ИПС "Әділет"

Ескерту. Бұйрықтың күші жойылды – ҚР Энергетика министрінің 05.05.2018 № 163 (29.06.2018 бастап қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

"Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" Қазақстан Республикасының 2010 жылғы 24 маусымдағы Заңының 18-бабының 10) тармақшасына сәйкес БҰЙЫРАМЫН:

1. Қоса берілген Жер қойнауын пайдаланушы келісімшарттық аумақта өндірген мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу қағидалары бекітілсін.

2. Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Мұнай өнеркәсібін дамыту департаменті Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен:

1) Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде осы бұйрықтың мемлекеттік тіркелуін;

2) Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелгенінен кейін күнтізбелік он күн ішінде осы бұйрықты мерзімді баспасөз басылымдарында және "Әділет" ақпараттық құқықтық жүйесінде ресми жариялауға жолдануын;

3) осы бұйрықты Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің ресми интернет-ресурсында және мемлекеттік органдардың интранет-порталында орналастыруын;

4) осы бұйрықты Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелгенінен кейін он жұмыс күні ішінде Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Заң қызметі департаментіне осы тармақтың 2) және 3) тармақшаларымен көзделген іс-шаралардың орындалуы туралы мәліметтерді ұсынуды қамтамасыз етсін.

3. Осы бұйрықтың орындалуын бақылау жетекшілік ететін Қазақстан Республикасының энергетика вице-министріне жүктелсін.

4. Осы бұйрық алғашқы ресми жарияланғанынан кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізілсін.

Министр

В. Школьник

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасының

Инвестициялар және даму министрі

______________ Ә. Исекешев

2015 жылғы 31 наурыз

Қазақстан Республикасы
Энергетика министрінің
2015 жылғы 23 ақпандағы
№ 133 бұйрығымен
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) "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" Қазақстан Республикасының 2010 жылғы 24 маусымдағы Заңының 18-бабының 10) тармақшасына сәйкес әзірленді.

2. Қағида жер қойнауын пайдаланушы келісімшарттық аумақта өндірген мұнай массасы мен салмағын өлшеу әдістерін айқындайды.

3. Осы Қағидада мынадай негізгі ұғымдар пайдаланылады:

1) төрелiк сынама – төрелiк талдау үшiн пайдаланылатын бақылау сынамасы;

2) бақылау өлшеу сызығы – жұмыстағы шығыс түрлендiргiштерiнiң (бұдан әрі – ШТ) метрологиялық сипаттамаларын бақылау үшiн қолданылатын өлшеу сызығы;

3) бақылауаралық интервал – өлшеу құралдарының метрологиялық сипаттамаларын тексеру кезiнде анықталған мәндерден ауытқуын анықтау үшiн жүргiзiлетiн екi кезектi бақылау актiсiнiң 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 көлемiнiң және сапа көрсеткіштерінің өлшемдерi жүйесiмен (бұдан әрi – МКӨЖ) пайдаланудың қалыпты режимiнде жұмыс iстейтiн өлшеу сызығы;

7) қалыпты жағдайлар – қоршаған орта температурасы 20⁰С (293,15 ⁰К), атмосфералық қысым 760 мм рт. б. (101325 Н/м²);

8) метрологиялық сипаттамаларды бақылау – тексерулер арасындағы кезеңде өлшеу құралдарының метрологиялық сипаттамалары мәндерiнiң нақты мәндерден немесе соңғы тексеру кезiнде айқындалған мәндерден ауытқуын айқындау және өлшеу құралдарының одан әрi пайдалануға жарамдылығын белгiлеу;

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 көлемiнiң және сапа көрсеткіштерінің өлшемдерi жүйесi (бұдан әрi – МКӨЖ) – өлшеу құралдарының, тығыздықты түрлендіргіштің (бұдан әрі – ТТ), ылғал мөлшерiн, тұз мөлшерiн, тұтқырлықты, температураны, қысымды, масса өлшеуiштердi түрлендiргiштердiң), өлшеу нәтижелерiн өңдеу, сақтау, индикациялау және тiркеу құрылғыларының, өлшеуiш ақпаратының дабылдарын автоматты және қолмен өңдеу үшiн қолайлы нысанда өңдеуге арналған технологиялық және қосалқы жабдықтардың (құбыржолдардың, сүзгiлердiң, сорғылардың, сынама iрiктегiштiң, бекiтушi және реттеушi 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 түрлендiргiштен немесе қысымды және температураны өлшеу құралдарымен, ысырмалармен және сүзгiлермен жарақтандырылған құбыржолдардың тiк сызықты учаскелерi бар масса өлшеуiштен тұратын МКӨЖ қонструкциясының бөлiгi;

15) резервтiк есепке алу схемасы – негізгі схема – мұнай санын және мұнай сапасының көрсеткіштерін өлшеу жүйесі істемей қалған кезде мұнай массасын өлшеу үшін қолданылатын жүйе;

16) резервтiк өлшеу сызығы – қажет жағдайда жұмысқа қосылатын, 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 (бұдан әрі - Заң) 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 өлшеудiң дұрыстығын, сондай-ақ өлшеу сапасын бақылауды қамтамасыз ету үшiн жер қойнауын пайдаланушының тексеру туралы қолданыстағы сертификаты және Қазақстан Республикасының өлшем бiрлiгін қамтамасыз ету жүйесiнiң мемлекеттiк тiзiлiмiне енгiзiлген қажеттi жабдығы мен өлшеу құралдары қолданылады.

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 сенрпінді 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 нәтижелерi 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.

Сондай-ақ деңгейді өлшеудің орнына мұнайдың тығыздығы өлшенеді және балласт массасын айқындау үшін мұнайдың көлемін массаны тығыздыққа бөлудің нәтижесіндегі бөліндісі ретінде айқындалады.

17. Мұнайдың брутто массасын өлшеуде жол берілетін салыстырмалы дәлсіздіктері мыналардан аспайды:

±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 аспайды:

±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.

Қазақстан Республикасында жасалған немесе әкелінетін МКӨЖ, метрологиялық аттестаттау және Қазақстан Республикасының өлшем бiрлiгін қамтамасыз ету мелекеттік жүесінің тізілімінде тіркеу өткізеді. МКӨЖ үшін болуы міндетті құжаттардың тізбесі осы Қағидаға 1-қосымшада келтірілген.

20. МКӨЖ құрамына кiретiн өлшеу құралдарының өлшем бiрлiгін қамтамасыз ету саласындағы заңнамаға сәйкес үлгiсiн бекiту немесе метрологиялық аттестаттау туралы және өлшем құралдарын тексеру туралы қолданыстағы сертификаты бар.

21. Өлшеу құралдары пайдалануға қосылар алдында, пайдалану кезiнде және жөндеуден кейiн Заңының 19-бабына сәйкес тексеруге жатады.

22. Тексеруді мемлекеттік метрологиялық қызмет, сондай-ақ осындай қызмет түріне аккредиттелген заңды тұлғалардың метрологиялық қызметтері жүргізеді.

23. Өлшеу құралдарын тексеру Заңының 11-1-бабына сәйкес уәкiлеттi органымен айқындайтын тексеру әдістемелеріне сәйкес жүзеге асырылады.

Мұнай массасын тікелей және жанама өлшеу әдістерін пайдалану кезінде қолданылатын таразылар, салмақтық мөлшерлеуіштері және қондырғылары өлшем бiрлiгін қамтамасыз ету саласындағы заңнамаға сәйкес үлгiсiн бекiту немесе метрологиялық аттестаттау туралы және өлшем құралдарын тексеру туралы қолданыстағы сертификаты бар.

МКӨЖ құрамына кiретiн өлшеу құралдарының қателіктері, ҚР "МКӨЖ. Жалпы талаптар" 2.62-2003 СТ-на сәйкес әдістерді өлшеу жүзеге асыратын құжаттарда регламенттейді.

4. Мұнай массасын тікелей әдістермен өлшеу және таразылау
тәртібі

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 өлшенеді. Таразыны пайдалану жағдайлары таразының нақты түріне арналған пайдалану құжаттарының талаптарына сәйкес.

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 таразыны пайдалану жөніндегі нұсқаулықтың талаптарына сәйкес жүру кезінде өлшеуге арналған вагондық таразыда айқындалады.

28. Құбырмен тасымалданатын мұнай массасы тiкелей мұнай құбыры ағынында тіке серпінді әдіспен анықталады. Өлшеу нәтижесiне мұнайдың тұтқырлығы мен тығыздығының өзгеруi әсер етпейдi.

29. Ұсынылатын МКӨЖ құрамы және дәлсiздiгiнiң жол берiлетiн шектерi тікелей серпінді әдісті қолданумен осы Қағидаға 2-қосымшада келтірілген.

30. Масса өлшеуiштердi пайдалану үдерісiнде масса өлшеуiш нөлiнің масса өлшеуiштің осы түріне техникалық сипаттамаға сәйкес ығыстырылуы бақыланады.

31. Масса өлшеуiштердi дәлдеу мен бақылау пайдалану орнында, сонымен қатар тексеру стендiнде де жүргiзiледi.

Масса өлшеуiштердiң метрологиялық сипаттамаларын бақылау былайша жүргiзiледi:

1) масса өлшеуiштiң жұмыс ауқымынан кез келген шығын мәнi кезiнде бiр уақытта мұнай массасын салмақ өлшеуiшпен және құбыр-поршеньдiк тексеру қондырғылары (бұдан әрi – ҚТҚ) жинағымен және ТТ немесе бақылаушы масса өлшеуiшпен өлшеу жүргiзiледi;

2) бақылау нәтижелерi бойынша масса өлшеуiш көрсеткiштерiнiң ауытқуы төмендегi формула бойынша есептеледi:

(1)

мұндағы М – масса өлшеуiшпен өлшенген мұнайдың жалпы массасы, т;

М_б – басқа аспаптармен – ҚТҚ жинағымен және ТТ немесе бақылау салмақ өлшеуiшпен өлшенген мұнайдың жалпы массасы, т.

Бақылау нәтижелерi бойынша масса өлшеуiш көрсеткiштерiнiң ауытқуы ± 0,25 %-дан аспайды.

5. Мұнай массасын жанама әдістермен өлшеу және салмақтау
тәртібі

32. Қабылдау-тапсыру операциялары кезінде мұнайдың массасы ШТ мен ТТ-тің көмегімен көлемдік-массалық серпiндi әдiспен анықталады.

33. Бұл ретте масса көлемнiң тиiстi мәндерiнiң және өлшеу (температура, қысым) шарттарына келтiрiлген тығыздық көлемiнiң немесе бiр қалыпты жағдайға келтiрiлген көлемнiң немесе тығыздықтың көбейтiндiсi ретiнде ақпаратты өңдеу құрылғысымен есептеледi.

Жұмыс iстеп тұрған ТТ ажыратылған және резервтегiсi болмаған кезде, мұнай тығыздығы ареометрмен немесе рұқсат етiлетiн шектi дәлсiздiгi ± 0,5 кг/м³ зертханалық тығыздық өлшеуiшпен айқындалады.

ШТ немесе мұнай есептеуiшiнде мұнай қысымы мен температурасы кезiнде алынған мұнай көлемiн өлшеу нәтижесi қалыпты жағдайға келтiрiледi.

Мұнай сапасының параметрлерiн өлшеу блогындағы температура мен қысым кезiнде ағынды ТТ-мен өлшенген мұнай тығыздығының мәнi мұнай көлемiн өлшеу шарттарына және қалыпты жағдайға (температура, 20⁰С-қа тең, артық қысым, 0-ге тең) келтiрiледi.

34. Ақпаратты өңдеу құрылғысымен (бұдан әрі – АӨҚ) немесе оператордың автоматтандырылған жұмыс орнында мұнай есебiнiң барлық үдерістерін басқару жүзеге асырылады.

35. МКӨЖ-ды пайдалануға қойылатын негiзгi талаптар:

1) МКӨЖ-ды пайдалану үдерісінде мынадай параметрлер бақылануы тиiс:

өлшеу сызықтары арқылы мұнай шығысы. МКӨЖ конструкциясы массаны өлшеу кезiнде өлшеу сызықтары арқылы жүйенi метрологиялық аттестаттау туралы сертификатта көрсетiлген жұмыс диапазонының 2,5 %-нан аспайтын ауытқумен мұнай шығысын қамтамасыз етеді;

шығу коллекторындағы мұнай қысымы. МКӨЖ шығуындағы мұнай қысымы көлемдiк ШТ-ның кавитациясыз жұмысын қамтамасыз етеді және мынадай формула бойынша белгiленген мәннен кем болмайды:

Р = 2,06 х Р_қ+ 2

Р, (2)

мұндағы Р – МКӨЖ шығуындағы ең аз артық қысым, МПа;

Р_қ – қаныққан бу қысымы, МПа;

Р – ШТ-дағы немесе техникалық паспортта көрсетiлген масса өлшеуiштегi қысым айырымы, МПа;

Сүзгiлердегi қысым айырымы сүзгiнiң осы түрiнiң паспортында көрсетiлген мәндерден артық болмайды немесе 2

Р_ф аспауы тиiс, мұндағы 2

Р_ф – сүзгiнi тазартқаннан кейiн пайдалану орнында белгiленген ең көп шығыс кезiндегi сүзгiдегi қысым айырымы. Сүзгiлердi тазарту кем дегенде үш айда бiр рет актi ресiмдей отырып жүргiзiледі.

Тұтқырлық бойынша көлемдi ШТ-ның түрлендiру коэффициентiн түзету жөнiндегi құрылғы болмаған кезде, мұнай тұтқырлығы көлемдi ШТ-ны тексеру жүргiзiлген кездегi үлгiнi бекiту немесе ШТ-ның басқа түрлерiн пайдалану жағдайларында метрологиялық аттестаттау үшiн сынақ жүргiзу кезiндегi белгiленген шектерден аспайтын тұтқырлық мәндерiнен айрықшаланбайды;

2) пайдаланудың негiзгi талаптары бұзылған және өлшеу құралдары жұмыс iстемеген кезде мұнайдың есебi осы Қағидаға 3-қосымшаға сәйкес жүргізіледі.

3) МКӨЖ ҚР "МКӨЖ. Жалпы талаптар" 2.62-2003 СТ-ға сәйкес тексеріледі.

36. ШТ-ны пайдалануға қойылатын негiзгi талаптар:

1) ШТ-ны пайдалану кезiнде тексеру және метрологиялық сипаттамаларды бақылау жүргiзiледi;

2) жұмыс ШТ-ны тексеру немесе метрологиялық сипаттамаларды бақылау уақытында мұнайдың есебiн бақылау өлшеу сызығы бойынша жүргiзуге болады;

3) ШТ-ны тексеру пайдалану орнында өлшеу сызықтары элементтерiмен (егер олар жобада көзделсе, ағыс түзеткiштермен, тiк учаскелермен) жиынтықта МКӨЖ пайдаланылатын шығыстардың жұмыс диапазонында жүргiзiледі;

4) ШТ-ны түрлендiру коэффициентi тексеруден кейiн АӨҚ-қа қолмен де, сонымен бiрге автоматты түрде де қажетті жағдайда енгізіледі.

АӨҚ-қа градуирлiк сипаттаманы iске асыру тәсiлiне байланысты ШТ-ны түрлендiру коэффициентi мынадай түрде ұсынылады:

1) шығыстардың барлық жұмыс диапазонындағы тұрақты мән;

2) шығыстың түрлi диапазондарында түрлендiру коэффициентiнiң мәндерi;

3) шығыстардың жұмыс диапазоны нүктелерiнде түрлендiру коэффициентiнiң мәндерi;

4) тексеруаралық өту интервалында ШТ-ның метрологиялық сипаттамаларын бақылау.

ШТ-ның метрологиялық сипаттамаларын бақылау шығыстардың жұмыс диапазонындағы жұмыс жағдайларында пайдалану орнында түрлендiру коэффициентiн және ШТ немесе АӨҚ (АӨҚ-тың жадында сақталатын) қайталама аспабында белгiленген мәндердiң түрлендiру коэффициентiнен алынған мәннен ауытқуын анықтаудан тұрады.

ШТ метрологиялық сипаттамаларын бақылау құбыр-поршеньдiк дәлдеу қондырғысы немесе бақылауаралық интервал арқылы пайдалану орнында бақылау ШТ бойынша жүргiзiледi.

ШТ бақылауаралық интервалын белгiлеу мынадай тәртiппен жүргiзiледi:

1) әрбiр жаңадан енгiзiлетiн МКӨЖ үшiн, сондай-ақ ШТ-ны ауыстырумен қайта құрудан кейiн ШТ-ның бақылауаралық интервалы белгiленедi.

Бақылауаралық интервал сонымен бiрге ШТ-ны жөндеуден кейiн де белгiленедi;

2) бақылауаралық интервал ШТ-ны пайдаланудың қарқындылығына байланысты не жұмыс iстеу сағаттарында не КДҚ бойынша түрлендiру коэффициентiн бақылау нәтижелерi бойынша күнтiзбелiк уақытта (күндермен немесе айлармен) белгiленедi;

3) ШТ-ның үздiксiз жұмысы кезiнде 5 күнтiзбелiк күн аралық мерзiммен 30 күнтiзбелiк күн iшiнде түрлендiру коэффициентiнiң мәнiн бақылау жүргiзiледi және бақылауаралық интервал 5 күнтiзбелiк күн болып белгiленедi;

4) бақылауаралық интервалды статистикалық деректердiң нәтижелерi бойынша орнатылады;

5) резервте тұрған және ұзақ уақыт бақылаудан өтпеген ШТ-ны бақылау оларды пайдалануға қосу алдында ғана жүргiзiледi;

6) бақылауаралық интервалдың шамасы МКӨЖ формулярына енгiзiледi;

7) бақылауаралық интервалды белгiлеудi өткiзушi және қабылдаушы тараптардың өкiлдерiмен келiсе отырып, МКӨЖ қызмет көрсетудi жүргiзетiн ұйым орындайды.

Ағынды ТТ-ны пайдалануға қойылатын негiзгi талаптар:

1) ағынды ТТ-ны тексеру тегеурінді металл пикнометрлердiң өлшеу жинағы бойынша немесе эталондық тығыздықты өлшеуiш бойынша жүргiзiледi;

2) ағынды ТТ-ны тексеру зертханада немесе пайдалану орнында жүргiзiледi. Ағынды ТТ-ны тексерудi, егер мұнайдың тығыздығы жыл iшiнде 100 кг/м³-ден аспаса, пайдалану орнында жүргiзіледі;

3) ТТ-ны зертханада кезектi тексеруден кейiн оны пайдалану орнына орнатар алдында ауа нүктесi бойынша метрологиялық сипаттаманы бақылау орындалады;

4) бұл үшiн мұнай сапасының параметрлерiн өлшеу блогында немесе басқа бейiмделген үй-жайда ТТ қоректендiрiледi, тығыздықты өлшеу сызығына қосылады (20+5)⁰С температура кезiнде шығу дабылын есептеу жүргiзiледi;

5) шығу дабылының тербелiс кезеңi тексеру сертификатында (ауамен тексеру) көрсетiлген тербелiс кезеңiне сай келеді.

37. Егер тексеру немесе бақылау кезiнде ТТ дәлсiздiгi белгiленген шектерден асатын болса, кейiн тексерумен градуирлеуге жатады.

Ағынды ТТ-ны градуирлеу пикнометрлердiң өлшеу жинағы бойынша немесе эталондық тығыздықты өлшеуiш бойынша зертханада немесе пайдалану орнында сәйкес жүргiзiледi.

Ағынды ТТ-ны градуирлеудi, егер мұнайдың тығыздығы жыл iшiнде 100 кг/м³-ден аспаса, пайдалану орнында жүргiзуге рұқсат етiледi.

38. Ағынды ТТ-ны бақылау 10 күнтiзбелiк күнде бiр рет ТТ жұмыс көрсеткiштерiн мұнайдың тығыздығын эталондық тығыздықты өлшеуiшпен тығыздықтың жұмыс мәнi кезiнде жұмыс жағдайларында өлшеу нәтижелерiмен немесе резервтiк ТТ көрсеткiштермен салыстырып қарау әдiсiмен жүргiзiледi.

Резервтiк ТТ таза болып қолданылады және одан мұнай салыстырып қарау кезiнде ғана өтеді.

Мынадай шарт орындалуы тиiс:

мұндағы

– жұмыс ТТ-мен өлшенген, мұнай тығыздығының мәнi, кг/м³;

– эталондық тығыздықты өлшеуiшпен немесе резервтiк ТТ-мен өлшенген, мұнай тығыздығының мәнi, кг/м³;

– жұмыс ТТ-ның рұқсат етiлетiн абсолюттiк дәлсiздiгiнiң шегi, кг/м³;

– эталондық тығыздықты өлшеуiшпен немесе резервтiк ТТ-ның рұқсат етiлетiн абсолюттiк дәлсiздiгiнiң шегi, кг/м³.

Эталондық тығыздықты өлшеуiш болмаған кезде немесе резервтiк ТТ-мен МКӨЖ жарақтандыруға дейiн жұмыс ТТ-ны бақылау талдамалық зертханамен мұнай тығыздығын өлшеу нәтижелерi бойынша жүргiзiледi.

Кем дегенде 10 күнтiзбелiк күнде бiр рет ТТ көрсеткiштерi

мұнай тығыздығын тығыздық өлшеуiшпен немесе зертханалық тығыздық өлшеуiшпен өлшеу нәтижелерiмен салыстырылады және төмендегi формула бойынша

_maкг/м³ тығыздықтарының айырмасы есептеледi:

, (4)

мұндағы

– мұнай сапасы параметрлерiн өлшеу блогында шарттарға келтiрiлген,

– өлшеу сәтiне iрiктелген сынамада тығыздық өлшеуiшпен немесе зертханалық тығыздық өлшеуiшпен өлшенген мұнай тығыздығының мәнi, кг/м³.

Мынадай шарт орындалады:

(5)

мұндағы

– тығыздық өлшеуiшпен немесе тығыздықты өлшеудi орындау әдiстемесiн метрологиялық аттестаттау туралы куәлiктен зертханалық тығыздық өлшеуiшпен өлшеу әдiсiнiң дәлсiздiгi, кг/м³.

Әдiс дәлсiздiгiн бағалауды өткiзгенге дейін былайша ТТ бақылау жүргізіледі:

мына формула бойынша анықтайды:

(6)

(7)

мұндағы

– нормадан ауытқушылыққа тексерiлген, ТТ тексеруден кейiнгi алғашқы

_aiәртүрлiлiгiнiң орташа мәнi, кг/м³. Шұғыл байқалатын өлшеулер табылған жағдайда оларды қосымша өлшемдер нәтижелерiмен алмастырады.

– тексеруден кейiн алғашқы 30 ауысымда 1-шi ауысымды жұмыс ТТ өлшенген, мұнай тығыздығының мәнi, кг/м³;

– мұнай сапасы параметрлерiн өлшеу блогында шарттарға келтiрiлген,

өлшеу сәтiне iрiктелген сынамада ареометрмен немесе зертханалық тығыздық өлшеуiшпен өлшенген мұнай тығыздығының мәнi, кг/м³.

ТТ жұмыс көрсеткiштерi 10 күнтiзбелiк күнде кемiнде бiр рет ареометрмен немесе зертханалық тығыздық өлшеуiшпен өлшенген мұнайдың тығыздығымен салыстырылады және төмендегi формула бойынша кг/м³ тығыздықтарының әртүрлiлiгi есептеледi:

, (8)

мұндағы

– мұнай сапасы параметрлерiн өлшеу блогында шарттарға келтiрiлген,

Мынадай шарт орындалады:

(9)

мұндағы

– тығыздық өлшеуiштiң (± 0,5 кг/м³) немесе зертханалық тығыздық өлшеуiштiң жол берiлетiн дәлсiздiгiнiң шегi, кг/м³, (тексеру туралы куәлiктен алады).

Егер (5) немесе (9) шарттар орындалмаса, ауытқу себептерi анықталады: өлшеулердiң қателерi, бақылау шарттарын сақтамау, ескерiлмеген факторлар.

Қатарынан үш ауысым iшiнде шарттар сақталмаған кезде және метрологиялық бас тарту жағдайында ТТ-ті бөлшектейдi, жуады, мұнай сапасы параметрлерiн өлшеу блогына қайта орнатады және осы әдiс бойынша бақылайды. Қосымша екi ауысым iшiнде теріс нәтижелер алынған кезде ТТ кезектен тыс тексеруге жатады.

Қабылдаушы және өткiзушi тараптардың уағдаластықтары бойынша бақылау мерзiмдiлiгiн өзгерту жүргізіледі.

ТТ-ның метрологиялық сипаттамаларын бақылауды ұсынудың көрнекiлiгi үшiн және метрологиялық бас тартулардың диагностикасы мүмкiндiгiн iске асыру үшiн жоғарыда көрсетiлген өлшемдердi компьютерге енгiзу және сақтау кестелер түрiнде монитор экранында индексациялау ұсынылады.

39. ТТ-ны ағыту кезiнде мұнайдың брутто массасы мұнайдың бiрiктiрiлген сынамасы (тәулiктiк не бір топтағы) зертханалық талдаулар бойынша мұнай тығыздығы ескерiле отырып анықталады. Метрологиялық бас тартудың немесе ТТ-ны ағытудың дәл сәтiн анықтау мүмкiндiгi болмаған жағдайда осы кезең үшiн мұнай тығыздығын арбитраждық сынама бойынша қабылдау қажет.

ТТ-ны ағыту кезiнде және резервтiк ТТ болмаған кезде мұнайдың брутто массасы (М_бр), т, мына формула бойынша есептеледi:

, (10)

мұндағы V – МКӨЖ арқылы өткен мұнай көлемi, м³;

– көлемдi өлшеу шарттарына немесе стандарттық шарттарға келтiрiлген, ареометрмен немесе зертханалық тығыздық өлшеуiшпен өлшенген мұнай тығыздығы, кг/м³.

Әдiс дәлсiздiгiн бағалауды өткiзгенге дейiн өлшеудi ареометрмен орындау әдiстемесiне сәйкес мұнайдың жалпы массасы мына формула бойынша анықталады:

, (11)

мұндағы

– көлемдi өлшеу шарттарына немесе әдiстiң жүйелiк дәлсiздiгiнiң есебiнсiз стандарттық шарттарға келтiрiлген, ареометрмен немесе зертханалық тығыздық өлшеуiшпен өлшенген мұнай тығыздығы, кг/м³;

М – төмендегi формула бойынша анықталған мұнайдың брутто массасына түзету:

, (12)

мұндағы

– түзетушi көбейткiш.

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

, кг, мына формула бойынша есептейді:

(13)

мұндағы

– қалыпты шарттарға келтірілген мұнай тығыздығы мен көлемі.

"с" – "серпінді" терминіне сәйкес келетін белгі.

42. 15⁰С температура кезіндегі жағдайға келтірілген мұнай тығыздығын,

, кг/м³, мына формула бойынша есептейді:

, (14)

мұндағы

– ТТ-дағы мұнай температурасы мен қысымында өлшенген мұнай тығыздығы, кг/м³;

, – стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес есептелетін, ТТ-дағы мұнай температурасы үшін белгіленген мұнай көлеміне температураның әсерін ескеретін түзету коэффициенті;

– стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес есептелетін, ТТ-дағы мұнай қысымы үшін белгіленген мұнай көлеміне қысымның әсерін ескеретін түзету коэффициенті.

43. 20⁰С температура кезінде қалыпты жағдайға келтірілген мұнай тығыздығы,

, кг/м³, мына формула бойынша есептеледі:

, (15)

мұндағы

– осы Қағидаға 4-қосымшаға сәйкес қолданылатын, 15 ⁰С температура кезінде мұнайдың көлемдік кеңею коэффициенті.

44. 15⁰С температураға келтірілген мұнай көлемі,

, м³, мына формула бойынша есептеледі:

(16)

мұндағы

– ШТ-де немесе сұйықтық есептеуіште мұнай температурасы және қысымы кезінде өлшенген мұнай көлемі, м³;

CTL

– стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес есептелетін, ШТ-дағы немесе сұйықтық есептеуіштегі мұнай температурасы үшін белгіленген мұнай көлеміне температураның әсерін ескеретін түзету коэффициенті;

CPL

– стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес есептелетін, ШТ-дағы немесе сұйықтық есептеуіштегі мұнай қысымы үшін белгіленген мұнай көлеміне қысымның әсерін ескеретін түзету коэффициенті.

45. 20 ⁰С температураға келтірілген мұнай көлемі

, м³, мына формула бойынша есептеледі:

(17)

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

, кг, мына формула бойынша есептеледі:

, (18)

мұндағы

– қалыпты жағдайларға келтірілген мұнай көлемі, м³;

– қалыпты температураға келтірілген мұнай тығыздығы, кг/м³.

, м³, мәні (16) және (17) формулалар бойынша анықталады.

47. 15 ⁰С температураға келтірілген мұнай тығыздығы,

, кг/м³, мына формула бойынша есептеледі:

(19)

мұндағы

– стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес зертханалық жағдайда ареометр көмегімен өлшенген мұнай тығыздығы;

– стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес есептелетін, мұнай көлеміне температураның әсерін ескеретін түзету коэффициенті;

20 ⁰С температураға келтірілген мұнай тығыздығы,

кг/м³, мына формула бойынша есептеледі:

, (20)

мұндағы

– осы Қағидаға 4-қосымшада көрсетілген мұнайдың көлемдік кеңею коэффициентінің кестесіне х10³, С^-1 сәйкес қабылданатын, 15⁰С температура кезінде мұнайдың көлемдік кеңею коэффициенті.

Ареометрмен өлшенген мұнай тығыздығын стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес кестелер бойынша 20⁰С 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

, кг, мына формула бойынша есептеледі:

, (21)

мұндағы

– ШТ немесе сұйықтық есептеуіштегі мұнайдың температурасы және қысымы кезінде өлшенген мұнай көлемі, м³;

– ТТ мұнай температурасы мен қысымы кезінде өлшенген мұнай тығыздығы, кг/м-³;

– осы Қағидаға 4-қосымшада көрсетілген мұнайдың көлемдік кеңею коэффициентінің кестесіне х10³, С^-1 сәйкес қабылданатын мұнайдың көлемдік кеңею коэффициенті.

– ТТ мұнай температурасы, ⁰С;

– ШТ немесе сұйықтық есептеуіштегі мұнай температурасы, ⁰С;

– осы Қағидаға 4-қосымшада көрсетілген мұнайдың қысылу коэффициентінің кестесіне х10³, МПа^-1сәйкес қабылданатын мұнайдың қысылу коэффициенті.

– ТТ мұнайдың артық қысымы, МПа;

– 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 есептеледі:

, (22)

мұндағы

температурасы кезінде зертханада өлшенген мұнай тығыздығы, кг/м³;

– осы Қағидаға 4-қосымшада көрсетілген мұнайдың көлемдік кеңею коэффициентінің кестесіне х10³, С^-1сәйкес қабылданатын мұнайдың көлемдік кеңею 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 Қағиданің 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

, кг, мына формула бойынша есептеледі:

, (23)

мұндағы

– температура бойынша қалыпты жағдайға келтірілген мұнайдың тығыздығы мен көлемі.

"с" – "статикалық" терминіне сәйкес келетін белгісі.

15 ⁰С температураға келтірілген мұнай тығыздығы,

, кг/м³, мына формула бойынша есептеледі:

(24)

мұндағы

- стандарттау бойынша белгісі нормативтік құжаттарға сәйкес зертханада ареометр көмегімен немесе ТТ көмегімен өлшенген мұнай тығыздығы, кг/м³;

– 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:

(25)

54. 15⁰С температураға келтірілген мұнай көлемі,

, м³, мына формула бойынша есептеледі:

, (26)

мұндағы V²⁰ – деңгей көрсеткішіне қатысты мұнай деңгейінің өзгеруін ескере отырып, нормативтік құжаттарға сәйкес 20⁰С температура кезінде жасалған сыйымдылық шамасының градуирлеу кестесі бойынша анықталған өлшенетін Н деңгейіндегі сыйымдылық шамасындағы мұнай көлемі;

K_СТ– 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;

– 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 – минус 12,5х10^-6 1/⁰С;

алюминий үшін – минус 23х10^-6 1/⁰С.

Басқа үлгідегі деңгей өлшегіштерді пайдаланған кезде қажет болған жағдайда мұнайдың өлшенген деңгейіне температуралық түзетулер енгізіледі, бұл ретте a_S коэффициентінің мәні нөлге тең болып қабылданады;

сыйымдылық шамасындағы мұнай температурасына тең болып қабылданатын сыйымдылық шамасы қабырғасының температурасы, ⁰C;

– стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес есептелетін, сыйымдылық шамасындағы немесе толық сыйымдылық шамасындағы мұнай температурасы үшін анықталған мұнай көлеміне температураның әсерін ескеретін түзету коэффициенті.

55. 20⁰C қалыпты температураға келтірілген мұнай көлемі мына формула бойынша есептеледі:

(27)

56. Есепке алу операцияларын жүргізген кезде мұнай тығыздығы нормативтік құжаттарға сәйкес 20⁰С қалыпты температура кезіндегі тығыздыққа келтіріледі.

57. Зертханада өлшенген мұнай тығыздығын сыйымдылық шамасындағы немесе толық сыйымдылық шамасындағы мұнай көлемін өлшеу шарттарына келтірген кезде мұнай массасын

, кг, мына формула бойынша есептеуге рұқсат беріледі:

, (28)

мұндағы

– стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес

температурасы кезінде зертханада ареометрмен өлшенген мұнай тығыздығы, кг/м³;

– осы Қағидаға 4-қосымшада көрсетілген мұнайдың көлемдік кеңею коэффициентінің кестесіне х10³, С^-1сәйкес қабылданатын мұнайдың көлемдік кеңею коэффициенті.

58. (28) формула

және Т_ст температуралар айырмасы 15⁰С артық болмаған кезде қолданылады.

59. Сыйымдылық шамасындағы мұнай бағанының гидростатикалық қысымын өлшеу кезіндегі гидростатикалық қағидатқа негізделген жанама әдіс бойынша мұнай массасы

, кг, мына формула бойынша есептеледі:

(29)

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:

, (30)

мұндағы V₂₀ – сыйымдылық шамасының градуирлеу кестесі бойынша анықталған өлшенетін Н деңгейіндегі сыйымдылық шамасындағы мұнай көлемі;

K_CT – мәні 12,5•10^-6 1/⁰С тең болып қабылданатын сыйымдылық шамасы қабырғасының сызықтық кеңеюінің температуралық коэффициенті;

Т_CT – сыйымдылық шамасындағы мұнай температурасына тең болып қабылданатын сыйымдылық шамасы қабырғасының температурасы, ⁰C.

61. Сыйымдылық шамасына қабылданған немесе одан жіберілген мұнай массасы m⁰, кг, мына формула бойынша мұнай массалары айырмасының абсолюттік мәні ретінде анықталады:

(31)

мұндағы

– операцияның басында және соңында тиісінше (12) формула бойынша есептелген мұнай массалары.

62. Тауарлық мұнайдың нетто массасы T^H, кг, мына формула бойынша есептеледі:

т_н = т - m_б, (32)

мұндағы т – тауарлық мұнайдың брутто массасы, кг;

m_б – мына формула бойынша есептелетін балласт массасы, кг

, (33)

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 өлшенеді.

64. Тауарлық мұнайдағы хлорлы тұздардың массалық құрамы стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес анықталады. Тауарлық мұнайдағы хлорлы тұздардың массалық құрамын ағынды тұз өлшегішпен өлшенеді.

65. Тауарлық мұнайдағы механикалық қоспалардың массалық құрамы нормативтік құжаттарға сәйкес анықталады. Тауарлық мұнайдағы механикалық қоспалардың массалық құрамын ағынды талдағышпен өлшеуге рұқсат беріледі.

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. Ұсынылатын МКӨЖ құрамы және көлемдік-массалық статикалық әдіс кезінде қолданылатын рұқсат етілетін дәлсіздік шектері осы Қағидаға 5-қосымшада келтірілген.

68. Мұнай көлемін, тығыздығын және температурасын өлшеу мына тәртіппен жүзеге асырылады.

1) резервуарлардағы сұйықтың жалпы көлемiнiң деңгейiн стационарлық деңгей өлшеуiштермен немесе жүгі бар өлшейтiн рулеткамен қолмен өлшейдi.

Деңгейдi рулеткамен өлшеу мынадай реттiлiкпен жүзеге асырылады.

Базалық биiктiк жүктiң өлшеу рулеткамен жанасу нүктесiнде түбiнен өлшеу қақпағының үстiңгi шетiне дейiнгi немесе өлшеу қақпағының бағыттаушы тәуекел тақтайшасына дейiнгi тiгi бойынша қашықтық ретiнде тексерiледi. Алынған нәтиже резервуарға келтiрiлген базалық биiктiктiң белгiлi (паспорттық) шамасымен салыстырылады. Егер базалық биiктiк (Нд) алынған нәтижеден 0,1 % артық ерекшеленсе, базалық биiктiктiң өзгеру себептерiн анықтау және оны жою қажет.

Базалық биiктiктiң өзгеру себептерiн анықтау және жою үшiн қажеттi кезеңге мұнай деңгейiн өлшеудi резервуардың бос биiктiгi бойынша жүргiзуге рұқсат беріледi.

Жүкпен бiрге рулетканың таспасы лоттың түпке жанасуына немесе тiрек плитасына (болған кезде) дейiн лоттың тiк күйiнен ауытқуына жол бермей, iшкi жабдыққа тиiп кетпей және толқындарсыз мұнайдың үстiңгi бетiнiң қалпын сақтай отырып ақырындап түсiрiледi.

Өлшеу сызығында сулану желiлерiнiң бұрмалануын болдырмау үшiн бiр жаққа ығысусыз, рулетка таспасы дәлме-дәл тiк жоғары көтерiледi.

Рулетка сызығы бойынша өлшеу қақпағында рулетка таспасының суланған бөлiгi пайда болғаннан кейiн бiрден 1 мм-ге дейiн есептеледi.

Қуыстың биiктiгiн өлшеу үшiн мұнай деңгейiнен төмен рулетка жүгiмен түсiрiледi. Бiрiншi есеп (жоғарғы) өлшеу қақпағының тәуекел тақтайшасының деңгейiнде рулетка бойынша алынады. Өлшеудi және қуыс биiктiгiнiң есептерiн жеңiлдету үшiн өлшеудi жүргiзу кезiнде өлшеу қақпағының тәуекел тақтайшасы рулетка шкаласында метрдiң толық мәнiнiң белгiсiн сәйкестендiрудi ұсынады. Сонан соң рулетка бiр жаққа ығыспай дәлме-дәл жоғары көтерiледi және мұнай (төменгi есеп) таспасының (немесе лотының) суланған бөлiгiнiң орнынан есептеп алынады.

Қуыстың биiктiгi рулетка бойынша есептердiң жоғарғы және төменгi айырмасы ретінде табылады.

Резервуардағы мұнайдың деңгейi осы резервуар үшiн базалық биiктiктiң (жоғарғы трафареттiң) паспорттық көлемiнен алынған мәндердi есептеумен анықталады.

Әрбiр резервуардағы сұйықтықтың жалпы мөлшерiнiң деңгейiн өлшеу екi рет жүргiзiледi. Егер өлшеу нәтижесiнiң 1 мм айырмашылығы болса, онда деңгейiн өлшеу нәтижесi олардың орташа мәнiнен алынады. Егер алынған өлшемнiң айырмашылығы 1 мм көп болса, өлшеу тағы екi рет қайталанады және ең жақын үш өлшеудiң орташасы алынады.

Сонан соң осы резервуарға арналған градуирлiк кесте бойынша резервуардағы сұйықтықтың жалпы мөлшерi есептеп шығарылады.

Рулетка таспасын өлшегенге дейiн және өлшегеннен кейiн жұмсақ шүберекпен құрғатып сүрту қажет.

Резервуарлардағы тауарлық судың деңгейiн өлшеу су сезгiш таспалардың немесе пастаның көмегiмен мынадай дәйектiлiкте жүргiзiледi.

Су сезгiш таспаны қарама-қарсы екi жағынан керiп лоттың бетiне жапсырады.

Су сезетiн пастаны қарама-қарсы екi жағынан жолақты лоттың бетiне жұқа қабатпен (0,2

0,3 мм) жағады.

Су сезгiш қабат толығымен ерiсе және су мен мұнай қабаттары арасындағы шек кенет бөлiнген кезде, лоттың рулеткасы су сезгiш пастамен немесе су сезгiш таспамен жапсырылған тауарлы судың деңгейiн анықтау кезiнде резервуарда 2-3 минут iшiнде қозғалмай тұруы қажет;

2) резервуардағы тауарлық судың деңгейiн өлшеу осы тармақтың 1) тармақшасында сипатталған дәйектiлiкпен жүргiзiледi.

Егер лентада немесе пастада ол анық емес, қисық жолмен немесе өлшеудi орындау кезiнде лоттың көлбеу қалпын көрсетiп, әр түрлi биiктiкте екi жағынан берiлсе тауарлық судың деңгейiн өлшеудi қайталау қажет.

Шайылған шек су мен мұнай арасындағы бөлiктiң өткiр шегiнiң болмау салдары болып табылады және су-эмульсиялы қабаттың болуы туралы куәландырады. Мұндай жағдайда эмульсия тұнғаннан және қабаттары бөлiнгеннен кейiн өлшеудi қайталау қажет.

Су сезгіш таспа немесе пастаның көмегiмен тауарлық судың деңгейiн өлшей отырып, резервуарлардың градуирлiк кестесi бойынша тауарлық судың мөлшерiн табады.

Мұнай және тауарлық су деңгейiн өлшеу қажет жағдайда басқа тәсiлмен, мысалы электрондық рулеткалар көмегiмен жүргiзiлуi мүмкiн.

Мұнайдың нақты мөлшерiн анықтау үшiн резервуардың толу деңгейінiң тиiстi мөлшерiнен тауарлық су мөлшерiн алып тастау керек.

Біріккен сынаманы алу кезiнде стационарлық сынама алғышпен бiр қабылдауда осы сынаманың температурасын термометрмен өлшеу жолымен мұнайдың орташа температурасын анықтайды.

Сынамадағы мұнайдың температурасы нүктелi сынамаларды алу кезiнде сынама алынғаннан кейiн 1-3 минут iшiнде анықталады, бұл ретте тасымалды сынама алғыш алынатын сынама деңгейiнде 5 минуттан артық ұсталады. Осы термометрдiң техникалық паспортында көрсетiлгендей термометр мұнайдың түбіне түсiрiледi және сынамасынан тұрақты жағдайда баған түрiне келгенге дейін ұсталады.

Мұнайдың орташа температурасы нүктелi сынама температурасы бойынша нүктелiден бiрiккен сынаманы құруға арналған арақатысты пайдалана отырып есептеледi.

Қажет жағдайда мұнайдың температурасын тығыздықты бiр мезгiлде өлшеумен немесе электрондық рулеткалардың деңгейiн бiр мезгiлде өлшеумен тасымал тығыздық өлшеуiштiң құрамына кiретiн температураның түрлендiргiшiмен өлшеуге рұқсат беріледi.

69. Резервуардағы мұнайдың жалпы массасы мына формула бойынша есептеледі:

, (34)

мұндағы

– резервуардағы көлемдi өлшеу температурасы кезiндегi мұнайдың тығыздығы, кг/м³;

V_м – осы Қағиданың 68-тармағының 1) тармақшасына сәйкес резервуардағы сұйықтықтың жалпы деңгейiн және төмендегі формула бойынша есептелген осы Қағиданың 68-тармағының 2) тармақшасына сәйкес өлшенген тауарлық су деңгейiн өлшеу нәтижелерiне сәйкес резервуардың градуирлiк кестесi бойынша анықталған мұнайдың көлемi:

V_м = К_рх (V_сқ – V_су), (35)

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:

] (36)

мұндағы

температурасы кезінде өлшенген ағызу басталғанға дейінгі мұнайдың көлемі;

V_м2=t₂, м³температурасы кезінде өлшенген қалдық көлемі;

– осы Қағидаға 4-қосымшаға сәйкес қабылданатын t₁температурасы 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:

V_м= V_м2– V_м1 х [1+

х(t₁–t₂)] (37)

мұндағы V_м2 – t₂, м³температурасы кезінде өлшенген мұнайды айдап шығару немесе тұндыру үдерісі аяқталғаннан кейін резервуардағы мұнайдың көлемі;

– осы Қағидаға 4-қосымшаға сәйкес қабылданатын t₁ температурасы кезіндегі мұнайдың көлемдік кеңею коэффициенті.

Осы жағдайда мұнайдың тығыздығы t₂ температурасы кезінде анықталады.

71. Сыйымдылық шамасындағы мұнай бағанының гидростатикалық қысымын өлшеу кезінде гидростатикалық қағидатқа негізделген жанама әдіс кезінде мұнай массасы m^c₂, кг, мына формула бойынша есептеледі:

(38)

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:

, (39)

мұндағы V₂₀ - сыйымдылық шамасының градуирлеу кестесі бойынша анықталған өлшенетін Н деңгейіндегі сыйымдылық шамасындағы мұнай көлемі;

k_СТ– мәні 12,5х10^-6 1/⁰С тең болып қабылданатын сыйымдылық шамасы қабырғасының сызықтық кеңеюінің температуралық коэффициенті;

Т_cт – сыйымдылық шамасындағы мұнай температурасына тең болып қабылданатын сыйымдылық шамасы қабырғасының температурасы, ⁰C.

Сыйымдылық шамасына қабылданған немесе одан жіберілген мұнай массасы m₀, кг, мұнай массалары айырмасының абсолюттік мәні ретінде мына формула бойынша анықталады:

m₀ = |m_i-m_i+1|, (40)

мұндағы mi, m_i+1 – тиісінше операцияның басында және соңында (20) формула бойынша есептелген мұнай массасы.

(41)

мұндағы

– 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:

(42)

мұндағы

– гидростатикалық қысымды және мұнай деңгейін өлшеудің салыстырмалы қателіктері, %;

– сыйымдылық шамасының градуирлеу кестесін жасаудың салыстырмалы қателігі, %.

Есепке алу операцияларын жүргізу кезінде мұнай массасын өлшеудің рұқсат етілген салыстырмалы қателігінің шектері

%, мына формула бойынша есептеледі:

(43)

мұндағы

– сыйымдылық шамасын толтырудың өлшенетін деңгейлеріне сәйкес келетін гидростатикалық қысымды өлшеудің салыстырмалы қателіктері H_i, H_i+1, %.

(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:

, (44)

мұндағы m - балласт массасы, т;

_су – мұнайдағы судың массалық үлесі, %;

_м.қ.– мұнайдағы механикалық қоспалардың массалық үлесі, %

_х.т. – мына формула бойынша есептелген мұнайдағы хлорлы тұздардың массалық үлесі:

(45)

мұндағы

_х.т.– мұнайдағы хлорлы тұздардың шоғырлануы, мг/дм³ (г/м³);

– брутто массасын анықтау температурасы кезіндегі мұнай тығыздығы, кг/м³.

Егер мұнайдағы судың массалық емес көлемдік үлесі анықталатын болса, массалық үлес мына формула бойынша есептеледі:

(46)

мұндағы Ф_су– мұнайдағы судың көлемдік үлесі, %;

– мұнай көлемін анықтау температурасы кезіндегі судың тығыздығы, кг/м³.

7. Өлшеу нәтижелерін ресімдеу

73. Өлшеу сызығы бойынша көлемдi, МКӨЖ бойынша көлемдi және мұнайдың брутто массасын өлшеу нәтижелерiн, нысаны осы Қағидаға 6-қосымшада келтiрiлген МКӨЖ өлшеу құралдарының көрсеткiштерiн тiркеу журналына мұнай жеткiзу шарттарында белгiленген уақыт аралығында, сондай-ақ мұнай айдаудың әрбiр тоқтауы және қайта жаңғыруы кезiнде дисплейден немесе электромеханикалық есептеуiштерден 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 белгiленген мұнай сапасының басқа да көрсеткiштерiн өлшеу нәтижелерi мұнай сапасының паспортына енгiзіледi.

Мұнай сапасын ағындық талдауыштар қолданылған жағдайда нәтижелер тапсырушы және қабылдаушы тараптар белгiлеген шығарылғанды беру аралығымен басып шығаратын қондырғыда шығарылады.

75. МКӨЖ өлшеу құралдарының түсірілмейтін есептеуіштер көрсеткiштерiн тiркеу журналындағы және мұнай сапасынын паспортындағы жазбалар (АӨҚ-тың фискалды есептеріндегі) негiзiнде осы Қағидаға 7-қосымшаға сәйкес мұнай құбырынан мұнайды қабылдау-тапсыру актiсi нысаны бойынша ресiмделедi. Мұнай сапасы паспорты, ал мұнай сапасын ағындық талдауыштар қолданылған жағдайда – мұнай сапасын ағындық талдауыштармен өлшеу нәтижелерінің басып шығарылғандары мұнай құбырынан мұнайды қабылдау-тапсыру актiсiнiң ажырамас бөлiгi болып табылады.

Мұнайды қабылдау-тапсыру актiлерi екі тарап үшін де жеткілікті, бірақ үштен кем емес данада ресімделеді.

76. Осы Қағиданың 73, 74, 75-тармақтарында аталған құжаттар электронды тасымалдауыштарда да жүргiзiлуi мүмкiн.

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 үшiн жауапты тұлғалардың қол қою үлгiлерi 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 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 (электронтық 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	4
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 ^оС
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 ауытқаған 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 реттеуіш		+ (талап етілетін қысымды қолдан реттеу мүмкіндігі кезінде)
7.	Шығыс реттеуіш		+
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

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 ағыстүзеткіштер) 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 тағы басқалары).

5. Қосымша өлшеу құралдарының болмауы мұнай есебінің қосалқы жүйесіне өту себебі болып табылмайды.

6. Жұмыс iстеп тұрған өлшеу сызықтарының бiрi тоқтап қалған кезде мұнай ағынын резервтiк өлшеу сызығына ауыстырып қосады, жұмыс iстеушi сызықты жабады, мұнайды бөлшектейдi, жабық ысырмалардың саңлаусыздығын тексередi. МКӨЖ өлшеу құралдарының көрсеткiштерi тiркеу журналына жарамсызын ажырату уақытын және резервтiк сызықтың қосылу уақытын жазады.

7. Егер жұмыстық өлшеу сызығының iстен шығуы мен резервтегiге көшудiң арасында үзiлiс болса, онда осы уақыт аралығындағы, сондай-ақ көшу кезеңiндегi мұнайдың мөлшерiн ағынның (қысымның, температураның) нақты параметрлерiне, жұмыс iстейтiн сорғы агрегаттарының санына, сондай-ақ алдыңғы тәулiкте мұнай тығыздығының өзгермеуiне қарап есептеу арқылы анықтайды.

8. Өлшеу сызықтарында орнатылған қысым мен температураның түрленгiштерi iстен шыққанда қысым мен температураны манометрлер мен термометрлердiң көмегiмен өлшейдi және өлшеу нәтижелерi АӨҚ-қа қолмен енгiзiледi.

9. Мұнайды есепке алудың резервтiк схемасына көшу тәртiбi (резервтiк МКӨЖ немесе мұнай көлемiн резервуарлар бойынша анықтау).

10. Есептеудiң резервтiк схемасына көшу туралы шешiмдi тапсырушы және қабылдаушы тараптар кәсiпорындарының өкiлдерi қабылдайды да, ол туралы тапсырушы және қабылдаушы тараптар кәсiпорындарының жоғары тұрған ұйымдарын, сондай-ақ МКӨЖ-ге техникалық қызмет көрсетудi жүзеге асыратын мердiгер ұйымды бiр тәулiктен аспайтын мерзiмде хабардар етедi.

11. МКӨЖ өлшеу құралдарының көрсеткiштерiн тiркеу журналында ағыту уақыты, АӨҚ (тiркеу бланкасындағы өлшеулер нәтижелерi), МКӨЖ көрсеткiштерi жазылады, автоматты сынама алғышпен алынған мұнай сынамасының зертханалық талдамасы жүргiзiледi, және мұнайды қабылдау-тапсырудың алдыңғы актiсi жасалған сәттен бастап МКӨЖ-дi ағытқан сәтке дейiнгi кезеңдегi қабылдау-тапсыру актiсiн ресiмдейдi.

12. МКӨЖ-дi жұмысқа қосқанға дейiн мұнайдың мөлшерiн әр МКӨЖ үшiн тапсырушы және қабылдаушы тараптардың кәсiпорындарымен келiсiлген және "МКӨЖ пайдалану жөнiндегi нұсқаулықта" келтiрiлген резервтiк схема бойынша анықтайды.

13. МКӨЖ-дi ағытқан кездерi төменде келтiрiлген нысанда үш дана акт жасалады.

14. Актiлер бiр-бiр данадан тапсырушы және қабылдаушы тараптардың кәсiпорындарында және МКӨЖ-ге техникалық қызмет көрсетудi жүзеге асыратын мердiгер ұйымда 12 ай бойы сақталады.

15. Негiзгi және резервтiк есептеу схемалары iстен шыққан жағдайда мұнайды қабылдау мен тапсыру тараптардың келiсiмiмен регламенттелген тәсiлмен жүзеге асырылуы қажет.

16. Таңбалар немесе пломбалар бүлiнген жағдайда мұнай мөлшерiн анықтау тәртiбi.

17. Әр ауысымды тапсыру мен қабылдау кезiнде қабылдаушы-тапсырушы тараптардың жауапты өкiлдерi таңбалар мен пломбалардың сақталуын тексеруі қажет, сондай-ақ журналға тиiстi белгi қойылады.

18. Таңбалардың немесе пломбалардың бүлiнгенiн байқаған жағдайда қабылдаушы-тапсырушы тараптардың жауапты өкiлдерi ол туралы қабылдаушы және тапсырушы тараптардың диспетчерлiк қызметтерiне хабарлайды.

19. Сенiм таңбаларының бүлiнуi байқалған жағдайда ШТ-ларда, сапа аспаптары мен АӨҚ-тарда метрологиялық сипаттамаларды бақылау жүргiзiледi.

20. Бақылаудың оң нәтижелерi алынған жағдайда қабылдаушы-тапсырушы тараптардың өкiлдерi есептеу операцияларын жүргiзудiң мүмкiндiгi туралы комиссиялық шешiм қабылдайды және кезектен тыс тексерiс жүргiзу үшiн сенiмгердi 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
Тығыздық, кг/м³	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
Тығыздық, кг/м³	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 м³дейінгі 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	+0,2⁰ С
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,	Салмағы	ШТ	БИК	ШТ	БИК
	м³	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-қосымшаdМҰНАЙ ҚҰБЫРЫНАН МҰНАЙДЫ ҚАБЫЛДАУ-ТАПСЫРУ АКТІСІНІҢ НЫСАНЫ

_______________________________ (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 темпера турасы, ⁰С	Мұнай салмағы, кг	Қабылданған–тапсырылған мұнай салмағы, кг
					Деңгейі, мм	Көлемі, м³
					Жалпы	Барлығы	Оның ішінде:
							Мұнай
				Айдаудың басталуына
				Айдаудан кейін

Өткіздім ______________________________________________________

(қолы)

Қабылданған мұнай салмағы, ____________________________________

(жазу үлгісімен)

Қабылдадым ____________________________________________________

(қолы)

Кәсіпорын басшылығының өкілі __________________________________

Сноска. Утратил силу приказом Министра энергетики РК от 05.05.2018 № 163 (вводится в действие с 29.06.2018).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Министр

В. Школьник

"СОГЛАСОВАН"

Министр по инвестициям и развитию

Республики Казахстан

_____________ А. Исекешев

31 марта 2015 года

Утверждены
приказом Министра энергетики
Республики Казахстан
от 23 февраля 2015 года № 133

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 10) статьи 18 Закона Республики Казахстан от 24 июня 2010 года "О недрах и недропользовании".

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

3. В настоящих Правилах используются следующие основные понятия:

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

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

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

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

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

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

7) нормальные условия – температура окружающей среды 20 ^оС (293,15 ^оК), атмосферное давление 760 мм рт. ст. (101325 Н/м²);

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

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

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

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

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

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

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

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

16) измерительная линия резервная – находящаяся в ненагруженном резерве, которая при необходимости включается в работу;

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

18) технологическое оборудование – запорная и регулирующая арматура, трубопроводы, фильтры, струе выпрямители и прямолинейные участки, циркуляционный насос, автоматический и ручной пробоотборники, пробозаборное устройство, дренажные емкости, промывочный насос с соответствующей технологической обвязкой и другие;

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

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

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

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.

Также вместо измерения уровня измеряется плотность нефти и определяется объем нефти для определения массы балласта, как частного от деления массы на плотность.

17. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти не превышают:

± 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 превышают:

± 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.

СИКН, изготовленные или ввозимые в Республику Казахстан, подвергаются метрологической аттестации и регистрации в реестре Государственной системы обеспечения единства измерений Республики Казахстан. Перечень документов, обязательных к наличию для СИКН приведен в приложении 1 к настоящим Правилам.

20. Средства измерений, входящие в состав СИКН, имеют 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. Средства измерений перед вводом в эксплуатацию, при эксплуатации и после ремонта подлежат поверке в соответствии со статьей 19 Закона.

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

23. Поверка средств измерений осуществляется в соответствии с методиками поверки средств измерений, определяемых уполномоченным органом в соответствии со статьей 11-1 Закона.

Весы, весовые дозаторы и устройства применяемые при прямых и косвенных методах измерения массы нефти имеют сертификаты об утверждении типа или о метрологической аттестации, а также действующий сертификат о поверке средств измерений в соответствии с требованиями закона в области обеспечения единства измерений.

Погрешности средств измерений, входящих в состав СИКН, регламентируют в документах на методики выполнения измерений согласно СТ РК 2.62 – 2003 "СИКН. Общие требования".

4. Порядок измерения и взвешивания массы нефти прямыми методами

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 измеряется в пределах диапазона взвешивания весов. Условия эксплуатации весов соответствуют 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. Масса нефти в цистернах, во время движения, определяется на вагонных весах для взвешивания, во время движения, в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации весов.

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 с применением прямого динамического метода 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.

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 превышает ± 0,25 %.

5. Порядок измерения и взвешивания массы нефти косвенными
методами

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 обеспечивает 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 обеспечивает бескавитационную работу объемного ПР и составляет не менее значения, определенного по формуле:

(2)

где Р – минимальное избыточное давление на выходе СИКН, МПа;

Р_н– давление насыщенных паров, МПа;

– перепад давления на ПР или массомере, указанный в техническом паспорте, МПа.

Перепад давления на фильтрах составляет не более значения, указанного в паспорте на данный тип фильтра, или не превышает

, где

– перепад давления на фильтре на максимальном расходе, определенный на месте эксплуатации после чистки фильтра. Чистка фильтров проводится не реже одного раза в три месяца с оформлением акта.

При отсутствии устройства по корректировке коэффициента преобразования объемного ПР по вязкости, вязкость нефти не отличается 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 проводится в соответствии с приложением 3 к настоящим Правилам;

3) СИКН поверяется согласно СТ РК 2.62-2003 "СИКН. Общие требования".

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 проводится 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 при необходимости вводится 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 устанавливается 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 проводится, 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) ^оC;

5) период колебаний выходного сигнала соответствует 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.

Градуировка поточных ПП проводится 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 используется чистым и нефть через него проходит только при сличении.

Выполняется условие:

(3)

где

– значение плотности нефти, измеренное рабочим ПП, кг/м³;

– значение плотности нефти, измеренное эталонным плотномером или резервным ПП, кг/м³;

– предел допускаемой абсолютной погрешности рабочего ПП, кг/м³;

– 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

сравниваются с результатами измерения плотности нефти ареометром или лабораторным плотномером и вычисляют разность плотностей

, кг/м³, по формуле:

(4)

где

– значение плотности нефти, измеренное ареометром или лабораторным плотномером в пробе, отобранной в момент измерения

, приведенное к условиям в блоке измерения параметров качества нефти, кг/м³.

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 проводится контроль ПП. Определяют

по формуле:

(6)

(7)

где

– среднее значение разностей за первые 30 смен после поверки ПП, проверенных на отклонение от нормы, кг/м³. При обнаружении резко выделяющихся измерений их заменяют результатами дополнительных измерений;

– значение плотности нефти, измеренное рабочим ПП в i-ую смену за первые 30 смен после поверки, кг/м³;

– значение плотности нефти, измеренное ареометром или лабораторным плотномером в пробе, отобранной в момент измерения , 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

, приведенное к условиям в блоке измерения параметров качества нефти, кг/м³.

Выполняется условие:

(9)

где

– 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.

По договоренности принимающей и сдающей сторон проводится изменение периодичности контроля.

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;

– 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

- – плотность нефти, измеренная ареометром или лабораторным плотномером и приведенная к условиям измерения объема или к нормальным условиям без учета систематической погрешности метода, кг/м³;

– 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.

. Массу нефти

, 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

– плотность и объем нефти, приведенные к нормальным условиям;

"д" – обозначение, соответствующее термину "динамическое".

. Плотность нефти, приведенную к условиям при температуре 15 ^oС,

, кг/м³, вычисляют по формуле:

(14)

где

– плотность нефти, измеренная при температуре и давлении нефти в ПП, кг/м³;

CTL

– поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем нефти, определенный для температуры нефти в ПП, вычисляемый в соответствии с нормативными документами по стандартизации;

CPL

– поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления на объем нефти, определенный для давления нефти в ПП, вычисляемый в соответствии с нормативными документами по стандартизации.

. Плотность нефти, приведенную к нормальным условиям при температуре 20 ^оС,

, кг/м³, вычисляют по формуле:

(15)

где

– коэффициент объемного расширения нефти при температуре 15 ^оС, применяемый в соответствии с приложением 4 к настоящим Правилам.

. Объем нефти, приведенный к температуре 15 ^оС,

, м³, вычисляют по формуле:

(16)

где

– объем нефти, измеренный при температуре и давлении нефти в ПР или счетчике жидкости, м³;

CTL

– 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

– поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления на объем нефти, определенный для давления в ПР или счетчике жидкости, вычисляемый в соответствии с нормативными документами по стандартизации.

. Объем нефти V

, м³, приведенный к температуре 20 ^oС, вычисляют по формуле:

(17)

. Массу нефти

, 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

– объем нефти, приведенный к нормальным условиям, м³;

– плотность нефти, приведенная к нормальной температуре, кг/м³. Значение V

, м³, определяют по формулам (16) и (17).

. Плотность нефти, приведенную к температуре 15 ^оС,

, кг/м³, вычисляют по формуле:

(19)

где

– плотность нефти, измеренная с помощью ареометра в лабораторных условиях в соответствии с нормативными документами по стандартизации;

CTL

– поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем нефти, вычисляемый в соответствии с нормативными документами по стандартизации.

Плотность нефти, приведенную к температуре 20 ^оС, Р

кг/м³, вычисляют по формуле:

(20)

где

– коэффициент объемного расширения нефти температуре 15 ^оС, принимаемый в соответствии с таблицей значений коэффициентов объемного расширения нефти х10³, С^-1, указанной в приложении 4 к настоящим Правилам.

Плотность нефти, измеренную ареометром, приводится к плотности при нормальной температуре 20 ^оС по таблицам согласно нормативным документам по стандартизации.

. Массу нефти m

, 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 вычисляется по формуле:

(21)

где V

– объем нефти, измеренный при температуре и давлении нефти в ПР или счетчике жидкости, м³;

– плотность нефти, измеренная при температуре и давлении нефти в ПП, кг/м^-3;

– коэффициент объемного расширения нефти, принимаемый в соответствии с таблицей значений коэффициентов объемного расширения нефти х 10³, С^-1, указанной в приложении 4 к настоящим Правилам.

– температура нефти в ПП, ^оС;

– температура нефти в ПР или счетчике жидкости, ^оС;

– коэффициент сжимаемости нефти, принимаемый в соответствии с таблицей значений коэффициентов сжимаемости нефти х 10³, МПа^-1, указанной в приложении 4 к настоящим Правилам.

– избыточное давление нефти в ПП, МПа;

– 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 вычисляется по формуле:

(22)

где

– плотность нефти, измеренная в лаборатории при температуре

, кг/м³;

Р_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 ^оС. При разности температур при измерениях плотности и объема нефти более 15 ^оС 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.

. Массу нефти

, 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

– плотность и объем нефти, приведенные к нормальному условию по температуре;

"с" – обозначение, соответствующее термину "статическое".

Плотность нефти, приведенную к температуре 15 ^оС,

, кг/м³, вычисляют по формуле:

(24)

где

– плотность нефти, измеренная с помощью ареометра в лаборатории с помощью ареометра в соответствии с нормативными документами по стандартизации или с помощью ПП, кг/м³;

– 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 ^оС, кг/м³, вычисляют по формуле:

(25)

. Объем нефти, приведенный к температуре 15 ^оС,

м³, вычисляют по формуле:

(26)

где

– объем нефти в мере вместимости на измеряемом уровне Н, определяемый по градуировочной таблице меры вместимости, составленной при температуре 20 ^оС 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 ^оС;

– температурный коэффициент линейного расширения материала стенки меры вместимости, значение которого принимают равным 12,5•10^-6 1/^оС для стали и 10•10^-6 1/^оС для бетона;

– 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 – минус 12,5•10^-6 1/^оС;

для алюминия – минус 23•10^-6 1/^оС.

В случае необходимости при использовании уровнемеров других типов вводят температурные поправки к измеренному уровню нефти, при этом значение коэффициента

принимают равным нулю;

– температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре нефти в мере вместимости

^оC;

– поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем нефти, определенный для температуры нефти в мере вместимости или в мере полной вместимости, вычисляемый вычисляемый в соответствии с нормативными документами по стандартизации.

55. Объем нефти, приведенный к нормальной температуре 20 ^оC, вычисляют по формуле:

(27)

56. Плотность нефти при проведении учетных операций приводится к плотности при нормальной температуре 20 ^оС в соответствии с нормативными документами по стандартизации.

. Массу нефти

, кг, при приведении плотности нефти, измеренной в лаборатории, к условиям измерений объема нефти в мере вместимости или мере полной вместимости вычисляется по формуле:

(28)

где

- плотность нефти, измеренная в лаборатории ареометром в соответствии с нормативными документами по стандартизации при температуре

кг/м³;

. Формула (28) применяется при разности температур

не более 15 ^оС.

. По косвенному методу, основанному на гидростатическом принципе, массу нефти

, кг, при измерениях гидростатического давления столба нефти в мерах вместимости вычисляют по формуле:

(29)

где Р – гидростатическое давление столба нефти, Па;

– средняя площадь поперечного сечения наполненной части меры вместимости, м²;

– ускорение силы тяжести, м/с².

. Среднюю площадь

, м², вычисляют по формуле:

(30)

где

– объем нефти в мере вместимости на измеряемом уровне Н, определяемый по градуировочной таблице меры вместимости, м³;

– температурный коэффициент линейного расширения стенки меры вместимости, значение которого принимают равным 12,5•10^-6 1/^оС;

– температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре нефти в мере вместимости, ^оС.

. Массу нефти

, кг, принятого в меру вместимости или отпущенного из нее, определяют как абсолютное значение разности масс нефти по формуле:

(31)

где

– массы нефти, вычисленные по формуле (12) в начале и конце операции соответственно.

. Массу нетто товарной нефти

кг, вычисляют по формуле:

(32)

где т – масса брутто товарной нефти, кг;

m – масса балласта, кг, вычисляемая по формуле:

(33)

где

– массовое содержание воды в товарной нефти, %;

– массовое содержание хлористых солей в товарной нефти, %;

– 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 измерятся 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 измерятся 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 измерятся с помощью поточного анализатора.

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. Рекомендуемый состав СИКН и пределы допускаемой погрешности, используемый при объемно-массовом статическом методе приведен в приложении 5 к настоящим Правилам.

68. Измерение объема, плотности и температуры нефти осуществляется 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 (Нб) 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 отклоняя лот от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование и сохраняя спокойное состояние поверхности нефти, без волн.

Лента рулетки поднимается вверх строго вертикально, не смещая ее 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

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 при необходимости производится 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.

При необходимости, температуру нефти измеряют 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

– плотность нефти при температуре измерения объема в резервуаре, кг/м³;

– 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

– поправочный коэффициент на изменение объема нефти

в зависимости от температуры стенки резервуара;

- общий объем жидкости, м³;

- 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 ^оС, то объем сданной нефти вычисляют по формуле:

(36)

где

– объем нефти до начала откачки, измеренный при температуре

м³;

– объем остатка, измеренный при температуре, м³;

– коэффициент объемного расширения нефти при температуре

принимаемый в соответствии с приложением 4 к настоящим Правилам.

Масса сданной партии нефти вычисляется по формуле (34), где значение плотности нефти определяется для температуры

Соответственно, при приеме нефти в резервуаре объем принятой нефти вычисляется по формуле:

(37)

где

– объем нефти в резервуаре по окончании процесса закачки и отстоя нефти, измеренный при температуре

м³;

– коэффициент объемного расширения нефти при температуре

принимаемый в соответствии с приложением 4 к настоящим Правилам.

Плотность нефти в этом случае определяется при температуре.

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;

– средняя площадь поперечного сечения наполненной части меры вместимости, м²;

– ускорение силы тяжести, м/с².

Среднюю площадь

, м², вычисляют по формуле:

(39)

где

– температурный коэффициент линейного расширения стенки меры вместимости, значение которого принимают равным 12,5 х 10^-61/^оС;

Тст- температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре нефти в мере вместимости, ^оС.

Массу нефти

, кг, принятой в меру вместимости или отпущенной из нее, определяют как абсолютное значение разности масс нефти по формуле:

, (40)

где

– массы нефти, вычисленные по формуле (20) в начале и конце операции соответственно.

, (41)

где

– плотность и объем нефти, приведенные к нормальным условиям по температуре (обозначение "с" соответствует термину "статическое").

Пределы относительной погрешности измерений массы нефти при косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе, вычисляют по формуле:

(42)

где

– относительные погрешности измерений гидростатического давления и уровня нефти, %;

- относительная погрешность составления градуировочной таблицы меры вместимости, %.

Пределы относительной погрешности измерений массы нефти при проведении учетных операций dmoс, %, вычисляют по формулам:

где

– относительные погрешности измерений гидростатического давления, соответствующие измеряемым уровням наполнения меры вместимости

, %.

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 превышают 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);

– 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, %;

– 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.

В случае применения поточных анализаторов качества нефти, результаты выводятся на печатающее устройство с интервалом выдачи распечаток, установленных 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 из нефтепровода по форме 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 из нефтепровода.

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.

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 ^оС
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 ^оС

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 "__" __________ 2___ г. в _____ часов

Представитель предприятия сдающей стороны

__________________________________ _____________________

Ф.И.О.

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 одно- временным 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 электромеханических счетчиков)	+ (при отсутствии 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.

. 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

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 так далее).

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 осуществляется 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 проверяют сохранность клейм и пломб, а также делают 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

Плотность, кг/м³	Температура нефти, ^оС
Плотность, кг/м³	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

Плотность, кг/м³	Температура нефти, ^оС
Плотность, кг/м³	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 м³до 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 ^оС
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, НГДУи 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, ^оС		Среднее давление за интервал, МПа		Примечание
	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

ФОРМА АКТА 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:

Наименование, группа нефти	Время начала закачки	Время завершения закачки	№ резервуара	Результаты измерения в резервуарах				Плотность нефти, кг/м³	Температура нефти, ^оС	Масса нефти, кг	Масса принятой-сданной нефти, кг
					Уровень, мм	Объем, м³
					Общий	Всего	в том числе:
							Нефти
				К началу закачки
				После закачки

Сдал _________________________

(подпись)

Масса принятой нефти _____________________________

(прописью)

Принял _____________________

(подпись)

Представитель от руководства предприятия _____________________

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

Жер қойнауын пайдаланушы келісімшарттық аумақта өндірген
мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу қағидасы
1. Жалпы ережелер

2. Өлшеу әдістері

3. Өлшеу құралдары

4. Мұнай массасын тікелей әдістермен өлшеу және таразылау
тәртібі

5. Мұнай массасын жанама әдістермен өлшеу және салмақтау
тәртібі

6. Мұнайдың нетто массасын анықтау

7. Өлшеу нәтижелерін ресімдеу

МКӨЖ үшін болуы міндетті құжаттардың
тізбесі

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

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

Мұнайдың көлемдік кеңею коэффициентінің кестесі х103, С-1

Мұнайдың қысылу коэффициентінің кестесі х103, МПа-1

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

МКӨЖ өлшеу құралдары көрсеткіштерін тіркеу журналының нысаны

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

Правила
измерения и взвешивания нефти,
добытой недропользователем на контрактной территории
1. Общие положения

2. Методы измерений

3. Средства измерений

4. Порядок измерения и взвешивания массы нефти прямыми методами

5. Порядок измерения и взвешивания массы нефти косвенными
методами

6. Определение массы нетто нефти

7. Оформление результатов измерений

Перечень
документов, обязательных к наличию для СИКН

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

Порядок учета нефти при отклонениях
и отказах средств измерений СИКН

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

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

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

Форма журнала регистрации показаний
средств измерений СИКН

ФОРМА АКТА ПРИЕМА-СДАЧИ НЕФТИ ИЗ НЕФТЕПРОВОДА

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

Жер қойнауын пайдаланушы келісімшарттық аумақта өндіргенмұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу қағидасы1. Жалпы ережелер

2. Өлшеу әдістері

3. Өлшеу құралдары

4. Мұнай массасын тікелей әдістермен өлшеу және таразылаутәртібі

5. Мұнай массасын жанама әдістермен өлшеу және салмақтаутәртібі

6. Мұнайдың нетто массасын анықтау

7. Өлшеу нәтижелерін ресімдеу

МКӨЖ үшін болуы міндетті құжаттардыңтізбесі

Ұсынылатын МКӨЖ құрамы және тікелей серпінді әдістіқолданумен рұқсат етілетін дәлсіздік шектері

МКӨЖ өлшеу құралдары ауытқаған және тоқтап қалған кездемұнайды есепке алу тәртібі

Мұнайдың көлемдік кеңею коэффициентінің кестесі х103, С-1

Мұнайдың қысылу коэффициентінің кестесі х103, МПа-1

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

МКӨЖ өлшеу құралдары көрсеткіштерін тіркеу журналының нысаны

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

Правилаизмерения и взвешивания нефти,добытой недропользователем на контрактной территории1. Общие положения

2. Методы измерений

3. Средства измерений

4. Порядок измерения и взвешивания массы нефти прямыми методами

5. Порядок измерения и взвешивания массы нефти косвеннымиметодами

6. Определение массы нетто нефти

7. Оформление результатов измерений

Переченьдокументов, обязательных к наличию для СИКН

Рекомендуемый состав СИКН и пределы допускаемой погрешностис применением прямого динамического метода

Порядок учета нефти при отклоненияхи отказах средств измерений СИКН

Таблица значений коэффициентов объемногорасширения нефти х 103, С-1

Таблица значений коэффициентов сжимаемости нефти х 103, МПа-1

Рекомендуемый состав СИКН и пределы допускаемойпогрешности с применением объемно-массовогостатического метода

Форма журнала регистрации показанийсредств измерений СИКН

ФОРМА АКТА ПРИЕМА-СДАЧИ НЕФТИ ИЗ НЕФТЕПРОВОДА

Жер қойнауын пайдаланушы келісімшарттық аумақта өндірген
мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу қағидасы
1. Жалпы ережелер

4. Мұнай массасын тікелей әдістермен өлшеу және таразылау
тәртібі

5. Мұнай массасын жанама әдістермен өлшеу және салмақтау
тәртібі

МКӨЖ үшін болуы міндетті құжаттардың
тізбесі

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

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

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

Правила
измерения и взвешивания нефти,
добытой недропользователем на контрактной территории
1. Общие положения

5. Порядок измерения и взвешивания массы нефти косвенными
методами

Перечень
документов, обязательных к наличию для СИКН

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

Порядок учета нефти при отклонениях
и отказах средств измерений СИКН

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

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

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

Форма журнала регистрации показаний
средств измерений СИКН