атмосферное давление 760 мм рт. ст. (101325 Н/м2 );

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

10) масса брутто нефти - общая масса нефти, включающая массу балласта;

11) масса нетто нефти - разность массы брутто нефти и массы балласта;

12) система измерений количества и показателей качества нефти - совокупность средств измерений (ПР, преобразователей плотности (далее - ПП), 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;

13) автоматизированное рабочее место оператора - персональный компьютер с соответствующим программным обеспечением в комплекте с монитором, клавиатурой и принтером, предназначенный для отображения мнемосхемы СИКН, текущих технологических и качественных параметров нефти, измеренных и вычисленных системой обработки информации, формирования отчетных документов и вывода их на печать;

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

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

16) измерительная линия резервная - находящаяся в ненагруженном резерве, которая в любой момент может быть включена в работу;

17) мера вместимости - средство измерений объема нефти, имеющее свидетельство о поверке и утвержденную градуировочную таблицу;

18) 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 другие;

19) мера полной вместимости - средство измерений объема нефти, имеющее свидетельство о поверке и оснащенное указателем уровня наполнения (автоцистерны, прицепы-цистерны, полуприцепы-цистерны);

Иные понятия, используемые в настоящих Правилах, применяются в соответствии законами Республики Казахстан от 24 июня 2010 года "О недрах и недропользовании " и от 7 июня 2000 года "Об обеспечении единства измерений " и другими нормативными правовыми актами.

4. Учет нефти осуществляется по контрактной территории по каждой скважине через групповые замерные установки в тоннах. Для обеспечения достоверности измерения массы нефти, а также контроля за качеством измерения недропользователь должен иметь необходимое оборудование и средства измерения, имеющие действующий сертификат о поверке и внесенные в реестр государственной системы обеспечения единства измерений Республики Казахстан.

5. Измерение и взвешивание нефти осуществляется прямыми и косвенными методами.

6. При применении прямых методов измеряют массу нефти с помощью весов, весовых дозаторов и устройств (прямой статический метод), массовых счетчиков и массовых ПР (прямой динамический метод).

7. Косвенный метод подразделяют на объемно-массовый метод и метод, основанный на гидростатическом принципе.

8. Косвенный объемно-массовый метод подразделяется на косвенный объемно-массовый динамический метод и косвенный объемно-массовый статический метод.

9. Косвенный объемно-массовый динамический метод применяют при измерении массы нефти непосредственно на потоке в нефтепроводах. При этом объем нефти измеряют счетчиками или ПР с интеграторами.

10. При применении косвенного объемно-массового динамического метода 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.

11. 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.

12. Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как общую массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти. Для этого определяют массовые доли воды, механических примесей и хлористых солей в нефти и рассчитывают их массу.

13. Косвенный объемно-массовый статический метод применяют при измерении массы нефти в градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости и другие).

Массу нефти определяют по результатам измерений:

1) в мерах вместимости:

уровня нефти - стационарным уровнемером или другими средствами измерений уровня жидкости;

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;