Об утверждении Правил измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на контрактной территории Приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 23 февраля 2015 года № 133. Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 29 апреля 2015 года № 10891

В соответствии с подпунктом 10) статьи 18 Закона Республики Казахстан от 24 июня 2010 года «О недрах и недропользовании» ПРИКАЗЫВАЮ:

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

2. 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;

2) направление на официальное опубликование настоящего приказа в течение десяти календарных дней после его государственной регистрации в Министерстве юстиции Республики Казахстан в периодические печатные издания и в информационно-правовую систему «Әділет»;

3) размещение настоящего приказа на официальном интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан и на интранет-портале государственных органов; 

4) 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) и 3) настоящего пункта.

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

4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

Министр В. Школьник

«СОГЛАСОВАН»
Министр по инвестициям и развитию 
Республики Казахстан 
_____________ А. Исекешев 
31 марта 2015 года

1. Настоящие Правила измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на контрактной территории (далее – Правила) разработаны в соответствии с подпунктом 10) статьи 18 Закона Республики Казахстан от 24 июня 2010 года «О недрах и недропользовании».

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 о С (293,15 о 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 при необходимости включается 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, струе выпрямители 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 с законами Республики Казахстан от 24 июня 2010 года «О недрах и недропользовании» и от 7 июня 2000 года «Об обеспечении единства измерений» (далее – Закон) 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 недропользователем применяется 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: