Жер қойнауын пайдаланушы келісімшарттық аумақта өндірген мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу қағидасын бекіту туралы

Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2010 жылғы 12 қарашадағы N 1195 Қаулысы. Күші жойылды - Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2015 жылғы 7 қыркүйектегі № 750 қаулысымен

Ескерту. Күші жойылды - ҚР Үкіметінің 07.09.2015 № 750 қаулысымен (алғашқы ресми жарияланған күнінен бастап қолданысқа енгізіледі).

РҚАО-ның ескертпесі.
ҚР мемлекеттік басқару деңгейлері арасындағы өкілеттіктердің аражігін ажырату мәселелері бойынша 2014 жылғы 29 қыркүйектегі № 239-V ҚРЗ Заңына сәйкес ҚР Энергетика министрінің 2015 жылғы 23 ақпандағы № 133 бұйрығын қараңыз.

«Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы» Қазақстан Республикасының 2010 жылғы 24 маусымдағы Заңының 16-бабының 37) тармақшасына сәйкес Қазақстан Республикасының Үкіметі ҚАУЛЫ ЕТЕДІ:
1. Қоса беріліп отырған Жер қойнауын пайдаланушы келісімшарттық аумақта өндірген мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу қағидасы бекітілсін.
2. «Келісім-шарт аумағында өндірілген мұнайды мердігер жүргізетін өлшеу және салмақтау ережесін бекіту туралы» Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2006 жылғы 31 мамырдағы № 478 қаулысының (Қазақстан Республикасының ПҮАЖ-ы, 2006 ж., № 19, 191-құжат) күші жойылды деп танылсын.
3. Осы қаулы алғашқы ресми жарияланғанынан кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі.

Қазақстан Республикасының
Премьер-Министрі К. Мәсімов

Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2010 жылғы 12 қарашадағы
№ 1195 қаулысымен
бекітілген

Жер қойнауын пайдаланушы келісімшарттық аумақта өндірген мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу қағидасы

1. Жалпы ережелер

1. Осы Жер қойнауын пайдаланушы келісімшарттық аумақта өндірген мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу қағидасы (бұдан әрі - Қағида) Қазақстан Республикасының «Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы» 2010 жылғы 24 маусымдағы және «Өлшем бірлігін қамтамасыз ету туралы» 2000 жылғы 7 маусымдағы заңдарына сәйкес әзірленді.
2. Қағида жер қойнауын пайдаланушы келісімшарттық аумақта өндірген мұнай массасы мен салмағын өлшеу әдістерің айқындайды.
3. Осы Қағидада мынадай негізгі ұғымдар пайдаланылады:
1) төрелік сынама - төрелік талдау үшін пайдаланылатын бақылау сынамасы;
2) бақылау өлшеу сызығы - жұмыстағы шығыс түрлендіргіштерінің (бұдан әрі - ШТ) метрологиялық сипаттамаларын бақылау үшін қолданылатын өлшеу сызығы;
3) бақылау аралық интервал - өлшеу құралдарының метрологиялық сипаттамаларын тексеру кезінде анықталған мәндерден ауытқуын анықтау үшін жүргізілетін екі кезекті бақылау актісінің арасындағы уақыт аралығы;
4) есептік операциялар - кейінгі есептер үшін, сондай-ақ арбитраж кезінде мұнай массасын айқындауды білдіретін, тапсыратын және қабылдайтын тараптар жүргізетін операциялар;
5) мұнайдың шығысы мен тұтқырлығының жұмыс диапазоны - ШТ қолданылатын олардың метрологиялық сипаттамалары нормаланған, шығыс пен тұтқырлық мәндерінің саласы;
6) жұмыс өлшеу сызығы - мұнай көлемінің және сапа көрсеткіштерінің өлшемдері жүйесімен (бұдан әрі - МКӨЖ) пайдаланудың қалыпты режимінде жұмыс істейтін өлшеу сызығы;
7) қалыпты жағдайлар - қоршаған орта температурасы 20⁰С (293,15 ⁰К), атмосфералық қысым 760 ммрт. б. (101325 Н/м²);
8) метрологиялық сипаттамаларды бақылау - тексерулер арасындағы кезеңде өлшеу құралдарының метрологиялық сипаттамалары мәндерінің нақты мәндерден немесе соңғы тексеру кезінде айқындалған мәндерден ауытқуын айқындау және өлшеу құралдарының одан әрі пайдалануға жарамдылығын белгілеу;
9) мұнай балластының массасы - мұнайдағы судың, хлорлы тұздар мен механикалық қоспалардың жалпы массасы;
10) мұнайдың брутто массасы - балласт массасын қамтитын мұнайдың жалпы массасы;
11) мұнайдың нетто массасы - мұнайдың брутто массасы мен балласт массасының арасындағы айырма;
12) мұнай көлемінің және сапа көрсеткіштерінің өлшемдері жүйесі (бұдан әрі - МКӨЖ) - өлшеу құралдарының, тығыздықты түрлендіргіштің (бұдан әрі - ТТ), ылғал мөлшерін, тұз мөлшерін, тұтқырлықты, температураны, қысымды, масса өлшеуіштерді түрлендіргіштердің), өлшеу нәтижелерін өңдеу, сақтау, индикациялау және тіркеу құрылғыларының, өлшеуіш ақпаратының дабылдарын автоматты және қолмен өңдеу үшін қолайлы нысанда өңдеуге арналған технологиялық және қосалқы жабдықтардың (құбыржолдардың, сүзгілердің, сорғылардың, сынама іріктегіштің, бекітуші және реттеуші арматураның және басқаның) жиынтығы;
13) оператордың автоматтандырылған жұмыс орны - МКӨЖ мнемосхемасын, ақпарат өңдеу жүйесінде өлшенген және есептелген мұнайдың ағымдағы технологиялық және сапалық өлшемдерін көрсетуге, есептік құжаттарды қалыптастыруға және оларды басып шығаруға арналған мониторы, клавиатурасы мен принтері бар тиісті бағдарламалық қамтамасыз етілген дербес компьютер;
14) өлшеу сызығы (бұдан әрі - ӨС) - шығысты түрлендіргіштен немесе қысымды және температураны өлшеу құралдарымен, ысырмалармен және сүзгілермен жарақтандырылған құбыржолдардың тік сызықты учаскелері бар масса өлшеуіштен тұратын МКӨЖ конструкциясының бөлігі;
15) резервтік есепке алу схемасы - негізгі схема - мұнай санын және мұнай сапасының көрсеткіштерін өлшеу жүйесі істемей қалған кезде мұнай массасын өлшеу үшін қолданылатын жүйе;
16) резервтік өлшеу схемасы - кез келген уақытта жұмысқа қосылуы мүмкін болатын жүктелмеген резервтегі сызық;
17) сыйымдылық шамасы - тексеру туралы куәлігі және бекітілген градуирленген кестесі бар мұнай көлемін өлшеу құралы;
18) технологиялық жабдық - бекітуші және реттеуші арматура, құбырлар, сүзгі, ағысты түзетуші және тік сызықты учаскелер, циркуляциялық сорғы, автоматтандырылған және қол сынама іріктегіштері, сынама алу құрылғысы, дренаждық ыдыстар, тиісті технологиялық орамы бар жуу сорғысы және т.б.;
19) толық сыйымдылық шамасы - тексеру туралы куәлігі бар және толу деңгейінің көрсеткішімен жарақталған мұнай көлемін өлшеу құралы (автоцистерналар, тіркеме-цистерналар, жартылай тіркеме-цистерналар).
Осы Қағидада пайдаланылатын өзге ұғымдар Қазақстан Республикасының «Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы» 2010 жылғы 24 маусымдағы және «Өлшем бірлігін қамтамасыз ету туралы» 2000 жылғы 7 маусымдағы заңдарына және басқа да нормативтік құқықтық актілерге сәйкес қолданылады.
4. Мұнайды есепке алу топтық өлшеу қондырғылары арқылы әрбір ұңғыма бойынша келісімшарттық аумақта тоннамен жүзеге асырылады. Мұнай массасын өлшеудің дұрыстығын, сондай-ақ өлшеу сапасын бақылауды қамтамасыз ету үшін жер қойнауын пайдаланушының тексеру туралы қолданыстағы сертификаты және Қазақстан Республикасының өлшем бірлігін қамтамасыз ету жүйесінің мемлекеттік тізіліміне енгізілген қажетті жабдығы мен өлшеу құралдары болуы тиіс.

2. Өлшеу әдістері

5. Мұнайды өлшеу және салмақтау тікелей және жанама әдістермен
жүзеге асырылады.
6. Тікелей әдістер қолданылған кезде мұнай массасы таразымен, таразылы мөлшерлеуіштермен және құрылғылармен (тікелей статикалық әдіс), массалық есептеуішпен және массалық ШТ-мен өлшенеді (тікелей серпінді әдіс).
7. Жанама әдіс көлемдік-массалық әдіске және гидростатикалық қағидатқа негізделген әдіске бөлінеді.
8. Жанама көлемдік-массалық әдіс мұнайды жанама көлемдік-массалық серпінді әдіске және жанама көлемдік-массалық статикалық әдіске бөлінеді.
9. Жанама көлемдік-массалық серпінді әдіс мұнайды мұнай құбырында тікелей ағында өлшеген кезде қолданылады. Бұл ретте мұнай көлемін өлшеуіштермен немесе интеграторлары бар ШТ-мен өлшейді.
10. Көлемдік-массалық әдіс қолданылған кезде мұнайдың көлемі мен тығыздығын бірдей немесе бірдей етілген жағдайларда (температура, қысым) өлшенеді, мұнайдың брутто массасын осы шамалардың мәндерінің көбейтіндісі ретінде айқындайды, ал содан соң мұнайдың нетто массасы шегеріледі.
11. Мұнай тығыздығын ағынды тығыздық өлшегішпен немесе зертхана жағдайында біріктірілген сынамада мұнайға арналған ареометрмен, ал мұнайдың температурасы мен қысымы тұтқырлық пен көлемді өлшеген кезде тиісінше термометрлермен және манометрлермен өлшенді.
12. Мұнайдың нетто массасын мұнайдың брутто массасы мен балластың массасы арасындағы айырма ретінде айқындайды. Балласт массасы мұнайдағы судың, хлорлы тұздар мен механикалық қоспалардың жалпы массасы ретінде айқындалады. Бұл үшін мұнайдағы судың, хлорлы тұздар мен механикалық қоспалардың массалық үлестерін айқындалып, олардың массасы есептеледі.
13. Жанама көлемдік-массалық статикалық әдісті мұнайды градуирленген ыдыстарда өлшеген кезде қолданады (тік және көлденең резервуарлар, көліктік ыдыстар және т.б.).
Мұнай массасы өлшеу нәтижелері бойынша анықталады:
1) сыйымдылық шамаларында:
мұнай деңгейін - стационарлық деңгей өлшеуішпен немесе сұйық деңгейін өлшейтін басқа да құралдармен;
мұнай тығыздығын - көшпелі немесе тығыздық өлшейтін стационарлық құралмен немесе ареометрмен;
мұнай температурасын - нүктелі сынамаларда термометрмен немесе көшпелі және стационарлық температура түрлендіргішпен;
мұнай көлемін - деңгейді өлшеу нәтижелерін қолдана отырып, сыйымдылық шамасының градуирленген кестесі бойынша;
2) толық сыйымдылық шамаларында:
мұнай тығыздығын - көшпелі тығыздық өлшеу құралымен немесе зертханада ареометрмен, зертханалық тығыздық өлшегішпен немесе тығыздық түрлендіргішін қолдана отырып;
мұнай температурасын - көшпелі температура түрлендіргішпен немесе нүктелі мұнай сынамасында термометрмен;
мәні таңбалау кестесіне жазылған және тексеру туралы куәлікте көрсетілген шаманың іс жүзіндегі сыйымдылығына тең қабылданған мұнай көлемін - деңгей көрсеткішіне қатысты мұнай деңгейінің өзгеруін ескере отырып айқындайды.
Мұнайдың тығыздығы мен көлемін өлшеу нәтижелері қалыпты жағдайға әкеледі немесе мұнайдың тығыздығын өлшеу нәтижелері оның көлемін сыйымдылық шамаларында немесе толық сыйымдылық шамаларында өлшеу жағдайларына әкеп соқтырады.
Деңгей өлшеуішпен, метроштокпен немесе өлшеуіш металлды рулеткамен өлшенген толу деңгейінің мәндері бойынша градуирленген кестелердің көмегімен резервуарлардағы мұнай көлемі айқындалады. Толық сыйымдылыққа градуирленген ыдыстарда толтыру деңгейін бақылайды және көлемін паспорттық деректер бойынша айқындайды.
14. Гидростатикалық қағидатқа негізделген әдісті қолданған кезде мұнай бағанының гидростатикалық қысымын өлшейді, резервуардың толтырылған бөлігінің орташа ауданын айқындайды және мұнай массасын ауырлық күш үдеуіне бөлінген осы шама мәндерінің көбейтіндісі ретінде есептейді.
Босатылған (қабылданған) мұнайдың массасын екі әдіспен: жоғарыда аталған әдіспен тауарлы операцияның басында және аяғында айқындалған массалардың айырмасы ретінде;
ауырлық күш үдеуіне бөлінген, мұнай босатылған резервуар бөлігінің орташа қима ауданына тауарлық операцияның басында және аяғындағы гидростатикалық қысымдардың айырмасы ретінде айқындайды.
15. Мұнай бағанының гидростатикалық қысымын мұнай буларының қысымын ескере отырып, манометрикалық аспаптармен өлшейді.
16. Резервуар бөлігінің орташа қима ауданын айқындау үшін өлшеуіш металл рулеткамен немесе деңгей өлшеуішпен тауарлы операцияның басындағы және аяғындағы мұнай деңгейін өлшейді және резервуардың градуирленген кестесінің деректері бойынша осы деңгейлерге сәйкес келетін орташа қима аудандарын есептеп шығарады.
Деңгейді өлшеудің орнына мұнайдың тығыздығын өлшеуге және балласт массасын айқындау үшін мұнайдың көлемін массаны тығыздыққа бөлудің нәтижесіндегі бөліндісі ретінде айқындауға жол беріледі.
17. Мұнайдың брутто массасын өлшеуде жол берілетін салыстырмалы дәлсіздіктері мыналардан аспауы тиіс:
0,40 % - ажыратылған цистерналарды таразыда салмақтау арқылы тікелей статикалық өлшеу әдісі кезінде;
0,50 % - ажыратылмаған жүріп келе жатқан цистерналарды және олардың құрылымын таразыда салмақтау арқылы тікелей статикалық өлшеу әдісі кезінде;
0,25 % - тікелей немесе жанама серпінді өлшеу әдісі кезінде;
0,50 % - 120 т және одан артық мұнай массасын жанама статикалық өлшеу әдісі кезінде және гидростатикалық қағидатқа негізделген жанама өлшеу әдісі кезінде.
0,65 % - 120 т дейінгі мұнай массасын жанама статикалық өлшеу әдісі кезінде және гидростатикалық қағидатқа негізделген жанама өлшеу әдісі кезінде.
18. Мұнайдың нетто салмағын өлшеуде жол берілетін салыстырмалы дәлсіздіктер шегі мыналардан аспауы тиіс:
0,50 % - ажыратылған цистерналарды таразыда салмақтау арқылы тікелей статикалық өлшеу әдісі кезінде;
0,60 % - ажыратылмаған жүріп келе жатқан цистерналарды және олардың құрылымын таразыда салмақтау арқылы тікелей статикалық өлшеу әдісі кезінде;
0,35 % - ажыратылмаған жүріп келе жатқан цистерналарды және олардың құрылымын таразыда салмақтау арқылы тікелей статикалық өлшеу әдісі кезінде;
0,60 % - 120 т және одан артық мұнай массасын жанама статикалық өлшеу әдісі кезінде және гидростатикалық қағидатқа негізделген жанама өлшеу әдісі кезінде;
0,75 % - 120 т дейінгі мұнай массасын жанама статикалық өлшеу әдісі кезінде және гидростатикалық қағидатқа негізделген жанама өлшеу әдісі кезінде.

3. Өлшеу құралдары

19. Өлшеу құралдары мен қосалқы құрылғыларды (оның ішінде есептеу техникасы құралдарын) қабылданған өлшеу әдістеріне қарай мұнай массасын өлшеу жүйесін жобалау сатысында таңдайды, олардың өлшеу нәтижелері бойынша мұнай массасы, оның ішінде осы Қағиданың 17-тармағында көрсетілген тауарлы мұнайдың брутто массасын және осы Қағиданың 18-тармағында көрсетілген тауарлы мұнайдың нетто массасын өлшеу дәлсіздіктері нормалары айқындалады.
20. МКӨЖ құрамына кіретін өлшеу құралдарының өлшем бірлігін қамтамасыз ету саласындағы заңнамаға сәйкес үлгісін бекіту немесе метрологиялық аттестаттау туралы және өлшем құралдарын тексеру туралы қолданыстағы сертификаты болуы тиіс.
21. Тексеруді мемлекеттік метрологиялық қызмет, сондай-ақ осындай қызмет түріне аккредиттелген заңды тұлғалардың метрологиялық қызметтері жүргізеді.
22. Өлшеу құралдары пайдалануға қосылар алдында, пайдалану кезінде және жөндеуден кейін осы Қағидаға 1-қосымшаға сәйкес тексеруге жатады. Тексеру мерзімділігін техникалық реттеу және метрология жөніндегі уәкілетті орган айқындайды.
23. Өлшеу құралдарын тексеру Қазақстан Республикасының аумағында қолданылатын стандарттау жөніндегі нормативтік құжаттарға сәйкес жүзеге асырылады.
Мұнай көлемінің өлшемдері мен сапа көрсеткіштері жүйесінің техникалық жай-күйі мен оның метрологиялық қамтамасыз етілуі үшін оның иесі жауапты болады.

4. Мұнай массасын тікелей әдістермен өлшеу және таразылау тәртібі

4.1 Мұнай массасын тікелей статикалық әдіспен өлшеу және таразылау

24. Кемінде саны 3000 тексеріп бөлу санымен орташа сыныпты дәлдік статикалық өлшеу үшін тікелей статикалық әдіспен ыдыстағы және көлік құралдарындағы (темір жол және автомобиль цистерналары) мұнай массасын таразылау арқылы өлшейді.
25. Мұнайдың брутто массасы таразымен өлшеу диапазоны шегінде болуы тиіс. Таразыны пайдалану жағдайлары таразының нақты түріне арналған пайдалану құжаттарының талаптарына сәйкес келуі тиіс.
26. Темір жол цистерналарындағы мұнай массасы оларды өлшеу нәтижелері бойынша айқындалған тиелген цистерналардың өлшенген массасы мен бос цистерналардың массасы арасындағы айырмашылық ретінде айқындалады.
27. Жүріп келе жатқан цистерналардағы мұнай массасын тек пайдалану құжаттарында көрсетілген таразыны пайдалану жөніндегі нұсқаулықтың талаптарына сәйкес жүру кезінде өлшеуге арналған вагондық таразыда айқындауға жол беріледі.

4.2. Мұнай массасын тікелей серпінді әдіспен өлшеу және таразылау

28. Құбырмен тасымалданатын мұнай массасы тікелей мұнай құбыры ағынында тіке серпінді әдіспен анықталады. Өлшеу нәтижесіне мұнайдың тұтқырлығы мен тығыздығының өзгеруі әсер етпейді.
29. Ұсынылатын МКӨЖ құрамы және дәлсіздігінің жол берілетін шектері осы Қағидаға 2-қосымшада келтірілген.
30. Масса өлшеуіштерді пайдалану үдерісінде масса өлшеуіш нөлінің масса өлшеуіштің осы түріне техникалық сипаттамаға сәйкес ығыстырылуы бақыланады.
31. Масса өлшеуіштерді дәлдеу мен бақылау пайдалану орнында, сонымен қатар тексеру стендінде де жүргізіледі.
Бақылаушы масса өлшеуішті дайындаушы зауыт құбыр-поршеньдік қондырғылар немесе Прувер сыныбынан төмен емес сынып бойынша аттестатталған әдіс бойынша аттестаттайды.
Масса өлшеуіштердің метрологиялық сипаттамаларын бақылау былайша жүргізіледі:
1) масса өлшеуіштің жұмыс ауқымынан кез келген шығын мәні кезінде бір уақытта мұнай массасын салмақ өлшеуішпен және құбыр-поршеньдік тексеру қондырғылары (бұдан әрі - ҚТҚ) жинағымен және ТТ немесе бақылаушы масса өлшеуішпен өлшеу жүргізіледі;
2) бақылау нәтижелері бойынша масса өлшеуіш көрсеткіштерінің ауытқуы төмендегі формула бойынша есептеледі:

мұндағы М - масса өлшеуішпен өлшенген мұнайдың жалпы массасы, т;
М_б - басқа аспаптармен - ҚТҚ жинағымен және ТТ немесе бақылау салмақ өлшеуішпен өлшенген мұнайдың жалпы массасы, т.
Бақылау нәтижелері бойынша масса өлшеуіш көрсеткіштерінің ауытқуы ± 0,25 %-дан аспауы тиіс.

5. Мұнай массасын жанама әдістермен өлшеу және салмақтау тәртібі

5.1. Мұнайдың массасын жанама көлемдік-массалық серпінді әдіспен өлшеу және салмақтау

32. Қабылдау-тапсыру операциялары кезінде мұнайдың массасы ШТ мен ТТ-тің көмегімен көлемдік-массалық серпінді әдіспен анықталады.
33. Бұл ретте масса көлемнің тиісті мәндерінің және өлшеу (температура, қысым) шарттарына келтірілген тығыздық көлемінің немесе бір қалыпты жағдайға келтірілген көлемнің немесе тығыздықтың - көбейтіндісі ретінде ақпаратты өңдеу құрылғысымен есептеледі.
Жұмыс істеп тұрған ТТ ажыратылған және резервтегісі болмаған кезде, мұнай тығыздығы ареометрмен немесе рұқсат етілетін шекті дәлсіздігі ± 0,5 кг/м³ зертханалық тығыздық өлшеуішпен айқындалады.
ШТ немесе мұнай есептеуішінде мұнай қысымы мен температурасы кезінде алынған мұнай көлемін өлшеу нәтижесі қалыпты жағдайға келтіріледі.
Мұнай сапасының параметрлерін өлшеу блогындағы температура мен қысым кезінде ағынды ТТ-мен өлшенген мұнай тығыздығының мәні мұнай көлемін өлшеу шарттарына және қалыпты жағдайға (температура, 20 ^оС-қа тең, артық қысым, 0-ге тең) келтіріледі.
34. Ақпаратты өңдеу құрылғысымен (бұдан әрі - АӨҚ) немесе оператордың автоматтандырылған жұмыс орнында мұнай есебінің барлық үдерістерін басқару жүзеге асырылады.
35. МКӨЖ-ды пайдалануға қойылатын негізгі талаптар:
1) МКӨЖ-ды пайдалану үдерісінде мынадай параметрлер бақылануы тиіс:
өлшеу сызықтары арқылы мұнай шығысы. МКӨЖ конструкциясы массаны өлшеу кезінде өлшеу сызықтары арқылы жүйені метрологиялық аттестаттау туралы сертификатта көрсетілген жұмыс диапазонының 2,5 %-нан аспайтын ауытқумен мұнай шығысын қамтамасыз етуі тиіс;
шығу коллекторындағы мұнай қысымы. МКӨЖ шығуындағы мұнай қысымы көлемдік ШТ-ның кавитациясыз жұмысын қамтамасыз етуі тиіс және мынадай формула бойынша белгіленген мәннен кем болмауы тиіс:

мұндағы Р - МКӨЖ шығуындағы ең аз артық қысым, МПа;
Р_қ - қаныққан бу қысымы, МПа;
/\Р - ШТ-дағы немесе техникалық паспортта көрсетілген масса өлшеуіштегі қысым айырымы, МПа;
Сүзгілердегі қысым айырымы сүзгінің осы түрінің паспортында көрсетілген мәндерден артық болмауы немесе 2/\Р_ф аспауы тиіс, мұндағы 2/\Р_ф - сүзгіні тазартқаннан кейін пайдалану орнында белгіленген ең көп шығыс кезіндегі сүзгідегі қысым айырымы. Сүзгілерді тазарту кем дегенде үш айда бір рет акті ресімдей отырып жүргізілуі тиіс.
Тұтқырлық бойынша көлемді ШТ-ның түрлендіру коэффициентін түзету жөніндегі құрылғы болмаған кезде, мұнай тұтқырлығы көлемді ШТ-ны тексеру жүргізілген кездегі үлгіні бекіту немесе ШТ-ның басқа түрлерін пайдалану жағдайларында метрологиялық аттестаттау үшін сынақ жүргізу кезіндегі белгіленген шектерден аспайтын тұтқырлық мәндерінен айрықшаланбауы тиіс;
2) пайдаланудың негізгі талаптары бұзылған және өлшеу құралдары жұмыс істемеген кезде мұнайдың есебі осы Қағидаға 3-қосымшаға сәйкес жүргізілуі тиіс.
36. ШТ-ны пайдалануға қойылатын негізгі талаптар:
1) ШТ-ны пайдалану кезінде тексеру және метрологиялық
сипаттамаларды бақылау жүргізіледі;
2) жұмыс ШТ-ны тексеру немесе метрологиялық сипаттамаларды
бақылау уақытында мұнайдың есебін бақылау өлшеу сызығы бойынша
жүргізуге болады;
3) ШТ-ны тексеру пайдалану орнында өлшеу сызықтары элементтерімен (егер олар жобада көзделсе, ағыс түзеткіштермен, тік учаскелермен) жиынтықта МКӨЖ пайдаланылатын шығыстардың жұмыс диапазонында жүргізілуі тиіс;
4) ШТ-ны түрлендіру коэффициенті тексеруден кейін АӨҚ-қа қолмен де, сонымен бірге автоматты түрде де енгізілуі мүмкін.
АӨҚ-қа градуирлік сипаттаманы іске асыру тәсіліне байланысты ШТ-ны түрлендіру коэффициенті мынадай түрде ұсынылады:
1) шығыстардың барлық жұмыс диапазонындағы тұрақты мән;
2) шығыстың түрлі диапазондарында түрлендіру коэффициентінің мәндері;
3) шығыстардың жұмыс диапазоны нүктелерінде түрлендіру коэффициентінің мәндері;
4) тексеруаралық өту интервалында ШТ-ның метрологиялық сипаттамаларын бақылау.
ШТ-ның метрологиялық сипаттамаларын бақылау шығыстардың жұмыс диапазонындағы жұмыс жағдайларында пайдалану орнында түрлендіру коэффициентін және ШТ немесе АӨҚ (АӨҚ-тың жадында сақталатын) қайталама аспабында белгіленген мәндердің түрлендіру коэффициентінен алынған мәннен ауытқуын анықтаудан тұрады.
ШТ метрологиялық сипаттамаларын бақылау құбыр-поршеньдік дәлдеу қондырғысы немесе бақылауаралық интервал арқылы пайдалану орнында бақылау ШТ бойынша жүргізіледі.
ШТ бақылауаралық интервалын белгілеу мынадай тәртіппен жүргізіледі:
1) әрбір жаңадан енгізілетін МКӨЖ үшін, сондай-ақ ШТ-ны ауыстырумен қайта құрудан кейін ШТ-ның бақылауаралық интервалы белгіленеді.
Бақылауаралық интервал сонымен бірге ШТ-ны жөндеуден кейін де белгіленеді;
2) бақылауаралық интервал ШТ-ны пайдаланудың қарқындылығына байланысты не жұмыс істеу сағаттарында не КДҚ бойынша түрлендіру коэффициентін бақылау нәтижелері бойынша күнтізбелік уақытта (күндермен немесе айлармен) белгіленеді;
3) ШТ-ның үздіксіз жұмысы кезінде 5 күнтізбелік күн аралық мерзіммен 30 күнтізбелік күн ішінде түрлендіру коэффициентінің мәнін бақылау жүргізіледі және бақылауаралық интервал 5 күнтізбелік күн болып белгіленеді;
4) бақылауаралық интервалды статистикалық деректердің нәтижелері бойынша белгілеуге рұқсат етілді;
5) резервте тұрған және ұзақ уақыт бақылаудан өтпеген ШТ-ны бақылау оларды пайдалануға қосу алдында ғана жүргізіледі;
6) бақылауаралық интервалдың шамасы МКӨЖ формулярына енгізіледі;
7) бақылауаралық интервалды белгілеуді өткізуші және қабылдаушы тараптардың өкілдерімен келісе отырып, МКӨЖ қызмет көрсетуді жүргізетін ұйым орындайды.
Ағынды ТТ-ны пайдалануға қойылатын негізгі талаптар:
1) ағынды ТТ-ны тексеру тегеурінді-металл пикнометрлердің өлшеу жинағы бойынша немесе эталондық тығыздықты өлшеуіш бойынша жүргізіледі;
2) ағынды ТТ-ны тексеру зертханада немесе пайдалану орнында жүргізіледі. Ағынды ТТ-ны тексеруді, егер мұнайдың тығыздығы жыл ішінде 100 кг/м³-ден аспаса, пайдалану орнында жүргізуге рұқсат етіледі;
3) ТТ-ны зертханада кезекті тексеруден кейін оны пайдалану орнына орнатар алдында ауа нүктесі бойынша метрологиялық сипаттаманы бақылау орындалады;
4) бұл үшін мұнай сапасының параметрлерін өлшеу блогында немесе басқа бейімделген үй-жайда ТТ қоректендіріледі, тығыздықты өлшеу сызығына қосылады (20 + 5) ⁰С температура кезінде шығу дабылын есептеу жүргізіледі;
5) шығу дабылының тербеліс кезеңі тексеру сертификатында (ауамен тексеру) көрсетілген тербеліс кезеңіне сай келуі тиіс.
37. Егер тексеру немесе бақылау кезінде ТТ дәлсіздігі белгіленген шектерден асатын болса, кейін тексерумен градуирлеуге жатады.
Ағынды ТТ-ны градуирлеу пикнометрлердің өлшеу жинағы бойынша немесе эталондық тығыздықты өлшеуіш бойынша зертханада немесе пайдалану орнында нормативтік құжаттарға сәйкес жүргізіледі.
Ағынды ТТ-ны градуирлеуді, егер мұнайдың тығыздығы жыл ішінде 100 кг/м³-ден аспаса, пайдалану орнында жүргізуге рұқсат етіледі.
38. Ағынды ТТ-ны бақылау 10 күнтізбелік күнде бір рет ТТ жұмыс көрсеткіштерін мұнайдың тығыздығын эталондық тығыздықты өлшеуішпен тығыздықтың жұмыс мәні кезінде жұмыс жағдайларында өлшеу нәтижелерімен немесе резервтік ТТ көрсеткіштермен салыстырып қарау әдісімен жүргізіледі.
Резервтік ТТ таза болуы тиіс және одан мұнай салыстырып қарау кезінде ғана өтуі тиіс.
Мынадай шарт орындалуы тиіс:

мұндағы р_mm - жұмыс ТТ-мен өлшенген, мұнай тығыздығының мәні, кг/м³;
р₀ - эталондық тығыздықты өлшеуішпен немесе резервтік ТТ-мен өлшенген, мұнай тығыздығының мәні, кг/м³;
/\_mm - жұмыс ТТ-ның рұқсат етілетін абсолюттік дәлсіздігінің шегі, кг/м³;
/\₀ - эталондық тығыздықты өлшеуішпен немесе резервтік ТТ-ның рұқсат етілетін абсолюттік дәлсіздігінің шегі, кг/м³.
Эталондық тығыздықты өлшеуіш болмаған кезде немесе резервтік ТТ-мен МКӨЖ жарақтандыруға дейін жұмыс ТТ-ны бақылау талдамалық зертханамен мұнай тығыздығын өлшеу нәтижелері бойынша жүргізіледі.
Кем дегенде 10 күнтізбелік күнде бір рет ТТ көрсеткіштері р_mm мұнай тығыздығын тығыздық өлшеуішпен немесе зертханалық тығыздық өлшеуішпен өлшеу нәтижелерімен салыстырылады және төмендегі формула бойынша /\_mа кг/м³ тығыздықтарының айырмасы есептеледі:

мұндағы р_зm - мұнай сапасы параметрлерін өлшеу блогында шарттарға келтірілген, р_mm- өлшеу сәтіне іріктелген сынамада тығыздық өлшеуішпен немесе зертханалық тығыздық өлшеуішпен өлшенген мұнай тығыздығының мәні, кг/м³.
Мынадай шарт орындалуы тиіс:

мұндағы /\ - тығыздық өлшеуішпен немесе тығыздықты елшеуді орындау әдістемесін метрологиялық аттестаттау туралы куәліктен зертханалық тығыздық өлшеуішпен өлшеу әдісінің дәлсіздігі, кг/м³.
Әдіс дәлсіздігін бағалауды өткізгенге дейін былайша ТТ бақылауды жүргізуге жол беріледі:
_
/\а мына формула бойынша анықтайды:

_
мұндағы /\а - нормадан ауытқушылыққа тексерілген, ТТ тексеруден кейінгі алғашқы /\ аі әртүрлілігінің орташа мәні, кг/м³. Шұғыл байқалатын өлшеулер табылған жағдайда оларды қосымша өлшемдер нәтижелерімен алмастырады.
Рmmi - тексеруден кейін алғашқы 30 ауысымда 1-ші ауысымды жұмыс ТТ өлшенген, мұнай тығыздығының мәні, кг/м³;
р_зi - мұнай сапасы параметрлерін өлшеу блогында шарттарға келтірілген, р_зі өлшеу сәтіне іріктелген сынамада ареометрмен немесе зертханалық тығыздық өлшеуішпен өлшенген мұнай тығыздығының мәні, кг/м³.
ТТ жұмыс көрсеткіштері 10 күнтізбелік күнде кемінде бір рет ареометрмен немесе зертханалық тығыздық өлшеуішпен өлшенген мұнайдың тығыздығымен салыстырылады және төмендегі формула бойынша кг/м³ тығыздықтарының әртүрлілігі есептеледі:

мұндағы Р_з - мұнай сапасы параметрлерін өлшеу блогында шарттарға келтірілген, Р_mm өлшеу сәтіне іріктелген сынамада ареометрмен немесе зертханалық тығыздық өлшеуішпен өлшенген мұнай тығыздығының мәні, кг/м³.

Мынадай шарт орындалуы тиіс:

мұндағы /\_ap - тығыздық өлшеуіштің (± 0,5 кг/м³) немесе зертханалық тығыздық өлшеуіштің жол берілетін дәлсіздігінің шегі, кг/м³, (тексеру туралы куәліктен алады).
Егер (5) немесе (9) шарттар орындалмаса, ауытқу себептері анықталады: өлшеулердің қателері, бақылау шарттарын сақтамау, ескерілмеген факторлар.
Қатарынан үш ауысым ішінде шарттар сақталмаған кезде және метрологиялық бас тарту жағдайында ТТ-ті бөлшектейді, жуады, мұнай сапасы параметрлерін өлшеу блогына қайта орнатады және осы әдіс бойынша бақылайды. Қосымша екі ауысым ішінде теріс нәтижелер алынған кезде ТТ кезектен тыс тексеруге жатады.
Қабылдаушы және өткізуші тараптардың уағдаластықтары бойынша бақылау мерзімділігін өзгертуге жол беріледі.
ТТ-ның метрологиялық сипаттамаларын бақылауды ұсынудың көрнекілігі үшін және метрологиялық бас тартулардың диагностикасы мүмкіндігін іске асыру үшін жоғарыда көрсетілген өлшемдерді компьютерге енгізу және сақтау кестелер түрінде монитор экранында индексациялау ұсынылады.
39. ТТ-ны ағыту кезінде мұнайдың брутто массасы мұнайдың біріктірілген сынамасы (тәуліктік не бір топтағы) зертханалық талдаулар бойынша мұнай тығыздығы ескеріле отырып анықталады. Метрологиялық бас тартудың немесе ТТ-ны ағытудың дәл сәтін анықтау мүмкіндігі болмаған жағдайда осы кезең үшін мұнай тығыздығын арбитраждық сынама бойынша қабылдау қажет.
ТТ-ны ағыту кезінде және резервтік ТТ болмаған кезде мұнайдың брутто массасы (М_бр), т, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы V - МКӨЖ арқылы өткен мұнай көлемі, м³;
Р_зm- көлемді өлшеу шарттарына немесе стандарттық шарттарға келтірілген, ареометрмен немесе зертханалық тығыздық өлшеуішпен өлшенген мұнай тығыздығы, кг/м³.
Әдіс дәлсіздігін бағалауды өткізгенге дейін өлшеуді ареометрмен орындау әдістемесіне сәйкес мұнайдың жалпы массасы мына формула бойынша анықталады:

мұндағы Р_зm- көлемді өлшеу шарттарына немесе әдістің жүйелік дәлсіздігінің есебінсіз стандарттық шарттарға келтірілген, ареометрмен немесе зертханалық тығыздық өлшеуішпен өлшенген мұнай тығыздығы, кг/м³;
/\M - төмендегі формула бойынша анықталған мұнайдың брутто массасына түзету:

_
мұндағы K_m - түзетуші көбейткіш.
40. Серпінді өлшеулердің жанама әдісі бойынша мұнайдың тығыздығы мен көлемі өлшенеді және бұл өлшеулердің нәтижелерін қалыпты шарттарға келтіреді немесе мұнай тығыздығын өлшеу нәтижелері оның көлемін өлшеу шарттарына келтіреді.
41. ШТ немесе сұйықты есептеуішпен жүргізілетін мұнай көлемін және ТТ көмегімен айқындалатын оның тығыздығын өлшеу кезінде және кейіннен мұнай тығыздығы мен көлемін өлшеу нәтижелерін шарттарға келтірген кезде мұнайдың массасын m₁^Д, кг, мына формула бойынша есептейді:

мұндағы р_о^c, V_о^c - қалыпты шарттарға келтірілген мұнай тығыздығы мен көлемі.
«с» - «серпінді» терминіне сәйкес келетін белгі.
42. 15 ⁰С температура кезіндегі жағдайға келтірілген мұнай тығыздығын, р₁₅^c, кг/м³, мына формула бойынша есептейді:

мұндағы р^с_олш- ТТ-дағы мұнай температурасы мен қысымында өлшенген мұнай тығыздығы, кг/м³;
СТL^с_а, - стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес есептелетін, ТТ-дағы мұнай температурасы үшін белгіленген мұнай көлеміне температураның әсерін ескеретін түзету коэффициенті;
СРL^с_а - стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес есептелетін, ТТ-дағы мұнай қысымы үшін белгіленген мұнай көлеміне қысымның әсерін ескеретін түзету коэффициенті.
43. 20 ^ОС температура кезінде қалыпты жағдайға келтірілген мұнай тығыздығы, р^с₂₀, кг/м³, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы - ^с₁₅ осы Қағидаға 4-қосымшаға сәйкес қолданылатын, 15^оС температура кезінде мұнайдың көлемдік кеңею коэффициенті.
44. 15 ^оС температураға келтірілген мұнай көлемі, V^с₁₅, м³, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы - V^c_олш ШТ-де немесе сұйықтық есептеуіште мұнай температурасы және қысымы кезінде өлшенген мұнай көлемі, м³;
СТL^с_v - стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес есептелетін, ШТ-дағы немесе сұйықтық есептеуіштегі мұнай температурасы үшін белгіленген мұнай көлеміне температураның әсерін ескеретін түзету коэффициенті;
СРL^с_v, - стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес есептелетін, ШТ-дағы немесе сұйықтық есептеуіштегі мұнай қысымы үшін белгіленген мұнай көлеміне қысымның әсерін ескеретін түзету коэффициенті.
45. 20^оС температураға келтірілген мұнай көлемі V^д₂₀, м³, мына формула бойынша есептеледі:

46. ШТ немесе сұйықтық есептеуіш көмегімен жүргізілген мұнай көлемін және ареометр немесе зертханада біріктірілген сынамада зертханалық тығыздық өлшегішпен анықталған оның тығыздығын өлшеу және өлшеу нәтижелері мен мұнай тығыздығын кейіннен қалыпты жағдайға келтіру кезіндегі мұнай массасы m^c₂, кг, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы V^с_о - қалыпты жағдайларға келтірілген мұнай көлемі, м³;
^ро³ - қалыпты температураға келтірілген мұнай тығыздығы, кг/м³. V^С₀, м³, мәні (16) және (17) формулалар бойынша анықталады.
47. 15 ^оС температураға келтірілген мұнай тығыздығы, р³_15, кг/м³, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы р^с_олш - стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес зертханалық жағдайда ареометр көмегімен өлшенген мұнай тығыздығы;
СТL^c_a- стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес есептелетін, мұнай көлеміне температураның әсерін ескеретін түзету коэффициенті;
20^OС температураға келтірілген мұнай тығыздығы, р ^З₂₀ кг/м³, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы а^з₁₅ - осы Қағидаға 4-қосымшаға сәйкес қабылданатын, 15^оС температура кезінде мұнайдың көлемдік кеңею коэффициенті.
Ареометрмен өлшенген мұнай тығыздығын стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес кестелер бойынша 20^ОС қалыпты температура кезіндегі тығыздыққа келтіруге рұқсат беріледі.
48. ШТ немесе сұйықтық есептеуіш көмегімен жүргізілген мұнай көлемін және ағынды ТТ анықталған оның тығыздығын өлшеу және мұнай тығыздығын өлшеу нәтижелерін кейіннен оның көлемін өлшеу жағдайларына келтіру кезіндегі мұнай массасын m^c₃ кг, мына формула бойынша есептеуге жол беріледі:

мұндағы V^c_mолш- ШТ немесе сұйықтық есептеуіштегі мұнайдың температурасы және қысымы кезінде өлшенген мұнай көлемі, м³;
Р^c_mолш - ТТ мұнай температурасы мен қысымы кезінде өлшенген мұнай тығыздығы, кг/м-³;
- осы Қағидаға 4-қосымшаға сәйкес қабылданатын мұнайдың көлемдік кеңею коэффициенті.
Т^с_ma - ТТ мұнай температурасы, ^ОС;

Р^c_mm - ШТ немесе сұйықтық есептеуіштегі мұнай температурасы, ^ОС;
- осы Қағидаға 4-қосымшаға сәйкес қабылданатын мұнайдың қысылу коэффициенті.
Р^c_mа - ТТ мұнайдың артық қысымы, МПа;
V^c_vm - ШТ немесе сұйықтық есептеуіштегі мұнайдың артық қысымы, МПа.
49. ШТ немесе сұйықтық есептеуіш көмегімен жүргізілген мұнай көлемін және нормативтік құжаттарға сәйкес біріктірілген сынамада ареометр көмегімен немесе зертханалық тығыздық өлшегіш көмегімен анықталатын тығыздығын өлшеу және мұнай тығыздығын өлшеу нәтижелерін кейіннен оның көлемін өлшеу жағдайларына келтіру кезіндегі мұнай массасын m₄^с, кг, мына формула бойынша есептеуге жол беріледі:

мұндағы р³_олш - Т³_m температурасы кезінде зертханада елшенген мұнай тығыздығы, кг/м³;
- осы Қағидаға 4-қосымшаға сәйкес қабылданатын мұнайдың көлемдік кеңею коэффициенті.
у - осы Қағидаға 4-қосымшаға сәйкес қабылданатын мұнайдың қысылу коэффициенті.
Р_v - мұнайдың көлемін өлшеу кезіндегі оның артық қысымы, МПа;
Тығыздық зертханалық тығыздық өлшегіш көмегімен өлшенген жағдайда ол бірге тең болып қабылданады.
50. (21), (22) формулалар мұнайдың тығыздығы мен көлемін өлшеу
кезінде температуралардың айырмасы 15⁰С-тан артық болмаған кезде
қолданылады. Мұнайдың тығыздығы мен көлемін өлшеу кезінде
температуралар айырмасы 15⁰С-тан артық болған кезде есептеулер осы
Қағиданың 57-тармағына сәйкес жүргізіледі.
51. Статикалық өлшеулердің жанама әдісі бойынша мұнайдың көлемі мен тығыздығы сыйымдылық шамасында немесе толық сыйымдылық шамасында өлшенеді және осы өлшеулердің нәтижелері қалыпты жағдайға келтіріледі немесе мұнай тығыздығын өлшеу нәтижелері оның көлемін өлшеу жағдайларына келтіріледі.
52. Мұнай көлемі сыйымдылық шамасында және толық сыйымдылық шамасында және мұнай тығыздығы ТТ немесе зертханада біріктірілген немесе нүктелік сынама көмегімен өлшенген кезде және мұнай көлемі мен тығыздығын өлшеу нәтижелерін кейіннен қалыпты жағдайға келтіру кезіндегі мұнай массасы m^c₁, кг, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы Р^с₀, V^с₀ - температура бойынша қалыпты жағдайға келтірілген мұнайдың тығыздығы мен көлемі.
«с» - «статикалық» терминіне сәйкес келетін белгісі.
15 ^оС температураға келтірілген мұнай тығыздығы, p^c_15, кг/м³, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы р^с_олш - стандарттау бойынша белгісі нормативтік құжаттарға сәйкес зертханада ареометр көмегімен немесе ТТ көмегімен өлшенген мұнай тығыздығы, кг/м³;
СТL^c_з - стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес есептелетін, мұнайдың зертханадағы немесе ТТ температурасы үшін анықталған мұнай көлеміне температураның әсерін ескеретін түзету коэффициенті;
53. 20 С температураға келтірілген мұнай тығыздығы, кг/м³, мына формула бойынша есептеледі:

54. 15^оС температураға келтірілген мұнай көлемі, V^с₁₅, м³, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы V²⁰ - деңгей көрсеткішіне қатысты мұнай деңгейінің өзгеруін ескере отырып, нормативтік құжаттарға сәйкес 20 ⁰С температура кезінде жасалған сыйымдылық шамасының градуирлеу кестесі бойынша анықталған өлшенетін Н деңгейіндегі сыйымдылық шамасындағы мұнай көлемі;
^Кст - мәні болат үшін 12,5х10^-6 1/⁰С және бетон үшін 10х10^-6 1/⁰С тең болып қабылданатын сыйымдылық шамасының қабырға материалының сызықтық кеңеюінің температуралық коэффициенті;
^к_s - мұнай деңгейін өлшеу құралы (мысалы, жүгі бар өлшеу рулеткасы, метрошток, қалтқы үлгісіндегі деңгей өлшегіш және басқа) материалының сызықтық кеңеюінің температуралық коэффициенті. Оның мәндері мынаған тең болып қабылданады:
тот баспайтын болат үшін - 12,5х10^-6 1/⁰С;
алюминий үшін - 23х10^-6 1/⁰С.
Басқа үлгідегі деңгей, өлшегіштерді пайдаланған кезде қажет болған жағдайда мұнайдың өлшенген деңгейіне температуралық түзетулер енгізіледі, бұл ретте а_s коэффициентінің мәні нөлге тең болып қабылданады;
Т_cт - Т^c_v сыйымдылық шамасындағы мұнай температурасына тең болып қабылданатын сыйымдылық шамасы қабырғасының температурасы, ⁰С;
CTL ^c_v- стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес есептелетін, сыйымдылық шамасындағы немесе толық сыйымдылық шамасындағы мұнай температурасы үшін анықталған мұнай көлеміне температураның әсерін ескеретін түзету коэффициенті.
55. 20 ^оС қалыпты температураға келтірілген мұнай көлемі мына формула бойынша есептеледі:

56. Есепке алу операцияларын жүргізген кезде мұнай тығыздығы
нормативтік құжаттарға сәйкес 20^оС қалыпты температура кезіндегі
тығыздыққа келтіріледі.
57. Зертханада өлшенген мұнай тығыздығын сыйымдылық шамасындағы немесе толық сыйымдылық шамасындағы мұнай көлемін өлшеу шарттарына келтірген кезде мұнай массасын m^С_Л кг, мына формула бойынша есептеуге рұқсат беріледі:

мұндағы P^з_олш- стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес Т^з_m температурасы кезінде зертханада ареометрмен өлшенген мұнай тығыздығы, кг/м³;
а - осы Қағидаға 4-қосымшаға сәйкес қабылданатын мұнайдың келемдік кеңею коэффициенті.
58. (28) формула Т^з_m және Т^с_т температуралар айырмасы 15⁰С артық болмаған кезде қолданылады.
59. Сыйымдылық шамасындағы мұнай бағанының гидростатикалық қысымын өлшеу кезіндегі гидростатикалық қағидатқа негізделген жанама әдіс бойынша мұнай массасы M^c₂, кг, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы Р - мұнай бағанының гидростатикалық қысымы, Па;
S₀- толтырылған сыйымдылық шамасы көлденең қимасының орташа ауданы, м²;
g - ауырлық күш үдеуі, м/с².
60. Орташа аудан S₀, м², мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы V₂₀- сыйымдылық шамасының градуирлеу кестесі бойынша анықталған өлшенетін Н деңгейіндегі сыйымдылық шамасындағы мұнай көлемі;
^К_ст - мәні 12,5х10^-6 1/^оС тең болып қабылданатын сыйымдылық шамасы қабырғасының сызықтық кеңеюінің температуралық коэффициенті;
Т - сыйымдылық шамасындағы мұнай температурасына тең болып қабылданатын сыйымдылық шамасы қабырғасының температурасы, ^оС.
61. Сыйымдылық шамасына қабылданған немесе одан жіберілген мұнай массасы m⁰, кг, мына формула бойынша мұнай массалары айырмасының абсолюттік мәні ретінде анықталады:

мұндағы тⁱ_, m_i+l, - операцияның басында және соңында тиісінше (12) формула бойынша есептелген мұнай массалары.
62. Тауарлық мұнайдың нетто массасы т^H, кг, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы т - тауарлық мұнайдың брутто массасы, кг;
m_б - мына формула бойынша есептелетін балласт массасы, кг

мұндағы W_м.қ, - тауарлық мұнайдағы судың массалық құрамы, %;
W_х.т. - тауарлық мұнайдағы хлорлы тұздардың массалық құрамы, %;
W_м.қ. - тауарлық мұнайдағы механикалық қоспалардың массалық құрамы, %.
63. Тауарлық мұнайдағы судың массалық құрамы стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес анықталады. Тауарлық мұнайдағы судың массалық құрамын ағынды ылғал өлшегішпен өлшеуге рұқсат беріледі.
64. Тауарлық мұнайдағы хлорлы тұздардың массалық құрамы стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес анықталады. Тауарлық мұнайдағы хлорлы тұздардың массалық құрамын ағынды тұз өлшегішпен өлшеуге рұқсат беріледі.
65. Тауарлық мұнайдағы механикалық қоспалардың массалық құрамы нормативтік құжаттарға сәйкес анықталады. Тауарлық мұнайдағы механикалық қоспалардың массалық құрамын ағынды талдағышпен өлшеуге рұқсат беріледі.

5.2. Мұнайдың брутто массасын көлемдік-массалық статикалық әдіспен өлшеу және салмақтау

66. Осы әдіспен мұнайдың массасы оның көлемі, тығыздығы және резервуарлардағы температурасы бойынша анықталады. Мұнай көлемі градуирленген кестелердің, деңгейді өлшеу құралдарының, мұнайдың гидростатикалық қысымының көмегімен анықталады.
67. Көлемдік-массалық статикалық әдіс кезінде пайдаланылатын МКӨЖ құрамы осы Қағидаға 5-қосымшада келтірілген.
68. Мұнай көлемін, тығыздығын және температурасын өлшеу мына
тәртіппен жүзеге асырылады.
1) Резервуарлардағы сұйықтың жалпы көлемінің деңгейін стационарлық деңгей өлшеуіштермен немесе жүгі бар өлшейтін рулеткамен қолмен өлшейді.
Деңгейді рулеткамен өлшеу мынадай реттілікпен жүзеге асырылады.
Базалық биіктік жүктің өлшеу рулеткамен жанасу нүктесінде түбінен өлшеу қақпағының үстіңгі шетіне дейінгі немесе өлшеу қақпағының бағыттаушы тәуекел тақтайшасына дейінгі тігі бойынша қашықтық ретінде тексеріледі. Алынған нәтиже резервуарға келтірілген базалық биіктіктің белгілі (паспорттық) шамасымен салыстырылады. Егер базалық биіктік (Нд) алынған нәтижеден 0,1 % артық ерекшеленсе, базалық биіктіктің өзгеру себептерін анықтау және оны жою қажет.
Базалық биіктіктің өзгеру себептерін анықтау және жою үшін қажетті кезеңге мұнай деңгейін өлшеуді резервуардың бос биіктігі бойынша жүргізуге рұқсат беріледі.
Жүкпен бірге рулетканың таспасы лоттың түпке жанасуына немесе тірек плитасына (болған кезде) дейін лоттың тік күйінен ауытқуына жол берместен, ішкі жабдыққа тиіп кетпей және мұнайдың үстіңгі бетінің қалпын сақтай отырып, толқындарды болдырмай ақырындап түсіріледі.
Өлшеу сызығында сулану желілерінің бұрмалануын болдырмау үшін бір жаққа ығысуына жол берместен, рулетка таспасы дәлме-дәл тік жоғары көтеріледі.
Рулетка сызығы бойынша өлшеу қақпағында рулетка таспасының суланған бөлігі пайда болғаннан кейін бірден 1 мм-ге дейін есептеледі.
Қуыстың биіктігін өлшеу үшін мұнай деңгейінен төмен рулетка жүгімен түсіріледі. Бірінші есеп (жоғарғы) өлшеу қақпағының тәуекел тақтайшасының деңгейінде рулетка бойынша алынады. Өлшеуді және қуыс биіктігінің есептерін жеңілдету үшін өлшеуді жүргізу кезінде өлшеу қақпағының тәуекел тақтайшасы рулетка шкаласында метрдің толық мәнінің белгісін сәйкестендіруді ұсынады. Сонан соң рулетка бір жаққа ығыспай дәлме-дәл жоғары көтеріледі және мұнай (төменгі есеп) таспасының (немесе лотының) суланған бөлігінің орнынан есептеп алынады.
Қуыстың биіктігі рулетка бойынша есептердің жоғарғы және төменгі айырмасы ретінде табылады.
Резервуардағы мұнайдың деңгейі осы резервуар үшін базалық биіктіктің (жоғарғы трафареттің) паспорттық көлемінен алынған мәндерді есептеумен анықталады.
Әрбір резервуардағы сұйықтықтың жалпы мөлшерінің деңгейін өлшеу екі рет жүргізіледі. Егер өлшеу нәтижесінің 1 мм айырмашылығы болса, онда деңгейін өлшеу нәтижесі олардың орташа мәнінен алынады. Егер алынған өлшемнің айырмашылығы 1 мм көп болса, өлшеу тағы екі рет қайталанады және ең жақын үш өлшеудің орташасы алынады.
Сонан соң осы резервуарға арналған градуирлік кесте бойынша резервуардағы сұйықтықтың жалпы мөлшері есептеп шығарылады.
Рулетка таспасын өлшегенге дейін және өлшегеннен кейін жұмсақ шүберекпен құрғатып сүрту қажет.
Резервуарлардағы тауарлық судың деңгейін өлшеу су сезгіш таспалардың немесе пастаның көмегімен мынадай дәйектілікте жүргізіледі.
Су сезгіш таспаны қарама-қарсы екі жағынан керіп лоттың бетіне жапсырады.
Су сезетін пастаны қарама-қарсы екі жағынан жолақты лоттың бетіне жұқа қабатпен (0,2 : 0,3 мм) жағады.
:
Су сезгіш қабат толығымен өрісе және су мен мұнай қабаттары арасындағы шек кенет бөлінген кезде, лоттың рулеткасы су сезгіш пастамен немесе су сезгіш таспамен жапсырылған тауарлы судың деңгейін анықтау кезінде резервуарда 2-3 минут ішінде қозғалмай тұруы қажет.
2) Резервуардағы тауарлық судың деңгейін өлшеу осы тармақтың 1) тармақшасында сипатталған дәйектілікпен жүргізіледі.
Егер лентада немесе пастада ол анық емес, қисық жолмен немесе өлшеуді орындау кезінде лоттың көлбеу қалпын көрсетіп, әр түрлі биіктікте екі жағынан берілсе тауарлық судың деңгейін өлшеуді қайталау қажет.
Шайылған шек су мен мұнай арасындағы бөліктің өткір шегінің болмау салдары болып табылады және су-эмульсиялы қабаттың болуы туралы куәландырады. Мұндай жағдайда эмульсия тұнғаннан және қабаттары бөлінгеннен кейін өлшеуді қайталау қажет.
Су сезгіш таспа немесе пастаның көмегімен тауарлық судың деңгейін өлшей отырып, резервуарлардың градуирлік кестесі бойынша тауарлық судың мөлшерін табады.
Мұнай және тауарлық су деңгейін өлшеу басқа тәсілмен, мысалы электрондық рулеткалар көмегімен жүргізілуі мүмкін.
Мұнайдың нақты мөлшерін анықтау үшін резервуардың толу деңгейінің тиісті мөлшерінен тауарлық су мөлшерін алып тастау керек.
Біріккен сынаманы алу кезінде стационарлық сынама алғышпен бір қабылдауда осы сынаманың температурасын термометрмен өлшеу жолымен мұнайдың орташа температурасын анықтайды.
Сынамадағы мұнайдың температурасы нүктелі сынамаларды алу кезінде сынама алынғаннан кейін 1-3 минут ішінде анықталады, бұл ретте тасымалды сынама алғыш алынатын сынама деңгейінде 5 минуттан артық ұсталады. Осы термометрдің техникалық паспортында көрсетілгендей термометр мұнайдың түбіне түсіріледі және сынамасынан тұрақты жағдайда баған түріне келгенге дейін ұсталады.
Мұнайдың орташа температурасы нүктелі сынама температурасы бойынша нүктеліден біріккен сынаманы құруға арналған арақатысты пайдалана отырып есептеледі.
Мұнайдың температурасын тығыздықты бір мезгілде өлшеумен немесе электрондық рулеткалардың деңгейін бір мезгілде өлшеумен тасымал тығыздық өлшеуіштің құрамына кіретін температураның түрлендіргішімен өлшеуге рұқсат беріледі.
69. Резервуардағы мұнайдың жалпы массасы мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы р_м - резервуардағы көлемді өлшеу температурасы кезіндегі мұнайдың тығыздығы, кг/м³;
V_м- осы Қағиданың 68-тармағының 1) тармақшасына сәйкес резервуардағы сұйықтықтың жалпы деңгейін және төмендегі формула бойынша есептелген осы Қағиданың 68-тармағының 2) тармақшасына сәйкес өлшенген тауарлық су деңгейін өлшеу нәтижелеріне сәйкес резервуардың градуирлік кестесі бойынша анықталған мұнайдың көлемі:

мұндағы К_р - резервуар қабырғасының температурасына байланысты мұнайдың көлемін V_м өзгертуге арналған түзету коэффициенті;
V_сқ - сұйықтықтың жалпы көлемі, м³;
V_су - судың көлемі, м³.
70. Резервуарды ағызу кезінде тапсырылған мұнай партиясының көлемі резервуардағы бастапқы көлемнің және қалдық көлемнің айырмасы ретінде анықталады.
Егер қалдықтың көлемін өлшеу кезінде резервуардағы температура алғашқы деңгейді өлшеу сәтіндегі мұнай температурасынан ± 2⁰С өзгешеленсе, онда тапсырылған мұнай көлемі мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы V_м1 - t₁, м³ температурасы кезінде өлшенген ағызу басталғанға дейінгі мұнайдың көлемі;
V_м2 - t₂, м³ температурасы кезінде өлшенген қалдық көлемі;
- осы Қағидаға 4-қосымшаға сәйкес қабылданатын t₁ температурасы кезіндегі мұнайдың көлемдік кеңею коэффициенті.
Тапсырылған мұнай легінің массасы (34) формула бойынша есептеледі, мұндағы мұнай тығыздығының мәні t₂ температурасы үшін анықталады.
Тиісінше, резервуардағы мұнайды қабылдау кезінде қабылданған мұнайдың көлемі мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы V_м2 - t₂, м³ температурасы кезінде өлшенген мұнайды айдап шығару немесе тұндыру үдерісі аяқталғаннан кейін резервуардағы мұнайдың көлемі;
 - осы Қағидаға 4-қосымшаға сәйкес қабылданатын t₂ температурасы кезіндегі мұнайдың көлемдік кеңею коэффициенті.
Осы жағдайда мұнайдың тығыздығы t₂ температурасы кезінде анықталады.

5.3. Мұнай массасын гидростатикалық қағидатқа негізделген жанама әдіспен өлшеу және салмақтау

71. Сыйымдылық шамасындағы мұнай бағанының гидростатикалық қысымын өлшеу кезінде гидростатикалық қағидатқа негізделген жанама әдіс кезінде мұнай массасы m^С₂, кг, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы Р - мұнай бағанының гидростатикалық қысымы, Па;
S_орт- толтырылған сыйымдылық шамасының көлденең қимасының орташа ауданы, м²;
g - ауырлық күшінің үдеуі, м/с².
Орташа аудан S_орт, м², мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы V₂₀ - сыйымдылық шамасының градуирлеу кестесі бойынша анықталған өлшенетін Н деңгейіндегі сыйымдылық шамасындағы мұнай көлемі;
^K_cт- мәні 12,5х10^-6 1/⁰С тең болып қабылданатын сыйымдылық шамасы қабырғасының сызықтық кеңеюінің температуралық коэффициенті;
Т_ст - сыйымдылық шамасындағы мұнай температурасына тең болып қабылданатын сыйымдылық шамасы қабырғасының температурасы, ⁰С.
Сыйымдылық шамасына қабылданған немесе одан жіберілген мұнай массасы m₀, кг, мұнай массалары айырмасының абсолюттік мәні ретінде мына формула бойынша анықталады:

мұндағы m_і, m_i+l - тиісінше операцияның басында және соңында (20) формула бойынша есептелген мұнай массасы.

мұндағы р^с₀, V^с₀ - температура бойынша қалыпты шарттарға келтірілген мұнайдың тығыздығы мен көлемі («с» белгісі «статикалық» терминіне сәйкес келеді).
Гидростатикалық қағидатқа негізделген жанама әдіс кезінде мұнай массасын өлшеудің рұқсат етілген салыстырмалы қателігінің шектері мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы Р, Н - гидростатикалық қысымды және мұнай деңгейін өлшеудің салыстырмалы қателіктері, %;
К - сыйымдылық шамасының градуирлеу кестесін жасаудың салыстырмалы қателігі, %.
Есепке алу операцияларын жүргізу кезінде мұнай массасын өлшеудің рұқсат етілген салыстырмалы қателігінің шектері mос, %, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы бР_i, бР_i+1 - сыйымдылық шамасын толтырудың өлшенетін деңгейлеріне сәйкес келетін гидростатикалық қысымды өлшеудің салыстырмалы қателіктері Н;, Ні+і, %.
(43) формулаға кіретін шамаларды өлшеудің салыстырмалы қателіктері мұнай массасын өлшеу қателіктерінің аспаптық, әдістемелік және басқа да құрамдас бөлшектерін ескере отырып анықталады.
(43) формула бойынша анықталатын мұнай массасын өлшеудің рұқсат етілген салыстырмалы қателіктері шектерінің мәндері осы Қағиданың 2-тарауында белгіленген мәндерден аспауы тиіс.

6. Мұнайдың нетто массасын анықтау

72. Есепке алу операциялары кезінде мұнайдың нетто массасы мына формула бойынша анықталады:

мұндағы т - балласт массасы, т;
w_су - мұнайдағы судың массалық үлесі, %;
w_м.қ - мұнайдағы механикалық қоспалардың массалық үлесі, %
w_х.т - мына формула бойынша есептелген мұнайдағы хлорлы тұздардың массалық үлесі:

мұндағы w_х.т - мұнайдағы хлорлы тұздардың шоғырлануы, мг/дм³ (г/м³);
р - брутто массасын анықтау температурасы кезіндегі мұнай тығыздығы, кг/м³.
Егер мұнайдағы судың массалық емес көлемдік үлесі анықталатын болса, массалық үлес мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы ф_су - мұнайдағы судың көлемдік үлесі, %;
р_су - мұнай көлемін анықтау температурасы кезіндегі судың тығыздығы, кг/м³.

7. Өлшеу нәтижелерін ресімдеу

73. Өлшеу сызығы бойынша көлемді, МКӨЖ бойынша көлемді және мұнайдың брутто массасын өлшеу нәтижелерін, нысаны осы Қағидаға 6-қосымшада келтірілген МКӨЖ өлшеу құралдарының көрсеткіштерін тіркеу журналына мұнай жеткізу шарттарында белгіленген уақыт аралығында, сондай-ақ мұнай айдаудың әрбір тоқтауы және қайта жаңғыруы кезінде дисплейден немесе электромеханикалық есептеуіштерден оқи отырып, жазылады.
74. Тығыздықты, температураны, судың, хлорлы тұздардың, механикалық қоспалардың құрамын, қаныққан булардың қысымын, сондай-ақ өлшеудің қалыпты жағлайларына келтірілген тығыздықты және тапсырушы мен қабылдаушы тараптар арасындағы шарттық қатынастарда белгіленген мұнай сапасының басқа да көрсеткіштерін өлшеу нәтижелері мұнай сапасының паспортына енгізіледі.
Мұнай сапасын ағындық талдауыштар қолданылған жағдайда нәтижелер тапсырушы және қабылдаушы тараптар белгілеген шығарылғанды беру аралығымен басып шығаратын қондырғыда шығарылады.
75. МКӨЖ өлшеу құралдарының түсірілмейтін есептеуіштер көрсеткіштерін тіркеу журналындағы және мұнай сапасынын паспортындағы жазбалар (АӨҚ-тың фискалды есептеріндегі) негізінде осы Қағидаға 7-қосымшаға сәйкес мұнайды қабылдау-тапсыру актісі ресімделеді. Мұнай сапасы паспорты, ал мұнай сапасын ағындық талдауыштар қолданылған жағдайда - мұнай сапасын ағындық талдауыштармен өлшеу нәтижелерінің басып шығарылғандары мұнайды қабылдау-тапсыру актісінің ажырамас бөлігі болып табылады.
Мұнайды қабылдау-тапсыру актілері екі тарап үшін де жеткілікті, бірақ үштен кем емес данада ресімделеді.
76. Осы Қағиданың 73, 74, 75-тармақтарында аталған құжаттар электронды тасымалдауыштарда да жүргізілуі мүмкін.
77. Мұнайды қабылдау-тапсыруға, қабылдау-тапсыру құжаттарын жасауға және оларға қол қоюға жауапты лауазымды тұлғалар тапсырушы және қабылдаушы тараптар басшыларының бұйрығымен тағайындалады.
Мұнайды қабылдау-тапсыру үшін жауапты тұлғалардың қол қою үлгілері тапсырушы және қабылдаушы тараптардың бухгалтерияларында сақталады.

Жер қойнауын пайдаланушы
келісімшарттық аумақта өндірген
мұнайдың көлемі мен салмағын
өлшеу қағидасына
1-қосымша

МКӨЖ үшін болуы міндетті құжаттардың тізбесі

1. МКӨЖ-ді өнеркәсіптік пайдалануға енгізу актісі (актінің көшірмесі).
2. МКӨЖ жобасына сараптамалық қорытындының көшірмесі.
3. МКӨЖ-ге және МКӨЖ құрамына кіретін өлшеу құралдарына формулярлар.
4. МКӨЖ құрамына кіретін өлшеу құралдарын тексеру хаттамалары.
5. МКӨЖ құрамына кіретін өлшеу құралдарын тексеру туралы сертификат.
6. МКӨЖ-ді тексеру (жиынтық дәлсіздігін анықтау)хаттамалары.
7. МКӨЖ-ді тексеру туралы сертификат (МКӨЖ жиынтық дәлсіздігін анықтау).
8. МКӨЖ құрамына кіретін өлшеу құралдарын тексеру кестелерінен үзінді.
9. МКӨЖ құрамына кіретін өлшеу құралдарының метрологиялық сипаттамаларын бақылау журналы (электрондық түрде берілуі мүмкін).
10. МКӨЖ құрамына кіретін өлшеу құралдарының метрологиялық сипаттамаларын бақылау кестелері.
11. ТТ-1, ТТ-2, ТТ-3 жүргізу кестелері.
12. Пайдалану жөніндегі нұсқаулық.
13. Техникалық қызмет көрсету журналы.
14. МКӨЖ өлшеу құралдары көрсеткіштерін тіркеу журналы (егер өлшеу құралдары көрсеткіштері тренділерін сақтау мүмкіндігі болса, оның болмауы мүмкін).
15. МКӨЖ құрамына кіретін өлшеу құралдары технологиялық жабдығының тоқтап қалуы туралы актілер (мағлұматтар).
16. МКӨЖ-ді ажырату актілері.
17. МКӨЖ-ді пайдалану үшін жауапты персоналға арналған лауазымдық нұсқаулықтар.

Жер қойнауын пайдаланушы
келісімшарттық аумақта өндірген
мұнайдың көлемі мен салмағын
өлшеу қағидасына
2-қосымша

Ұсынылатын МКӨЖ құрамы және тікелей серпінді әдісті қолданумен рұқсат етілетін дәлсіздік шектері

Р/с №	МКӨЖ құрамына кіретін өлшеу құралдары мен жабдықтардың атауы	Дәлсіздіктің рұқсат етілетін шегі	Ескертпе
	1	2	3
1	Негізгі өлшеу құралдары және жабдықтар
2	Салмақ өлшеуіш	± 0,25 %
3	Манометр	кт.1.0
4	Сүзгі
5	Ысырмалар
6	Сынама алу құрылғысы
7	Автоматты сынама алғыш
8	Сынаманы қолмен алуға арналған сынама алғыш шүмек
9	Сынама алғышты басқару блогы
10	Қосымша өлшеу құралдары және жабдықтар
11	Резервтік салмақ өлшеуіш	± 0,25 %
12	Бақылау салмақ өлшеуіші	± 0,20 %	Жоба бойынша, болған кезде
13	Өлшеу сызығындағы қысымды түрлендіргіш	± 0,6 %
14	Тығыздық өлшеуіш	± 0,3 кг/м3
15	Ылғал өлшеуіш	± 0,1 % (абс. бірл.)	Жоба бойынша болған кезде
16	Мұнай сапасының параметрлерін өлшеу жиынтығында температураны түрлендіргіш (бұдан әрі - СӨБ)	± 0,2 0С
17	СӨБ-дегі қысымды түрлендіруші	± 0,6 %
18	Ақпаратты өңдеу құрылғысы	± 0,05 %
19	Қысымды реттеуші
20	Шығысты реттеуші
21	Газдануды бақылау тетігі
22	Бос газды бақылау тетігі		Жоба бойынша болған кезде
23	Қалдық газ құрамын (ерітілген газды) өлшеуге арналған құрылғы		Жоба бойынша болған кезде
24	Өлшеу сызықтарындағы температураны түрлендіргіштер	± 0,2 0С

Жер қойнауын пайдаланушы
келісімшарттық аумақта өндірген
мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу
қағидасына 3-қосымша

МКӨЖ өлшеу құралдары ауытқыған және тоқтап қалған кезде мұнайды есепке алу тәртібі

МКӨЖ __ 201__ ж. «__»__________сағатта жұмысқа қосылды
Тапсырушы тарап кәсіпорынның өкілі
_____________________________________________
Т.А.Ә.

1. МКӨЖ құрамына кіретін өлшеу құралдары мен жабдықтары ажыратылған немесе тоқтап қалған кезде мұнайды есепке алу тәртібі төмендегі кестеде келтірілген:

Р/с №	Ажыратылу мен тоқтап қалуға ұшыраған өлшеу құралдары мен жабдықтар	Резервтік өлшеу құралдары мен жабдықтары бойынша мұнайды есепке алу	Жекелеген элементтерді бір мезгілде жөндей отырып (алмастырумен) МКӨЖ бойынша мұнайды есепке алу	Мұнайды резервтік схема бойынша есепке алу
1	2	3	4	5
1.	ШТ	+		+
2.	Сүзгілер	+
3.	Ағыс түзеткіштер	+
4.	Ысырмалар (электр жетекті ысырмалар, электр жетекті шарлы крандар)	+
5.	Манометрлер		+
6.	Қысымды ретеуші		+ (талап етілетін қысымды қолдан реттеу мүмкіндігі кезінде)
7.	Шығыс реттеуші		+
8.	Қысым түрлендіргіштер		+
9.	Температураны түрлендіргіштер		+
10.	БИК
11.	Ағындық ТТ	+	+
12.	Ағынды тұтқырлықты түрлендіргіштер	+	+
13.	Ағынды ылғал мөлшерін түрлендіргіш		+
14.	Ағынды тұз мөлшерін түрлендіргіш		+
15.	Ағынды күкірт мөлшерін түрлендіргіш		+
16.	Қысымды түрлендіргіш		+
17.	Термометрлер		+
18.	Айналым сорғылары	+	+
19.	Автоматты сынама алғыш		+
20.	Шығыстарды өлшеуіш		+
21.	Газданушылықты бақылау қондырғысы		+
22.	АӨҚ	+ қосалқының болуы кезінде	+ (ШТ қайталама аспаптары немесе электр-механикалық есептеуіштер болған кезде)	+ (ШТ қосалқы және қайталама аспаптар болмаған кезде)
23.	ШТ-ның қайталама аспаптары	+
24.	Жинақтаушы аспап		+
25.	Шығыс және тұтқырлық бойынша ТПР-дың түрлендіру еселігін түзету жөніндегі қондырғы		+

Ескертпе:
1. Осы кестеде көрсетілген тоқтап қалуға қосымша резервтік сызыққа өту мына жағдайда қысымның сүзгінің осы түрінің паспортта көрсетілген мәнінен көп артуы жағдайында жүзеге асырылады.
2. Қосалқы ТТ болмаған кезде мұнайдың брутто массасы мұнайдың тығыздығын тығыздық-өлшеуішпен немесе зертханалық тығыздық өлшеуішпен
_
немесе K_р еселік өлшеуді орындау әдістемесінің метрологиялық аттестациясы туралы куәлігінен алынған әдістің түзетілуі ескеріле отырып, тығыздықтың зертханалық талдауының нәтижелері бойынша анықталады.
3. Тұтқырлықтың қосалқы түрлендіргіші болмаған кезде тұтқырлық зертханалық қылтүтікті өлшеуішпен анықталады және нәтижесі АӨҚ-қа енгізіледі.
4. Мұнай есебінің резервтік схемасына өту мына жағдайда жүзеге асырылады:
1) жұмыс және қосалқы сызықтарда немесе бірнеше жұмыс
сызықтарында ШТ (сүзгілер немесе ағыс түзеткіштер) бір мезгілде тоқтап қалғанда, егер жұмыста қалған сызықтар арқылы шығыс ШТ-ның жұмыс ауқымы жол берілетін шектерінен асып кеткенде;
2) АӨҚ тоқтап қалғанда және ШТ-ның қайталама аспаптары болмағанда;
3) тұтқырлық бойынша ТПР түрлендіру еселігін түзету жөніндегі құрылғы болмағанда және АӨҚ тоқтап қалғанда ТПР тұтқырлық жөніндегі ТПР түрлендіргішінің еселігін түзете отырып, тұтқырлық мәнінің-ауытқуы;
4) МКӨЖ-дің шығуындағы қысым осы әдіс бойынша белгіленгеннен төмен болғанда және қалыпты жағдайда мәнге дейін белгілеу мүмкін болмағанда;
5) еркін газдың болуын бақылау тетігінің іске қосылуы;
6) қайта жаңартылуы және тапсырушы және қабылдаушы тараптардың келісімі бойынша МКӨЖ тоқтауына байланысты қызмет көрсету жөніндегі жоспарлы жұмыстардың жүргізілуі;
7) электр энергиясының ауытқуы (электрмен жабдықтауды резервілеу болмаған кезде);
8) МКӨЖ құбыржолында болатын ысырмалар арқылы мұнайдың ағып кетуінің болуы (немесе тоқтап қалуы);
9) МКӨЖ-ді пайдалану мүмкін болмайтын авариялық жағдайлар (өрт және т.б.).
5. Қосымша өлшеу құралдарының болмауы мұнай есебінің қосалқы жүйесіне өту себебі болып табылмайды.
6. Жұмыс істеп тұрған өлшеу сызықтарының бірі тоқтап қалған кезде мұнай ағынын резервтік өлшеу сызығына ауыстырып қосады, жұмыс істеуші сызықты жабады, мұнайды бөлшектейді, жабық ысырмалардың саңлаусыздығын тексереді. МКӨЖ өлшеу құралдарының көрсеткіштері тіркеу журналына жарамсызын ажырату уақытын және резервтік сызықтың қосылу уақытын жазады.
7. Егер жұмыстық өлшеу сызығының істен шығуы мен резервтегіге көшудің арасында үзіліс болса, онда осы уақыт аралығындағы, сондай-ақ көшу кезеңіндегі мұнайдың мөлшерін ағынның (қысымның, температураның) нақты параметрлеріне, жұмыс істейтін сорғы агрегаттарының санына, сондай-ақ алдыңғы тәулікте мұнай тығыздығының өзгермеуіне қарап есептеу арқылы анықтайды.
8. Өлшеу сызықтарында орнатылған қысым мен температураның түрленгіштері істен шыққанда қысым мен температураны манометрлер мен термометрлердің көмегімен өлшейді және өлшеу нәтижелері АӨҚ-қа қолмен енгізіледі.
9. Мұнайды есепке алудың резервтік схемасына көшу тәртібі (резервтік МКӨЖ немесе мұнай көлемін резервуарлар бойынша анықтау).
10. Есептеудің резервтік схемасына көшу туралы шешімді тапсырушы және қабылдаушы тараптар кәсіпорындарының өкілдері қабылдайды да, ол туралы тапсырушы және қабылдаушы тараптар кәсіпорындарының жоғары тұрған ұйымдарын, сондай-ақ МКӨЖ-ге техникалық қызмет көрсетуді жүзеге асыратын мердігер ұйымды бір тәуліктен аспайтын мерзімде хабардар етеді.
11. МКӨЖ өлшеу құралдарының көрсеткіштерін тіркеу журналында ағыту уақыты, АӨҚ (тіркеу бланкасындағы өлшеулер нәтижелері), МКӨЖ көрсеткіштері жазылады, автоматты сынама алғышпен алынған мұнай сынамасының зертханалық талдамасы жүргізіледі, және мұнайды қабылдау-тапсырудың алдыңғы актісі жасалған сәттен бастап МКӨЖ-ді ағытқан сәтке дейінгі кезеңдегі қабылдау-тапсыру актісін ресімдейді.
12. МКӨЖ-ді жұмысқа қосқанға дейін мұнайдың мөлшерін әр МКӨЖ үшін тапсырушы және қабылдаушы тараптардың кәсіпорындарымен келісілген және МКӨЖ "пайдалану жөніндегі нұсқаулықта" келтірілген резервтік схема бойынша анықтайды.
13. МКӨЖ-ді ағытқан көздері төменде келтірілген нысанда үш дана акт жасалады.
14. Актілер бір-бір данадан тапсырушы және қабылдаушы тараптардың кәсіпорындарында және МКӨЖ-ге техникалық қызмет көрсетуді жүзеге асыратын мердігер ұйымда 12 ай бойы сақталады.
15. Негізгі және резервтік есептеу схемалары істен шыққан жағдайда мұнайды қабылдау мен тапсыру тараптардың келісімімен регламенттелген тәсілмен жүзеге асырылуы тиіс.
16. Таңбалар немесе пломбалар бүлінген жағдайда мұнай мөлшерін анықтау тәртібі.
17. Әр ауысымды тапсыру мен қабылдау кезінде қабылдаушы-тапсырушы тараптардың жауапты өкілдері таңбалар мен пломбалардың сақталуын тексеруі, сондай-ақ журналға тиісті белгі қоюы тиіс.
18. Таңбалардың немесе пломбалардың бүлінгенін байқаған жағдайда қабылдаушы-тапсырушы тараптардың жауапты өкілдері ол туралы қабылдаушы және тапсырушы тараптардың диспетчерлік қызметтеріне хабарлайды.
19. Сенім таңбаларының бүлінуі байқалған жағдайда ШТ-ларда, сапа аспаптары мен АӨҚ-тарда метрологиялық сипаттамаларды бақылау жүргізіледі.
20. Бақылаудың оң нәтижелері алынған жағдайда қабылдаушы-тапсырушы тараптардың өкілдері есептеу операцияларын жүргізудің мүмкіндігі туралы комиссиялық шешім қабылдайды және кезектен тыс тексеріс жүргізу үшін сенімгерді шақырады.

Жер қойнауын пайдаланушы
келісімшарттық аумақта өндірген
мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу
қағидасына 4-қосымша

Мұнайдың көлемдік кеңею коэффициентінің кестесі х103, С-1

Тығыздық кг/м3	Мұнайдың температурасы, 0С
	0,005 - 4,99	5,00 - 9,99	10,00 - 14,99	15,00 - 19,99	20,00 - 24,99	25,00 - 29,99	30,00 - 34,99	35,00 - 39,99	40,00 - 44,99	45,00 - 49,00	50,00 - 54,99	55,00 - 59,99
815,00- 819,990	0,923	0,921	0,920	0,918	0,916	0,914	0,912	0,910	0,908	0,906	0,904	0,902
820,00- 824,990	0,911	0,910	0,908	0,907	0,905	0,903	0,901	0,899	0,898	0,896	0,893	0,891
825,00- 829,990	0,900	0,899	0,897	0,896	0,894	0,892	0,891	0,889	0,887	0,885	0,883	0,881
830,00- 834,990	0,890	0,888	0,887	0,885	0,883	0,882	0,880	0,878	0,876	0,874	0,873	0,871
835,00- 839,990	0,879	0,878	0,876	0,875	0,873	0,871	0,80	0,868	0,866	0,864	0,862	0,860

Мұнайдың қысылу коэффициентінің кестесі х103, МПа-1

Тығыздық кг/м3	Мұнайдың температурасы, 0С
	0,005 - 4,99	5,00-9,99	10,00 - 14,99	15,00 - 19,99	20,00- 24,99	25,00 - 29,99	30,00- 34,99	35,00 - 39,99	40,00 -44,99	45,00 -49,00	50,00- 54,99	55,00 59,99
815,00- 819,990	0,767	0,781	0,795	0,810	0,824	0,838	0,852	0,866	0,880	0,894	0,908	0,922
820,00- 824,990	0,754	0,768	0,782	0,796	0,810	0,824	0,838	0,852	0,865	0,879	0,892	0,906
825,00- 829,990	0,742	0,755	0,769	0,783	0,797	0,810	0,824	0,837	0,851	0,864	0,877	0,890
830,00- 834,990	0,730	0,743	0,757	0,770	0,784	0,797	0,810	0,823	0,837	0,850	0,863	0,876
835,00- 839,990	0,718	0,732	0,745	0,758	0,771	0,784	0,797	0,810	0,823	0,836	0,849	0,861

Жер қойнауын пайдаланушы
келісімшарттық аумақта өндірген
мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу
қағидасына 5-қосымша

Ұсынылатын МКӨЖ құрамы және көлемдік-салмақтық статикалық әдісті қолданумен рұқсат етілетін дәлсіздік шектері

Р/с №	Көлемдік-салмақтық статикалық әдіс кезінде қолданылатын өлшеу құралдары мен жабдықтардың атауы	Дәлсіздіктің жол берілетін шегі
1.	Сыйымдылығы 100 м3-тен 200 м3 дейінгі көлденең цилиндрлік болат резервуарлар	-
2.	Сұйықтық көлемін өлшеу кезіндегі тік цилиндрлік болат резервуарлар	-
3.	Темірбетон цилиндрлік резервуарлар	-
4.	Стационарлық деңгей өлшеуіштер немесе жүгі бар өлшеуіш рулеткалар, ММС фазааралық деңгей өлшеуіш (электронды рулетка)	+ 4 мм
5.	Зертханалық немесе ауыспалы тығыздықты өлшеуіш немесе 0,5 кг/м3 межелік бөлу бағасы бар тығыздықты өлшеуішпен	+ 1 кг/м3
6.	Термометрлер немесе температураны түрлендіргіштер	± 0,20С
7.	Гидростатикалық қысым бергіштері	-
8.	Сынама алғыштар	-
9.	Гидрометрлеу жүйелері

Жер қойнауын пайдаланушы
келісімшарттық аумақта өндірген
мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу
қағидасына 6-қосымша

МКӨЖ өлшеу құралдары көрсеткіштерін тіркеу журналының нысаны

МКӨЖ №_______________________________________________________________
_____________________________________________________________________
АҚ, ЖШС, АМУ, МГБД және МӨЗ
Кәсіпорын (иесі)_________________________________
ПТП (қабылдау-тапсыру пункті)____________________

МКӨЖ өлшеу құралдары көрсеткіштерін тіркеу журналы

Р/с №	Күні	Уақыты, сағ.мин.		Мұнайдың көлемін және брутто массасын өлшеу нәтижелері (АӨҚ немесе ШТ қайталама аспаптарының көрсеткіштері)
		басталуы	аяқталуы	көлемі, м3		жалпы салмақ
				басталуы	соңы	басталуы	соңы
1	2	3	4	5	6	7	8

кестенің жалғасы

Р/с №	Мұнай мөлшері		Аралық үшін мұнайдың орташа температурасы, 0С		Аралық үшін орташа қысым, МПа		Ескертпе
	көлемі, м3	Салмағы	ШТ	БИК	ШТ	БИК
		жалпы салмағы, т
1	9	10	11	12	13	14	15

Мұнайдың жалпы салмағының ауысым үшін жиынтығы (жазу үлгісімен)
_____________________________________________________________________

Мұнайдың жалпы салмағының тәулік үшін жиынтығы (жазу үлгісімен)
_____________________________________________________________________

Мұнай өткізетін кәсіпорынның операторы

Ауысымды өткіздім____________________________________________________
Т.А.Ә. қолы

Ауысымды қабылдадым__________________________________________________
Т.А.Ә. қолы

Мұнай қабылдайтын кәсіпорынның операторы

Ауысымды өткіздім____________________________________________________
Т.А.Ә. қолы
Ауысымды қабылдадым__________________________________________________
Т.А.Ә. қолы

Жер қойнауын пайдаланушы
келісімшарттық аумақта өндірген
мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу
қағидасына 7-қосымша

МҰНАЙ ҚҰБЫРЫНАН МҰНАЙДЫ ҚАБЫЛДАУ-ТАПСЫРУ АКТІСІ _________________________________(кәсіпорынның атауы)
201__ж. "___"_____________

Комиссия құрамында: тапсырушы-қабылдаушы тарап өкілдері құбыр резервуарларына түскен мұнайды қабылдап-тапсыруды жүзеге асырды
_________________________________________________________________
(тегі, аты, әкесінің аты және лауазымы)

Мұнай тобының атауы	Айдаудың басталу уақыты	Айдаудың аяқталу уақыты	Резервуардың №	Резервуарлардағы өлшеу нәтижесі				Мұнай тығыздығы, кг/м3	Мұнай температурасы 0С	Мұнай салмағы, кг	Қабылданған-тапсырылған мұнай салмағы, кг
					Деңгейі, мм	Көлемі, м3
					Жалпы	Барлығы	Оның ішінде:
							Мұнай
				Айдаудың басталуына
				Айдаудан кейін

Өткіздім__________ Қабылданған мұнай салмағы,_________________
(қолы) (жазу үлгісімен)

Қабылдадым __________ Кәсіпорын басшылығының өкілі_______________
(қолы)

Об утверждении Правил измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на контрактной территории

Постановление Правительства Республики Казахстан от 12 ноября 2010 года № 1195. Утратило силу постановлением Правительства Республики Казахстан от 7 сентября 2015 года № 750

Сноска. Утратило силу постановлением Правительства РК от 07.09.2015 № 750 (вводится в действие со дня его первого официального опубликования).

Примечание РЦПИ.
В соответствии с Законом РК от 29.09.2014 г. № 239-V ЗРК по вопросам разграничения полномочий между уровнями государственного управления см. приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 23 февраля 2015 года № 133.

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

Утверждены
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 12 ноября 2010 года № 1195

Правила
измерения и взвешивания нефти,
добытой недропользователем на контрактной территории

1. Общие положения

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 ⁰С (293,15 ⁰К), 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.

2. Методы измерений

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;
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 свидетельстве о поверке, с учетом изменения уровня нефти относительно указателя уровня.
Результаты измерений плотности и объема нефти приводят к нормальным условиям или результат измерений плотности нефти приводят к условиям измерений ее объема в мерах вместимости и мерах полной вместимости.
Объем нефти в резервуарах определяют с помощью градуировочных таблиц резервуаров по значениям уровня наполнения, измеренным уровнемером, метроштоком или металлической измерительной рулеткой. В емкостях, градуированных на полную вместимость, контролируют уровень наполнения, и определяют объем по паспортным данным.
14. При применении косвенного метода, основанного на гидростатическом принципе, измеряют гидростатическое давление столба нефти, определяют среднюю площадь заполненной части резервуара и рассчитывают массу нефти, как произведение значений этих величин, деленное на ускорение силы тяжести.
Массу отпущенной (принятой) нефти определяют двумя методами:
как разность масс, определенных в начале и в конце товарной операции вышеизложенным методом;
как произведение разности гидростатических давлений в начале и в конце товарной операции на среднюю площадь сечения части резервуара, из которого отпущена нефть, деленное на ускорение силы тяжести.
15. Гидростатическое давление столба нефти измеряют манометрическими приборами с учетом давления паров нефти.
16. Для определения средней площади сечения части резервуара металлической измерительной рулеткой или уровнемером измеряют уровни нефти в начале и в конце товарной операции и по данным градуировочной таблицы резервуара вычисляют соответствующие этим уровням средние площади сечения.
Допускается вместо измерения уровня измерять плотность нефти и определять объем нефти для определения массы балласта, как частного от деления массы на плотность.
17. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти не должны превышать:
0,40 % - при прямом статическом методе измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн;
0,50 % - при прямом статическом методе измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них;
0,25 % - при прямом и косвенном динамических методах измерений;
0,50 % - при косвенном статическом методе измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, массы нефти от 120 т и более;
0,65 % - при косвенном статическом методе измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, массы нефти до 120 т.
18. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти не должны превышать:
0,50 % - при прямом статическом методе измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн;
0,60 % - при прямом статическом методе измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них;
0,35 % - при прямом и косвенном динамических методах измерений;
0,60 % - при косвенном статическом методе измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, от 120 т и более;
0,75 % - при косвенном статическом методе измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, до 120 т.

3. Средства измерений

19. Средства измерений и вспомогательные устройства (в том числе средства вычислительной техники) выбирают на стадии проектирования измерительной системы массы нефти в зависимости от принятых методов измерений, по результатам измерений которых определяют массу нефти, в том числе норм погрешности измерений массы брутто товарной нефти, указанным в пункте 17 настоящих Правил, и массы нетто товарной нефти, указанным в пункте 18 настоящих Правил.
20. Средства измерений, входящие в состав СИКН, должны иметь сертификаты об утверждении типа или о метрологической аттестации, и действующий сертификат о поверке средств измерений в соответствии с законодательством в области обеспечения единства измерений.
21. Поверка осуществляется государственной метрологической службой, а также метрологическими службами юридических лиц, аккредитованными на данный вид деятельности.
22. 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.
23. Поверка средств измерений осуществляется в соответствии с нормативными документами по стандартизации, действующими на территории Республики Казахстан.
Ответственность за техническое состояние и метрологическое обеспечение системы измерения количества и показателей качества нефти несет ее владелец.

4. Порядок измерения и взвешивания массы нефти прямыми методами

4.1. Измерение и взвешивание массы нефти прямым
статическим методом

24. Прямым статическим методом измеряют массу нефти в таре и транспортных средствах путем взвешивания на весах (железнодорожных и автомобильных цистерн) для статического взвешивания среднего класса точности с количеством поверочных делений не менее чем 3000.
25. Масса брутто нефти должна быть в пределах диапазона взвешивания весов. Условия эксплуатации весов должны соответствовать требованиям эксплуатационных документов на конкретные типы весов.
26. Масса нефти железнодорожных цистерн определяется как разница между измеренной массой нагруженных цистерн и массой пустых цистерн, определенной по результатам их взвешивания.
27. Определение массы нефти в цистернах во время движения допускается только на вагонных весах для взвешивания во время движения в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации весов, изложенных в эксплуатационных документах.

4.2. Измерение и взвешивание массы брутто нефти прямым
динамическим методом

28. Масса нефти, транспортируемой трубопроводом, определяется непосредственно на потоке в нефтепроводах прямым динамическим методом. На результат измерения не влияет изменение вязкости и плотности нефти.
29. Рекомендуемый состав СИКН и пределы допускаемой погрешности приведены в приложении 2 к настоящим Правилам.
30. В процессе эксплуатации массомеров контролируется смещение нуля массомера в соответствии с техническим описанием на данный тип массомеров.
31. Поверка и контроль массомеров проводятся как на месте эксплуатации, так и на поверочном стенде.
Контрольный массомер аттестуется заводом-изготовителем по классу не ниже класса трубопоршневых установок или Прувера по аттестованной методике.
Контроль метрологических характеристик массомеров проводится следующим образом:
1) при любом значении расхода из рабочего диапазона массомера одновременно проводится измерение массы нефти массомером и комплектом трубопоршневых поверочных установок (далее - ТПУ) и ПП или контрольным массомером;
2) отклонение показаний массомера по результатам контроля вычисляется по формуле:

 (1)

где М - масса брутто нефти, измеренная массомером, т;
М_др - масса брутто нефти, измеренная другим прибором - комплектом ТПУ и ПП или контрольным массомером, т.
Отклонение показаний массомера по результатам контроля не должно превышать ± 0,25 %.

5. Порядок измерения и взвешивания массы нефти косвенными
методами

5.1. Измерение и взвешивание массы нефти косвенным
объемно-массовым динамическим методом

32. Масса нефти при приемо-сдаточных операциях определяется с помощью ПР и ПП объемно-массовым динамическим методом.
33. 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 ПП, плотность нефти определяется по ареометру или лабораторному плотномеру с пределом допускаемой погрешности ± 0,5 кг/м³.
Результат измерений объема нефти, полученный при температуре и давлении нефти в ПР или счетчике нефти, приводится к нормальным условиям.
Значение плотности нефти, измеренное поточным ПП при температуре и давлении в блоке измерения параметров качества нефти, приводится к условиям измерения объема нефти и к нормальным условиям.
34. Устройством обработки информации (далее - УОИ) или автоматизированным рабочим местом оператора осуществляется управление всем процессом учета нефти.
35. Основные требования к эксплуатации СИКН:
1) в процессе эксплуатации СИКН контролируются следующие параметры:
расход нефти через измерительные линии. Конструкция СИКН должна обеспечивать при измерении массы расход нефти через измерительные линии с отклонением не более 2,5 % от рабочего диапазона, указанного в сертификате о метрологической аттестации системы;
давление нефти на выходном коллекторе. Давление нефти на выходе СИКН должно обеспечивать бескавитационную работу объемного ПР и быть не менее значения, определенного по формуле:

 (2)

где Р - минимальное избыточное давление на выходе СИКН, МПа;
Р_н - давление насыщенных паров, МПа;
/\Р - перепад давления на ПР или массомере, указанный в техническом паспорте, МПа;
Перепад давления на фильтрах должен быть не более значения, указанного в паспорте на данный тип фильтра, или не должен превышать 2/\Р_ф, где /\Р_ф - перепад давления на фильтре на максимальном расходе, определенный на месте эксплуатации после чистки фильтра. Чистка фильтров должна проводиться не реже одного раза в три месяца с оформлением акта.
При отсутствии устройства по корректировке коэффициента преобразования объемного ПР по вязкости, вязкость нефти не должна отличаться от значений вязкости, при которых проводилась поверка объемного ПР, более чем на пределы, установленные при проведении испытаний для целей утверждения типа или метрологической аттестации в условиях эксплуатации других типов ПР;
2) учет нефти при нарушениях основных требований эксплуатации и отказах средств измерений должен проводиться в соответствии с приложением 3 к настоящим Правилам.
36. Основные требования к эксплуатации ПР:
1) при эксплуатации ПР проводят поверку и контроль метрологических характеристик;
2) во время поверки или контроля метрологических характеристик рабочих ПР учет нефти можно проводить по контрольной измерительной линии;
3) поверка ПР должна проводиться на месте эксплуатации в комплекте с элементами измерительных линий (струевыпрямителями, если они предусмотрены проектом, прямыми участками) в рабочем диапазоне расходов, в котором они эксплуатируются в СИКН;
4) коэффициент преобразования ПР может быть введен в УОИ как вручную, так и автоматически после поверки.
В зависимости от способа реализации градуировочной характеристики в УОИ коэффициент преобразования ПР представляют в виде:
1) постоянного значения во всем рабочем диапазоне расходов;
2) значений коэффициента преобразования в различных поддиапазонах расхода;
3) значений коэффициента преобразования в точках рабочего диапазона расходов;
4) в межповерочном интервале провождения контроль метрологических характеристик ПР.
При контроле метрологических характеристик ПР определяются коэффициент преобразования на месте эксплуатации при рабочих условиях в рабочем диапазоне расходов и отклонение полученного значения коэффициента преобразования от значения, установленного на вторичном приборе ПР или УОИ (хранящегося в памяти УОИ).
Контроль метрологических характеристик ПР проводится по трубопоршневой поверочной установке или контрольному ПР на месте эксплуатации через межконтрольный интервал.
Установление межконтрольного интервала ПР проводится в следующем порядке:
1) для каждой вновь вводимой СИКН, а также после реконструкции с заменой ПР определяется межконтрольный интервал ПР. Межконтрольный интервал определяется также после ремонта ПР;
2) межконтрольный интервал в зависимости от интенсивности эксплуатации ПР устанавливается либо в часах наработки либо в календарном времени (в днях или месяцах) по результатам контроля коэффициента преобразования по ТПУ;
3) при непрерывной работе ПР проводится контроль значения коэффициента преобразования в течение 30 календарных дней с интервалом 5 календарных дней и устанавливается межконтрольный интервал в 5 календарных дней;
4) межконтрольный интервал допускается устанавливать по результатам статистических данных;
5) контроль ПР, находящихся в резерве и длительное время не проходящих контроль, проводится только перед вводом их в эксплуатацию;
6) величина межконтрольного интервала вносится в формуляр СИКН;
7) установление межконтрольного интервала выполняет организация, проводящая обслуживание СИКН, согласовав с представителями сдающей и принимающей сторон.
Основные требования к эксплуатации поточных ПП:
1) поверка поточных ПП проводится по измерительному комплекту металлических напорных пикнометров или по эталонному плотномеру;
2) поверка поточных ПП проводится в лаборатории или на месте эксплуатации. Поверку поточных ПП на месте эксплуатации допускается проводить, если изменение плотности нефти в течение года не превышает 100 кг/м³;
3) после очередной поверки ПП в лаборатории перед его установкой на место эксплуатации выполняется контроль метрологической характеристики по воздушной точке;
4) для этого в блоке измерения параметров качества нефти или другом приспособленном помещении подается на ПП питание, подключается к измерительной линии плотности и проводится отсчет выходного сигнала при температуре (20 ± 5) ⁰С.
5) период колебаний выходного сигнала должен соответствовать периоду колебаний, указанному в сертификате поверки (поверка воздухом).
37. Если погрешность ПП при поверке или контроле превышает установленные пределы, он подлежит градуировке с последующей поверкой.
Градуировка поточных ПП проводится по измерительному комплекту пикнометров или по эталонному плотномеру в лаборатории или на месте эксплуатации в соответствии с нормативными документами по стандартизации.
Градуировку поточных ПП допускается проводить на месте эксплуатации, если изменение плотности нефти в течение года не превышает 100 кг/м³.
38. Контроль поточных ПП проводится один раз в 10 календарных дней методом сличения показаний рабочего ПП с результатами измерения плотности нефти эталонным плотномером в рабочих условиях при рабочем значении плотности или с показаниями резервного ПП.
Резервный ПП должен быть чистым и нефть через него должна проходить только при сличении.
Должно выполняться условие:

 (3)

где р_nn - значение плотности нефти, измеренное рабочим ПП, кг/м³;
p₀ - значение плотности нефти, измеренное эталонным плотномером резервным ПП, кг/м³;
/\_nn - предел допускаемой абсолютной погрешности рабочего ПП, кг/м³;
/\₀ - предел допускаемой абсолютной погрешности эталонного плотномера или резервного ПП, кг/м³.
При отсутствии эталонного плотномера или до оснащения СИКН резервным ПП контроль рабочих ПП проводится по результатам измерения плотности нефти аналитической лабораторией.
Не реже одного раза в 10 календарных дней показания ПП р_nn сравниваются с результатами измерения плотности нефти ареометром или лабораторным плотномером и вычисляют разность плотностей /\_pn, кг/м³, по формуле:

 (4)

где P_лn - значение плотности нефти, измеренное ареометром или лабораторным плотномером в пробе, отобранной в момент измерения р_nn, приведенное к условиям в блоке измерения параметров качества нефти, кг/м³.
Должно выполняться условие:

(5)

где /\ - погрешность метода измерения плотности ареометром или лабораторным плотномером из свидетельства о метрологической аттестации методики выполнения измерений плотности, кг/м³.
До проведения оценки погрешности метода допускается проводить контроль ПП следующим образом.
__
Определяют /\_р по формуле:

 (6)
(7)
_
где /\_р - среднее значение разностей /\_рi, за первые 30 смен после поверки ПП, проверенных на отклонение от нормы, кг/м³. При обнаружении резко выделяющихся измерений их заменяют результатами дополнительных измерений;
P_nni - значение плотности нефти, измеренное рабочим ПП в i-ую смену за первые 30 смен после поверки, кг/м³;
P_лni- значение плотности нефти, измеренное ареометром или лабораторным плотномером в пробе, отобранной в момент измерения P_лni, приведенное к условиям в блоке измерения параметров качества нефти, кг/м³.
Не реже одного раза в 10 календарных дней показания рабочего ПП сравниваются с плотностью нефти, измеренной ареометром или лабораторным плотномером, и вычисляется разность плотностей, кг/м³, по формуле:

 (8)

где P_лn - значение плотности нефти, измеренное ареометром или лабораторным плотномером в пробе, отобранной в момент измерения P_nn, приведенное к условиям в блоке измерения параметров качества нефти, кг/м³.
Должно выполняться условие:

 (9)

где /\_ар - предел допускаемой погрешности ареометра (± 0,5 кг/м³) или лабораторного плотномера, кг/м³, (берут из свидетельства о поверке).
Если условия (5) или (9) не выполняются, выясняется причина отклонения: ошибки измерений, несоблюдение условий контроля, неучтенные факторы.
При несоблюдении условий в течение трех смен подряд и в случае метрологического отказа ПП демонтируют, промывают, снова устанавливают в блоке измерения параметров качества нефти и контролируют по настоящему методу. При получении отрицательных результатов в течение двух дополнительных смен ПП подлежит внеочередной поверке.
Допускается изменение периодичности контроля по договоренности принимающей и сдающей сторон.
Для наглядности представления контроля метрологических характеристик ПП и для реализации возможности диагностики метрологических отказов рекомендуется вышеуказанные измерения заносить и сохранять в компьютере и индицировать на экране монитора в виде графиков.
39. Масса брутто нефти при отключении ПП определяется с учетом плотности нефти по лабораторным анализам объединенной пробы нефти (суточной либо за партию). При условии невозможности определения точного момента метрологического отказа или отключения ПП, плотность нефти за этот период необходимо принять по арбитражной пробе.
Масса брутто нефти (М_бр), т, при отключении ПП и при отсутствии резервного ПП вычисляется по формуле:

 (10)

где V - объем нефти, прошедшей через СИКН, м³;
Р_лn - плотность нефти, измеренная ареометром или лабораторным плотномером, приведенная к условиям измерения объема или к нормальным условиям, кг/м³.
До проведения оценки погрешности метода согласно методике выполнения измерений ареометром масса брутто нефти определяется по формуле:

 (11)

где Р_лn - плотность нефти, измеренная ареометром или лабораторным плотномером и приведенная к условиям измерения объема или к нормальным условиям без учета систематической погрешности метода, кг/м³;
/\М - поправка на массу брутто нефти, определенная по формуле:

 (12)

где К_n- поправочный множитель.
40. По косвенному объемно-массовому динамическому методу измерений, измеряют плотность и объем нефти, и результаты этих измерений приводят к нормальным условиям или результаты измерений плотности нефти приводят к условиям измерений его объема.
41. Массу нефти m₁^Д, кг, при измерениях объема нефти, проводимых с помощью ПР или счетчика жидкости, и его плотности, определяемой с помощью ПП, и последующем приведении результатов измерений объема и плотности нефти к с условиям вычисляют по формуле:

 (13)

где P₀^Д, V₀^Д - плотность и объем нефти, приведенные к нормальным условиям;
"д" - обозначение, соответствующее термину "динамическое".
42. Плотность нефти, приведенную к условиям при температуре 15 ⁰С, р^Д₁₅ , кг/м³, вычисляют по формуле:

 (14)

где P^Д_изм - плотность нефти, измеренная при температуре и давлении нефти в ПП, кг/м³;
CTL^Д_р - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем нефти, определенный для температуры нефти в ПП, вычисляемый в соответствии с нормативными документами по стандартизации;
CРL^Д_р - поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления на объем нефти, определенный для давления нефти в ПП, вычисляемый в соответствии с нормативными документами по стандартизации.
CРL^Д_р - поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления на объем нефти, определенный для давления нефти в ПП, вычисляемый в соответствии с нормативными документами по стандартизации.
43. Плотность нефти, приведенную к нормальным условиям при температуре 20 ⁰С, Р^Д₂₀, кг/м³, вычисляют по формуле:

 (15)

где ^Д₁₅ - коэффициент объемного расширения нефти при температуре 15 ⁰С, применяемый в соответствии с приложением 4 к настоящим Правилам.
44. Объем нефти, приведенный к температуре 15 ⁰С, V^Д₁₅, м³, вычисляют по формуле:

 (16)

где V^Д_изм - объем нефти, измеренный при температуре и давлении нефти в ПР или счетчике жидкости, м³;
CTL^Д_V - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем нефти, определенный для температуры нефти в ПР или счетчике жидкости, вычисляемый в соответствии с нормативными документами по стандартизации;
CPL^Д_V - поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления на объем нефти, определенный для давления в ПР или счетчике жидкости, вычисляемый в соответствии с нормативными документами по стандартизации.
45. Объем нефти V^Д₂₀, м³, приведенный к температуре 20 ⁰С, вычисляют по формуле:

 (17)

46. Массу нефти m^Д₂ , кг, при измерениях объема нефти, проводимых с помощью ПР или счетчика жидкости, и его плотности, определяемой с помощью ареометра или лабораторного плотномера в лаборатории в объединенной пробе, и последующем приведении результатов измерений объема и плотности нефти к нормальным условиям вычисляют по формуле:

 (18)

где V^Д₀ - объем нефти, приведенный к нормальным условиям, м³;
Р^Л_о - плотность нефти, приведенная к нормальной температуре, кг/м³. Значение V^Д₀, м³, определяют по формулам (16) и (17).
47. Плотность нефти, приведенную к температуре 15 ⁰С, Р^Л₁₅, кг/м³ , вычисляют по формуле:

 (19)

где Р^Л_изм - плотность нефти, измеренная с помощью ареометра в лабораторных условиях в соответствии с нормативными документами по стандартизации;
CTL^Л_Р - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем нефти, вычисляемый в соответствии с нормативными документами по стандартизации;
Плотность нефти, приведенную к температуре 20 ⁰С, р^Л₂₀ кг/м³, вычисляют по формуле:

 (20)

где ^Л₁₅ - коэффициент объемного расширения нефти температуре 15 ⁰С, принимаемый в соответствии с приложением 4 к настоящим Правилам.
Допускается плотность нефти, измеренную ареометром, приводить к плотности при нормальной температуре 20 ⁰С по таблицам согласно нормативным документам по стандартизации.
48. Массу нефти m^Д₃, кг, при измерениях объема нефти, проводимых с помощью ПР или счетчика жидкости, и его плотности, определяемой с помощью поточного ПП, и последующем приведении результатов измерений плотности нефти к условиям измерений его объема допускается вычислять по формуле:

 (21)

где V^Д_n.изм - объем нефти, измеренный при температуре и давлении нефти в ПР или счетчике жидкости, м³;
Р^Д_n.изм плотность нефти, измеренная при температуре и давлении нефти в ПП, кг/м^-3;
 - коэффициент объемного расширения нефти, принимаемый в соответствии с приложением 4 к настоящим Правилам.
Т ^Д_pn- температура нефти в ПП, ⁰С;
Р ^Д_Vn - температура нефти в ПР или счетчике жидкости, ⁰С;
 - коэффициент сжимаемости нефти, принимаемый в соответствии с приложением 4 к настоящим Правилам.
Р^Д_Pn, - избыточное давление нефти в ПП, МПа;
V^Д_Vn - избыточное давление нефти в ПР или счетчике жидкости, МПа.
49. Массу нефти m₄^д, кг, при измерениях объема нефти, проводимых с помощью ПР или счетчика жидкости, и плотности, определяемой с помощью ареометра в соответствии с нормативными документами в объединенной пробе или с помощью лабораторного плотномера, и последующем приведении результатов измерений плотности нефти к условиям измерений его объема допускается вычислять по формуле:

 (22)

где Р^Л_изм - плотность нефти, измеренная в лаборатории при температуре Т^Л_Р кг/м³;
 - коэффициент объемного расширения нефти, принимаемый в соответствии с приложением 4 к настоящим Правилам.
 - коэффициент сжимаемости нефти, принимаемый в соответствии с приложением 4 к настоящим Правилам.
P_v - избыточное давление нефти при измерениях ее объема, МПа;
В случае измерений плотности с помощью лабораторного плотномера его принимают равным единице.
50. Формулы (21), (22) применяют при разности температур при измерениях плотности и объема нефти не более 15 ⁰С. При разности температур при измерениях плотности и объема нефти более 15 ⁰С вычисления проводят в соответствии с пунктом 57 настоящих Правил.
51. По косвенному методу статических измерений измеряют объем и плотность нефти в мерах вместимости или мерах полной вместимости и результаты этих измерений приводят к нормальным условиям или результаты измерений плотности нефти приводят к условиям измерений ее объема.
52. Массу нефти m^c₁, кг, при измерениях объема нефти в мерах вместимости и мерах полной вместимости и плотности нефти с помощью ПП или в лаборатории в объединенной или точечной пробе и последующем приведении результатов измерений объема и плотности нефти к нормальному условию по температуре вычисляют по формуле:

 (23)

где Р^с₀, V^с₀ - плотность и объем нефти, приведенные к нормальному условию по температуре;
"с" - обозначение, соответствующее термину "статическое".
Плотность нефти, приведенную к температуре 15 ⁰С, р ^с₁₅, кг/м³, вычисляют по формуле:

 (24)

где р^с_изм - плотность нефти, измеренная с помощью ареометра в лаборатории с помощью ареометра в соответствии с нормативными документами по стандартизации или с помощью ПП, кг/м³;
CTL^с_р - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем нефти, определенный для температуры нефти в лаборатории или в ПП, вычисляемый в соответствии с нормативными документами по стандартизации.
53. Плотность нефти, приведенную к температуре 20 ⁰С, кг/м, вычисляют по формуле:

 (25)

54. Объем нефти, приведенный к температуре 15⁰С, V^с_15, м³, вычисляют по формуле:

₍₂₆₎

где V₂₀ - объем нефти в мере вместимости на измеряемом уровне Н, определяемый по градуировочной таблице меры вместимости, составленной при температуре 20 ⁰С в соответствии с нормативными документами по стандартизации с учетом изменения уровня нефти относительно указателя уровня, м³. Данные градуировочных таблиц соответствуют температуре стенки мер вместимости, равной 20 ⁰С;
к_СТ - температурный коэффициент линейного расширения материала стенки меры вместимости, значение которого принимают равным 12,5^.10^-6 1/⁰С для стали и 10^.10^-6 1/⁰С для бетона;
K_S - температурный коэффициент линейного расширения материала средства измерений уровня нефти (например измерительной рулетки с грузом, метроштока, уровнемера поплавкового типа и другие). Его значения принимают равными:
для нержавеющей стали - 12,5^.10^-6 1/⁰С;
для алюминия - 23^.10^-6 1/⁰С.
В случае необходимости при использовании уровнемеров других типов вводят температурные поправки к измеренному уровню нефти, при этом значение коэффициента K_S принимают равным нулю;
Т_ст - температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре нефти в мере вместимости Т^с_v, ⁰С;
CTL^с_v - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем нефти, определенный для температуры нефти в мере вместимости или в мере полной вместимости, вычисляемый в соответствии с нормативными документами по стандартизации.
55. Объем нефти, приведенный к нормальной температуре 20 ⁰С, вычисляют по формуле:

 (27)

56. Плотность нефти при проведении учетных операций приводится к плотности при нормальной температуре 20 ⁰С в соответствии с нормативными документами по стандартизации.
57. Массу нефти m^С_Л, кг, при приведении плотности нефти, измеренной в лаборатории, к условиям измерений объема нефти в мере вместимости или мере полной вместимости допускается вычислять по формуле:

 (28)

где Р^Лизм - плотность нефти, измеренная в лаборатории ареометром в соответствии с нормативными документами по стандартизации при температуре Т^л_р, кг/м³;
 - коэффициент объемного расширения нефти, принимаемый в соответствии с приложением 4 к настоящим Правилам.
58. Формула (28) применяется при разности температур Т^Л_Р и Т_ст не более 15 ⁰С.
59. По косвенному методу, основанному на гидростатическом принципе, массу нефти m^С₂, кг, при измерениях гидростатического давления столба нефти в мерах вместимости вычисляют по формуле:

 (29)

где Р - гидростатическое давление столба нефти, Па;
S_cp - средняя площадь поперечного сечения наполненной части меры вместимости, м²;
g - ускорение силы тяжести, м/с².
60. Среднюю площадь S_ср, м²,вычисляют по формуле:

 (30)

где V₂₀ - объем нефти в мере вместимости на измеряемом уровне Н, определяемый по градуировочной таблице меры вместимости, м³;
К_ст - температурный коэффициент линейного расширения стенки меры вместимости, значение которого принимают равным 12,5^.10^-6 1/⁰С;
Т_ст - температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре нефти в мере вместимости, ⁰С.
61. Массу нефти m₀, кг, принятого в меру вместимости или отпущенного из нее, определяют как абсолютное значение разности масс нефти по формуле:

 (31)

где т_i, m_i+1 - массы нефти, вычисленные по формуле (12) в начале и конце операции соответственно.
62. Массу нетто товарной нефти т_Н, кг, вычисляют по формуле:

 (32)

где т - масса брутто товарной нефти, кг;
m - Масса балласта, кг, вычисляемая по формуле:

 (33)

где W_M.B в - массовое содержание воды в товарной нефти, %;
W_X,C - массовое содержание хлористых солей в товарной нефти, %;
W_M,П - массовое содержание механических примесей в товарной нефти, %.
63. Массовое содержание воды в товарной нефти определяется в соответствии с нормативными документами по стандартизации. Массовое содержание воды в товарной нефти допускается измерять с помощью поточного влагомера.
64. Массовое содержание хлористых солей в товарной нефти определяется в соответствии с нормативными документами по стандартизации. Массовое содержание хлористых солей в товарной нефти допускается измерять с помощью поточного солемера.
65. Массовое содержание механических примесей в товарной нефти определяется в соответствии с нормативными документами по стандартизации. Массовое содержание механических примесей в товарной нефти допускается измерять с помощью поточного анализатора.

5.2. Измерение и взвешивание массы брутто нефти косвенным
объемно-массовым статическим методом

66. Данным методом определяется масса нефти по ее объему, плотности и температуре в резервуарах. Объем нефти определяется с помощью градуировочных таблиц, средств измерений уровня.
67. Состав СИКН, используемый при объемно-массовом статическом методе приведен в приложении 5 к настоящим Правилам.
68. Измерение объема, плотности и температуры нефти должно осуществляться в следующем порядке:
1) Уровень общего объема жидкости в резервуарах измеряют стационарными уровнемерами или вручную измерительной рулеткой с грузом.
Измерение уровня рулеткой осуществляется в следующей последовательности.
Проверяется базовая высота как расстояние по вертикали от днища в точке касания груза измерительной рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки измерительного люка. Полученный результат сравнивается с известной (паспортной) величиной базовой высоты, нанесенной на резервуаре. Если базовая высота (Н_б) отличается от полученного результата более, чем на 0,1 %, необходимо выяснить причину изменения базовой высоты и устранить ее.
На период, необходимый для выяснения и устранения причин изменения базовой высоты, разрешается измерения уровня нефти проводить по высоте пустоты резервуара.
Лента рулетки с грузом медленно опускается до касания лотом днища или опорной плиты (при наличии), не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование и сохраняя спокойное состояние поверхности нефти, не допуская волн.
Лента рулетки поднимается вверх строго вертикально, не допуская смещения в сторону, чтобы избежать искажения линии смачивания на измерительной ленте.
Отсчет по ленте рулетки проводится до 1 мм сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком.
Для измерения высоты пустоты рулетка с грузом опускается ниже уровня нефти. Первый отсчет (верхний) берется по рулетке на уровне риски планки замерного люка. Для облегчения измерения и расчетов высоты пустоты рекомендуется при проведении измерения совмещать отметку целых значений метра на шкале рулетки с риской планки замерного люка. Затем рулетка поднимается строго вверх без смещения в стороны и берется отсчет на месте смоченной части ленты (или лота) нефтью (нижний отсчет).
Высота пустоты находится как разность верхнего и нижнего отсчетов по рулетке.
Уровень нефти в резервуаре определяется вычитанием полученного значения из паспортной величины базовой высоты (высотного трафарета) для данного резервуара.
Измерение уровня общего объема жидкости в каждом резервуаре проводится дважды. Если результаты измерений отличаются на 1 мм, то в качестве результата измерения уровня принимается их среднее значение. Если полученное расхождение измерений более 1 мм, измерения повторяются еще дважды и берется среднее по трем наиболее близким измерениям.
Затем по градуировочной таблице на данный резервуар вычисляется общий объем жидкости в резервуаре.
Ленту рулетки до и после измерений необходимо протереть мягкой тряпкой насухо.
Измерение уровня подтоварной воды в резервуарах проводят при помощи водочувствительной ленты или пасты в следующей последовательности.
Водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к поверхности лота с двух противоположных сторон.
Водочувствительную пасту наносят тонким слоем (0,2-:-0,3) мм на поверхность лота полосками с двух противоположных сторон.
Рулетка с лотом с водочувствительной пастой или с прикрепленной водочувствительной лентой при определении уровня подтоварной воды выдерживается в резервуаре неподвижно в течение 2-3 минут, когда водочувствительный слой полностью растворится и грань между слоями воды и нефти будет резко выделена.
2) Измерение уровня подтоварной воды в резервуаре проводится в последовательности, описанной в подпункте 1) настоящего пункта.
Измерение уровня подтоварной воды необходимо повторить, если на ленте или пасте оно обозначается нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, что указывает на наклонное положение лота при выполнении измерений.
Размытая грань является следствием отсутствия резкой границы раздела между водой и нефтью и свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае необходимо измерение повторить после отстоя и расслоения эмульсии.
Измерив уровень подтоварной воды с помощью водочувствительной ленты или пасты, по градуировочной таблице резервуаров находят объем подтоварной воды.
Измерение уровня нефти и подтоварной воды может производиться другим способом, например, при помощи электронных рулеток.
Для определения фактического объема нефти нужно из объема, соответствующего уровню наполнения резервуара, вычесть объем подтоварной воды.
При отборе объединенной пробы стационарными пробоотборниками в один прием определяют среднюю температуру нефти путем измерения температуры этой пробы термометром.
При отборе точечных проб температура нефти в пробе определяется в течение 1-3 минут после отбора пробы, при этом переносной пробоотборник выдерживается на уровне отбираемой пробы не менее 5 минут. Термометр погружают в нефть на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживают в пробе до принятия столбиком ртути постоянного положения.
Средняя температура нефти рассчитывается по температуре точечных проб, используя соотношение для составления объединенной пробы из точечных.
Допускается измерять температуру нефти преобразователем температуры, входящим в состав переносного плотномера, с одновременным измерением плотности или электронных рулеток с одновременным измерением уровня.
69. Масса брутто нефти в резервуаре вычисляется по формуле:

 (34)

где р_н - плотность нефти при температуре измерения объема в резервуаре, кг/м³;
V_н - объем нефти, м³, определенный по градуировочной таблице резервуара в соответствии с результатами измерения общего уровня жидкости в резервуаре в соответствии с подпунктом 1) пункта 68 настоящих Правил и уровня подтоварной воды, измеренной в соответствии с подпунктом 2) пункта 68 настоящих Правил, вычисленной по формуле:

 (35)

где К_р - поправочный коэффициент на изменение объема нефти V_H в зависимости от температуры стенки резервуара;
V_ж - общий объем жидкости, м³;
V_B - объем воды, м³.
70. При откачке резервуара объем сданной партии нефти определяется как разница первоначального объема и объема остатка в резервуаре.
Если при измерении объема остатка температура в резервуаре отличается от температуры нефти в момент измерения первоначального уровня на ± 2 ⁰С, то объем сданной нефти вычисляют по формуле:

 (36)

где V_н1 - объем нефти до начала откачки, измеренный при температуре t₁ м³;
V_н2 - объем остатка, измеренный при температуре t₂, м³;
 - коэффициент объемного расширения нефти при температуре t₂, принимаемый в соответствии с приложением 4 к настоящим Правилам.
Масса сданной партии нефти вычисляется по формуле (34), где значение плотности нефти определяется для температуры t₁.
Соответственно, при приеме нефти в резервуаре объем принятой нефти вычисляется по формуле:

 (37)

где V_H2 - объем нефти в резервуаре по окончании процесса закачки и отстоя нефти, измеренный при температуре t₂, м³;
 - коэффициент объемного расширения нефти при температуре t₁ принимаемый в соответствии с приложением 4 к настоящим Правилам. Плотность нефти в этом случае определяется при температуре t₂.

5.3. Измерение и взвешивание массы нефти косвенным методом,
основанном на гидростатическом принципе

71. При косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе, массу нефти m^c₂, кг, при измерениях гидростатического давления столба нефти в мерах вместимости вычисляют по формуле:

 (38)

где Р - гидростатическое давление столба нефти, Па;
S_cp - средняя площадь поперечного сечения наполненной части меры вместимости, м²;
g - ускорение силы тяжести, м/с².
Среднюю площадь S_cр, м², вычисляют по формуле:

 (39)

где V₂₀ - объем нефти в мере вместимости на измеряемом уровне Н, определяемый по градуировочной таблице меры вместимости, м³;
К_ст - температурный коэффициент линейного расширения стенки меры вместимости, значение которого принимают равным 12,5х10^-6 1/⁰C;
Т_ст - температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре нефти в мере вместимости, ⁰С.
Массу нефти m₀, кг, принятой в меру вместимости или отпущенной из нее, определяют как абсолютное значение разности масс нефти по формуле:

 (40)

где mi, mi+1 - массы нефти, вычисленные по формуле (20) в начале и конце операции соответственно.

 (41)

где р^с₀, V^c₀ - плотность и объем нефти, приведенные к нормальным условиям по температуре (обозначение "с" соответствует термину "статическое").
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти при косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе, вычисляют по формуле:

 (42)

где ^{Р, Н} - относительные погрешности измерений гидростатического давления и уровня нефти, %;
К - относительная погрешность составления градуировочной таблицы меры вместимости, %.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти при проведении учетных операций moc, %, вычисляют по формулам:

где  (43)

где - относительные погрешности измерений гидростатического давления, соответствующие измеряемым уровням наполнения меры вместимости H_i, H_i+1, %.
Относительные погрешности измерений величин, входящие в формулу (43), определяют с учетом инструментальной, методической и других составляющих погрешности измерений массы нефти.
Значения пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти, определяемые по формуле (43), не должны превышать значений, установленных в Главе 2 настоящих Правил.

6. Определение массы нетто нефти

72. При учетных операциях масса нетто нефти определяется по формуле:

 (44)

где m - масса балласта, т;
 - массовая доля воды в нефти, %;
 - массовая доля механических примесей в нефти, %;
 - массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисленная по формуле:

 (45)

где - концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³ (г/м³);
р - плотность нефти при температуре определения массы брутто, кг/м³.
Если определяется не массовая, а объемная доля воды в нефти, массовую долю вычисляют по формуле:

 (46)

где - объемная доля воды в нефти, %;
Р_в - плотность воды при температуре определения объема нефти, кг/м³.

7. Оформление результатов измерений

73. Результаты измерений объема по измерительным линиям, объема по СИКН и массы брутто нефти записывают в журнале регистрации показаний средств измерений СИКН, форма которого приведена в приложении 6 к настоящим Правилам, считывая с дисплея или электромеханических счетчиков через интервалы времени, установленные в договорах на поставку нефти, а также при каждой остановке и возобновлении перекачки нефти.
74. Результаты измерений плотности, температуры, содержания воды, хлористых солей, механических примесей, давления насыщенных паров, а также плотность, приведенную к нормальным условиям измерения, и другие показатели качества нефти, определенные договорными отношениями между сдающей и принимающей сторонами, заносят в Паспорт качества нефти, форма которого утверждается уполномоченным органом по техническому регулированию и метрологии.
В случае применения поточных анализаторов качества нефти, результаты выводятся на печатающее устройство с интервалом выдачи распечаток, установленным сдающей и принимающей сторонами.
75. На основании записей в (фискальных отчетах УОИ) Журнале регистрации показаний средств измерений СИКН (несбрасываемые счетчики) и Паспорта качества нефти оформляют акт приема-сдачи нефти согласно приложению 7 к настоящим Правилам. Паспорт качества нефти, а в случае применения поточных анализаторов качества нефти - распечатка результатов измерения поточными анализаторами качества нефти, являются неотъемлемой частью акта приема-сдачи нефти.
Акты приема-сдачи нефти оформляются в количестве, достаточном для обеих сторон, но не менее чем в трех экземплярах.
76. Документы, перечисленные в пунктах 73, 74, 75 настоящих Правил, могут вестись и на электронных носителях.
77. Должностные лица, ответственные за прием-сдачу нефти, составление и подписание приемо-сдаточных документов, назначаются приказами руководителей сдающей и принимающей сторон.
Образцы подписей ответственных лиц за прием-сдачу нефти хранят в бухгалтериях сдающей и принимающей сторон.

Приложение 1
к Правилам измерения и взвешивания
нефти, добытой недропользователем на
контрактной территории

Перечень
документов, обязательных к наличию для СИКН

1. Акт (копия акта) ввода СИКН в промышленную эксплуатацию.
2. Копия экспертного заключения на проект СИКН.
3. Формуляры на СИКН и средств измерений, входящие в состав СИКН.
4. Протоколы поверки средств измерений, входящих в состав СИКН.
5. Сертификат о поверке средств измерений, входящих в состав СИКН.
6. Протоколы поверки (определения суммарной погрешности) СИКН.
7. Сертификат о поверке СИКН (определение суммарной погрешности СИКН).
8. Выписка из графиков поверок средств измерений, входящих в состав СИКН.
9. Журнал контроля метрологических характеристик средств измерений, входящих в состав СИКН (возможно в электронном виде).
10. Графики контроля метрологических характеристик средств измерений, входящих в состав СИКН.
11. Графики проведения Т0-1, Т0-2, Т0-3.
12. Инструкция по эксплуатации.
13. Журнал технического обслуживания.
14. Журнал регистрации показаний средств измерений СИКН (возможно его отсутствие, если имеется возможность сохранения трендов показаний средств измерений).
15. Акты (донесения) об отказах технологического оборудования средств измерений, входящих в состав СИКН.
16. Акты отключения СИКН.
17. Должностные инструкции на персонал, ответственный за эксплуатацию СИКН.

Приложение 2
к Правилам измерения и взвешивания
нефти, добытой недропользователем на
контрактной территории

Рекомендуемый состав СИКН и пределы допускаемой
погрешности с применением прямого динамического метода

№ п/п	Наименование средств измерений и оборудования, входящих в состав СИКН	Предел допускаемой погрешности	Примечание
1	2	3	4
1	Основные средства измерений и оборудование
2	Массомер	± 0,25 %
3	Манометр	кт. 1.0
4	Фильтр
5	Задвижки
6	Пробозаборное устройство
7	Пробоотборник автоматический
8	Пробоотборный кран для ручного отбора пробы
9	Блок управления пробоотборником
10	Дополнительные средства измерений и оборудование
11	Массомер резервный	± 0,25 %
12	Массомер контрольный	± 0,20 %	При наличии по проекту
13	Преобразователь давления на измерительной линии	± 0,6 %
14	Плотномер	± 0,3 кг/м3
15	Влагомер	± 0,1 % (абс. ед.)	При наличии по проекту
16	Преобразователь температуры в блоке измерений параметров качества нефти (далее - БИК)	± 0,2 0С
17	Преобразователь давления в БИК	± 0,6 %
18	Устройство обработки информации	± 0,05 %
19	Регулятор давления
20	Регулятор расхода
21	Датчик контроля загазованности
22	Датчик контроля наличия свободного газа		При наличии по проекту
23	Устройство для измерения остаточного газосодержания (растворенного газа)		При наличии по проекту
24	Преобразователи температуры на измерительных линиях	± 0,2 0С

Приложение 3
к Правилам измерения и взвешивания
нефти, добытой недропользователем на
контрактной территории

Порядок учета нефти при отклонениях
и отказах средств измерений СИКН

СИКН включена в работу "__" ________ 20_ г. в _____ часов
Представитель предприятия сдающей стороны
_____________________________ _____________
ФИО

1. Порядок учета нефти при отключениях или отказах средств измерений и оборудования, входящих в состав СИКН, приведен ниже в таблице:

№ п/п	Средства измерений и оборудования, подвергающиеся отключениям и отказам	Учет нефти по резервным средствам измерений и оборудованию	Учет нефти по СИКН с одновременным ремонтом (заменой) отдельных элементов	Учет нефти по резервной схеме
1	2	3	4	5
1.	ПР	+		+
2.	Фильтры	+
3.	Струевыпрямители	+
4.	Задвижки (задвижки с электроприводом, шаровые краны с электроприводом)	+
5.	Манометры		+
6.	Регулятор давления		+ (при возможности ручного регулирования требуемого давления)
7.	Регулятор расхода		+
8.	Преобразователи давления		+
9.	Преобразователи температуры		+
10.	БИК
11.	ПП поточные	+	+
12.	Преобразователи вязкости поточные	+	+
13.	Преобразователь влагосодержания поточный		+
14.	Преобразователь солесодержания поточный		+
15.	Преобразователь серосодержания поточный		+
16.	Преобразователи давления		+
17.	Термометры		+
18.	Циркуляционные насосы	+	+
19.	Пробоотборник автоматический		+
20.	Расходомер		+
21.	Контрольное устройство загазованности		+
22.	УОИ	+ (при наличии резервного)	+ (при наличии вторичных приборов ПР или электромехани- ческих счетчиков)	+ (при отсут- ствии резервных и вторичных приборов ПР)
23.	Вторичные приборы ПР	+
24.	Суммирующий прибор		+
25.	Устройство по корректировке коэффициента преобразования ТПР по расходу и вязкости		+

Примечание:
1. Дополнительно к отказам, указанным в данной таблице, переход на резервную линию осуществляется в случае повышения перепада давления на фильтрах более значения, указанного в паспорте на данный тип фильтра.
2. При отсутствии резервного ПП масса брутто нефти определяется по результатам лабораторного анализа плотности с учетом поправки метода, взятой из свидетельства о метрологической аттестации методики выполнения измерений плотности нефти ареометром или лабораторным
___
плотномером или коэффициента К_р.
3. При отсутствии резервного преобразователя вязкости, вязкость определяется лабораторным вискозиметром и результаты вводятся в УОИ.
4. Переход на резервную схему учета нефти осуществляют в случаях:
1) одновременного отказа ПР (фильтров или струевыпрямителей) на рабочей и резервной линиях или нескольких рабочих линий, если расход через оставшиеся в работе линии превышает допустимые пределы рабочего диапазона ПР;
2) отказ УОИ и отсутствия вторичных приборов ПР;
3) отклонения значения вязкости при отсутствии устройства по корректировке коэффициента преобразования ТПР по вязкости и при отказе УОИ с коррекцией коэффициента преобразования ТПР по вязкости;
4) падения давления на выходе СИКН ниже определенного настоящим методом и невозможности установления до нормируемого значения;
5) срабатывания датчика контроля наличия свободного газа;
6) реконструкций и проведения плановых работ по обслуживанию, связанных с остановкой СИКН, по согласованию со сдающей и принимающей сторонами;
7) отключения электроэнергии (при отсутствии резервирования электроснабжения);
8) наличия утечек нефти через задвижки (или отказ), находящиеся на трубопроводе СИКН;
9) аварийных ситуаций, при которых эксплуатация СИКН невозможна (пожар и т.д.).
5. Отсутствие дополнительных средств измерений не является причиной перехода на резервную схему учета нефти.
6. При отказе одной из рабочих измерительных линий поток нефти переключают на резервную измерительную линию, работающую линию закрывают, нефть дренируют, закрытые задвижки проверяют на герметичность. В журнале регистрации показаний средств измерений СИКН записывают время отключения неисправной и время включения резервной линии.
7. Если между отказом рабочей измерительной линии и переходом на резервную имеется перерыв, то количество нефти за этот промежуток времени, а также за период перехода определяют расчетно исходя из фактических параметров потока (давление, температура), количества работающих насосных агрегатов, а также при неизменной плотности нефти за предыдущие сутки.
8. При отказе преобразователей давления и температуры, установленных на измерительных линиях, давление и температуру измеряют с помощью манометров и термометров и результаты измерений в УОИ вводят вручную.
9. Порядок перехода на резервную схему учета нефти (резервная СИКН или определение количества нефти по резервуарам).
10. Решение о переходе на резервную схему учета принимают представители предприятий сдающей и принимающей сторон, о чем уведомляют вышестоящие организации предприятий сдающей и принимающей сторон, а также подрядную организацию, осуществляющую техническое обслуживание СИКН в срок не более суток.
11. В журнале регистрации показаний средств измерений СИКН записывают время отключения, показания УОИ (результаты измерений на бланках регистрации) СИКН, производят лабораторный анализ пробы нефти, отобранной автоматическим пробоотборником, и оформляют акт приема-сдачи нефти за период с момента составления предыдущего акта приема-сдачи нефти до момента отключения СИКН.
12. До включения СИКН в работу количество нефти определяют по резервной схеме, согласованной предприятиями сдающей и принимающей сторон для каждой СИКН и приведенной в "Инструкции по эксплуатации СИКН".
13. При отключениях СИКН составляют в трех экземплярах акт по ниже приведенной форме.
14. Акт по одному экземпляру хранится у предприятий сдающей и принимающей сторон и в подрядной организации, осуществляющей техническое обслуживание СИКН в течение 12 месяцев.
15. При отказе основной и резервной схем учета прием и сдача нефти должны осуществляться способом, регламентированным соглашением сторон.
16. Порядок определения количества нефти при повреждении клейм или пломб.
17. При сдаче и приеме каждой смены ответственные представители принимающей-сдающей сторон должны проверить сохранность клейм и пломб, а также сделать соответствующую отметку в журнале.
18. При обнаружении повреждений клейм или пломб ответственные представители принимающей-сдающей сторон ставят в известность диспетчерские службы предприятий принимающей и сдающей сторон.
19. При обнаружении повреждений поверительных клейм на ПР, приборах качества и УОИ проводят контроль метрологических характеристик.
20. В случае получения положительных результатов контроля, комиссионно представители сдающей-принимающей сторон принимают решение о возможности проведения учетных операций и вызывают поверителя для проведения внеочередной поверки.

Приложение 4
к Правилам измерения и взвешивания
нефти, добытой недропользователем на
контрактной территории

Таблица значений коэффициентов объемного
расширения нефти х 10³, С^-1

Плот- ность, кг/м3	Температура нефти, 0С
	0,005 - 4,99	5,00 - 9,99	10,00 - 14,99	15,00 - 19,99	20,00 - 24,99	25,00 - 29,99	30,00 - 34,99	35,00 - 39,99	40,00 - 44,99	45,00 - 49,00	50,00 - 54,99	55,00 - 59,99
815,00- 819,990	0,923	0,921	0,920	0,918	0,916	0,914	0,912	0,910	0,908	0,906	0,904	0,902
820,00- 824,990	0,911	0,910	0,908	0,907	0,905	0,903	0,901	0,899	0,898	0,896	0,893	0,891
825,00- 829,990	0,900	0,899	0,897	0,896	0,894	0,892	0,891	0,889	0,887	0,885	0,883	0,881
830,00- 834,990	0,890	0,888	0,887	0,885	0,883	0,882	0,880	0,878	0,876	0,874	0,873	0,871
835,00- 839,990	0,879	0,878	0,876	0,875	0,873	0,871	0,80	0,868	0,866	0,864	0,862	0,860

Таблица значений коэффициентов сжимаемости нефти х 10³, МПа^-1

Плот- ность, кг/м3	Температура нефти, 0С
	0,005 - 4,99	5,00 - 9,99	10,00 - 14,99	15,00 - 19,99	20,00 - 24,99	25,00 - 29,99	30,00 - 34,99	35,00 - 39,99	40,00 - 44,99	45,00 - 49,00	50,00 - 54,99	55,00 - 59,99
815,00- 819,990	0,767	0,781	0,795	0,810	0,824	0,838	0,852	0,866	0,880	0,894	0,908	0,922
820,00- 824,990	0,754	0,768	0,782	0,796	0,810	0,824	0,838	0,852	0,865	0,879	0,892	0,906
825,00- 829,990	0,742	0,755	0,769	0,783	0,797	0,810	0,824	0,837	0,851	0,864	0,877	0,890
830,00- 834,990	0,730	0,743	0,757	0,770	0,784	0,797	0,810	0,823	0,837	0,850	0,863	0,876
835,00- 839,990	0,718	0,732	0,745	0,758	0,771	0,784	0,797	0,810	0,823	0,836	0,849	0,861

Приложение 5
к Правилам измерения и взвешивания
нефти, добытой недропользователем на
контрактной территории

Рекомендуемый состав СИКН и пределы допускаемой погрешности
с применением объемно-массового статического метода

№ п/п	Наименование средств измерений и оборудования, используемых при объемно-массовом статическом методе	Предел допускаемой погрешности
1.	Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические вместимостью от 100 м3 до 200 м3	-
2.	Резервуары стальные вертикальные цилиндрические при измерении объема, жидкости	-
3.	Резервуары железобетонные цилиндрические	-
4.	Уровнемеры стационарные или рулетки измерительные с грузом, измеритель межфазного уровня ММС (электронная рулетка)	± 4 мм
5.	Плотномер лабораторный или переносной или ареометры с ценой деления шкалы 0,5 кг/м3	± 1 кг/м3
6.	Термометры или преобразователи температуры	± 0,2 0С
7.	Датчики гидростатического давления	-
8.	Пробоотборники	-
9.	Системы гидрометрирования

Приложение 6
к Правилам измерения и взвешивания
нефти, добытой недропользователем на
контрактной территории

Форма журнала регистрации показаний средств
измерений СИКН

СИКН № _________
_______________________________
АО, ТОО, РНУ, НГДУ и НПЗ
Предприятие (владелец) ___________
ПСП (приемо-сдаточный пункт) ___________

ЖУРНАЛ
регистрации показаний средств измерений СИКН

№ п/п	Дата	Время ч. мин.		Результаты измерений объема и массы брутто нефти (показания УОИ или вторичных приборов ПР)
		начало	оконч.	объем, м3		масса брутто
				начало	конец	начало	конец
1	2	3	4	5	6	7	8

продолжение таблицы

№ п/п	Количество нефти		Средняя температура нефти за интервал, 0С		Среднее давление за интервал, МПа		Примеча- ние
	объем,	масса	в ПР	в БИК	в ПР	в БИК
	м3	брутто, т
1	9	10	11	12	13	14	15

Итого за смену масса брутто нефти (прописью)
_____________________________________________
Итого за сутки масса брутто нефти (прописью)
_____________________________________________
Операторы предприятия, сдающего нефть
Сдал смену ______________________________________________
Ф.И.О. подпись
Принял смену ____________________________________________
Ф.И.О. подпись
Операторы предприятия, принимающего нефть
Сдал смену ______________________________________________
Ф.И.О. подпись
Принял смену ____________________________________________
Ф.И.О. подпись

Приложение 7
к Правилам измерения и взвешивания
нефти, добытой недропользователем
на контрактной территории

АКТ ПРИЕМА-СДАЧИ НЕФТИ ИЗ НЕФТЕПРОВОДА
___________________________________
(наименование предприятия)
"__" ___________ 20___ г.
Комиссия в составе: представителей сдающей и принимающей стороны
___________________________________________________________________
(фамилия, имя, отчество и должность)
осуществили прием-сдачу нефти, которая поступила
трубопроводом к резервуарам:

Наиме- нова- ние, группа нефти	Время начала закач- ки	Время завер- шения закачки	№ ре- зер- вуа- ра	Результаты измерения в резервуарах				Плот- ность нефти, кг/м3	Темпе- ратура нефти, 0С	Масса нефти, кг	Масса приня- той- сданной нефти, кг
					Уровень, мм	Объем, м3
					Общий	Всего	в том числе:
							Нефти
				К началу закачки
				После закачки

Сдал ________________ Масса принятой нефти ________________
(подпись) (прописью)
Принял _______________ Представитель от руководства предприятия ____
(подпись)