Жер қойнауын пайдаланушы жер қойнауы учаскесінде өндірген мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу қағидаларын бекіту туралы

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2018 жылғы 5 мамырдағы № 163 бұйрығы. Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде 2018 жылғы 5 маусымда № 16992 болып тіркелді.

"Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" Қазақстан Республикасының Кодексі 152-бабының 1-тармағына сәйкес БҰЙЫРАМЫН:

Ескерту. Кіріспе жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 01.11.2022 № 342 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік алпыс күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

1. Қоса беріліп отырған Жер қойнауын пайдаланушы жер қойнауы учаскесінде өндірген мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу қағидалары бекітілсін.

2. "Жер қойнауын пайдаланушы келісімшарттық аумақта өндірген мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу қағидаларын бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 23 ақпандағы № 133 (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10891 болып тіркелген, "Әділет" ақпараттық-құқықтық жүйесінде 2015 жылғы 13 мамырда жарияланған) бұйрығының күші жойылды деп танылсын.

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

1) осы бұйрықты Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркеуді;

2) осы бұйрық мемлекеттік тіркелген күнінен бастап күнтізбелік он күн ішінде оның қазақ және орыс тілдеріндегі қағаз және электрондық түрдегі көшірмесін ресми жариялау және Қазақстан Республикасы нормативтік құқықтық актілерінің эталондық бақылау банкіне енгізу үшін "Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінің Республикалық құқықтық ақпарат орталығы" шаруашылық жүргізу құқығындағы республикалық мемлекеттік кәсіпорнына жіберуді;

3) осы бұйрық мемлекеттік тіркелгеннен кейін күнтізбелік он күн ішінде оның көшірмесін мерзімді баспасөз басылымдарына ресми жариялауға жіберуді;

4) осы бұйрық ресми жарияланғаннан кейін оны Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің интернет-ресурсында орналастыруды;

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

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

5. Осы бұйрық 2018 жылғы 29 маусымнан бастап қолданысқа енгізіледі және ресми жариялануға жатады.

Қазақстан Республикасының Энергетика министрі

Қ. Бозымбаев

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасының

Инвестициялар және даму министрі

_____________ Ж. Қасымбек

18 мамыр 2018 жылғы

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2018 жылғы 5 мамырдағы № 163 бұйрығымен бекітілген

Жер қойнауын пайдаланушы жер қойнауы учаскесінде өндірген мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу қағидалары

Ескерту. Қағида жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 01.11.2022 № 342 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік алпыс күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Жер қойнауын пайдаланушы жер қойнауы учаскесінде өндірген мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу қағидалары (бұдан әрі – Қағидалар) "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" Қазақстан Республикасының Кодексі 152-бабының 1-тармағына (бұдан әрі – Кодекс) сәйкес әзірленді және жер қойнауын пайдаланушы жер қойнауы учаскесінде өндірген мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу тәртібін айқындайды.

2. Осы Қағидаларда мынадай негізгі ұғымдар пайдаланылады:

1) бақылауаралық интервал – өлшеу құралдарының метрологиялық сипаттамаларын салыстырып тексеру кезiнде анықталған мәндерден ауытқуын анықтау үшiн жүргiзiлетiн екi кезектi бақылау актiсiнiң арасындағы уақыт аралығы;

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

3) мұнайдың балласттық салмағы – мұнайдағы судың, хлорлы тұздар мен механикалық қоспалардың жалпы салмағы;

4) мұнай көлемiнiң және сапа көрсеткіштерінің өлшемдерi жүйесi – өлшеу құралдарының (шығысты түрлендіргіштердің, тығыздықты түрлендіргіштердің, ылғал мөлшерiн, тұз мөлшерiн, тұтқырлықты, температураны, қысымды, салмақ өлшеуiштердi түрлендiргiштердiң), өлшеу нәтижелерiн өңдеу, сақтау, индикациялау және тiркеу құрылғыларының, автоматты және қолмен өңдеу үшiн қолайлы нысанда өлшеуiш ақпаратының дабылдарын өңдеуге арналған технологиялық және қосалқы жабдықтардың (құбырлардың, сүзгiлердiң, сорғылардың, сынама iрiктегiштiң, бекiтушi және реттеушi арматураның) жиынтығы;

5) мұнайдың брутто салмағы – балласттық салмақты қамтитын мұнайдың жалпы салмағы;

6) мұнайдың нетто салмағы – мұнайдың брутто салмағы мен мұнайдың балласттық салмағының айырмасы;

7) өлшеу сызығы – қысымды және температураны өлшеу құралдарымен, ысырмалармен және сүзгiлермен жарақтандырылған құбырлардың тiк сызықты учаскелерi бар шығысты түрлендіргіштерден немесе салмақ өлшеуiштен тұратын мұнай көлемiн өлшеу жүйесі конструкциясының бөлiгi;

8) резервтiк есепке алу схемасы – негізгі схема – мұнай көлемі мен сапасының көрсеткіштерін өлшеу жүйесі істемей қалған кезде мұнай салмағын өлшеу үшін қолданылатын жүйе;

9) технологиялық жабдық – бекітуші және реттеуші арматура, құбырлар, сүзгілер, 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 өлшеу аспаптары;

10) төрелiк сынама – төрелiк талдау үшiн пайдаланылатын бақылау сынамасы.

3. Мұнайды есепке алу топтық өлшеу қондырғылары арқылы әрбір ұңғыма бойынша жер қойнауы учаскесінде тоннамен жүзеге асырылады. Мұнай салмағын өлшеудiң дұрыстығын, сондай-ақ өлшеу сапасын бақылауды қамтамасыз ету үшiн жер қойнауын пайдаланушының салыстырып тексеру туралы қолданыстағы сертификаты және Қазақстан Республикасының өлшем бiрлiгін қамтамасыз ету жүйесiнiң мемлекеттiк тiзiлiмiне енгiзiлген қажеттi жабдығы мен өлшеу құралдары қолданылады.

2-тарау. Жер қойнауын пайдаланушы жер қойнауы учаскесінде өндірген мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу тәртібі

4. Мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу тікелей және жанама тәсілдермен жүзеге асырылады.

5. Тікелей тәсілдер қолданылған кезде мұнай салмағы таразымен, таразылы мөлшерлеуіштермен және құрылғылармен (тікелей статикалық тәсіл), салмақтық есептеуішпен және салмақтық шығысты түрлендіргішпен өлшенеді (тікелей серпінді тәсіл).

6. Жанама тәсіл көлемдік-салмақтық тәсілге және гидростатикалық қағидатқа негізделген тәсілге бөлінеді.

7. Жанама көлемдік-салмақтық тәсіл мұнайды жанама көлемдік-салмақтық серпінді тәсілге (бұдан әрі – жанама серпінді тәсіл) және жанама көлемдік-салмақтық статикалық тәсілге (бұдан әрі – жанама статикалық тәсіл) бөлінеді.

8. Жанама көлемдік-салмақтық серпінді тәсіл мұнайды мұнай құбырында тікелей ағында өлшеген кезде қолданылады. Бұл ретте мұнай көлемін өлшеуіштермен немесе интеграторлары бар шығысты түрлендіргішпен өлшейді.

9. Көлемдік-салмақтық серпінді тәсіл қолданылған кезде мұнайдың көлемі мен тығыздығы бірдей немесе бірдей етілген жағдайларда (температура, қысым) өлшенеді, мұнайдың брутто салмағын осы шамалардың мәндерінің көбейтіндісі ретінде айқындайды, ал содан соң мұнайдың нетто салмағы есептеледі.

10. Мұнай тығыздығын ағынды тығыздық өлшеуішпен немесе зертхана жағдайында біріктірілген сынамада мұнайға арналған ареометрмен, ал мұнайдың температурасы мен қысымын – тығыздық пен көлемді өлшеген кезде тиісінше термометрлермен және манометрлермен өлшейді.

11. Жанама көлемдік-салмақтық статикалық тәсілді мұнайды градуирленген ыдыстарда өлшеген кезде қолданады (тік және көлденең резервуарлар, көліктік ыдыстар және цистерналар).

Мұнай салмағы мыналарды өлшеу нәтижелерi бойынша анықталады:

1) сыйымдылық шамаларында:

мұнай деңгейін – стационарлық деңгей өлшеуішпен немесе сұйықтық деңгейін өлшейтін құралдармен (лазерлік, механикалық, гидростатикалық, электрлік, акустикалық, радарлық, рефлекстік микротолқынды, радиациялық типтер);

мұнай тығыздығын – тығыздық өлшейтін көшпелі немесе 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 өлшеуішпен немесе тығыздық түрлендіргішін қолдана отырып;

мұнай температурасын – көшпелі температура түрлендіргішпен немесе нүктелі мұнай сынамасында термометрмен;

мәні таңбалау кестесіне жазылған және салыстырып тексеру туралы сертификатында 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 нәтижелерін оның көлемін сыйымдылық шамаларында немесе толық сыйымдылық шамаларында өлшеу жағдайларына әкеледі.

Деңгей өлшеуішпен, метроштокпен немесе өлшеуіш металл 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.

12. Мұнайдың нетто салмағын мұнайдың брутто салмағы мен мұнайдың балласттық салмағының айырмасы ретінде айқындайды. Мұнайдың балласттық салмағы мұнайдағы судың, хлорлы тұздар мен механикалық қоспалардың жалпы салмағы ретінде айқындалады. Бұл үшін мұнайдағы судың, хлорлы тұздар мен механикалық қоспалардың салмақтық үлестері айқындалып, олардың салмағы есептеледі.

13. Гидростатикалық қағидатқа негізделген жанама тәсілді қолданған кезде мұнай бағанының гидростатикалық қысымын өлшейді, резервуардың толтырылған бөлігінің орташа ауданын айқындайды және мұнай салмағын ауырлық күш үдеуіне бөлінген осы шама мәндерінің көбейтіндісі ретінде есептейді.

Босатылған (қабылданған) мұнайдың салмағын екі тәсілмен:

1) осы Қағидалардың 5-тармағында көзделген тәсілдермен тауарлық операцияның басында және аяғында айқындалған салмақтардың айырмасы ретінде;

2) ауырлық күш үдеуіне бөлінген, мұнай босатылған резервуар бөлігінің орташа қима ауданына тауарлық операцияның басында және аяғындағы гидростатикалық қысымдардың айырмасы ретінде айқындайды.

14. Мұнай бағанының гидростатикалық қысымын манометрмен өлшейді. Өлшеу мұнай буларының қысымын ескере отырып жүргізіледі.

15. Резервуар бөлігінің орташа қима ауданын айқындау үшін өлшеуіш металл рулеткамен немесе деңгей өлшеуішпен тауарлық 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 мұнайдың балласттық салмағын айқындау үшін мұнайдың көлемі салмақты тығыздыққа бөлудің бөліндісі ретінде айқындалады.

16. Мұнайдың брутто салмағын өлшеуде жол берілетін салыстырмалы дәлсіздіктер шегі мыналардан аспайды:

± 0,40 % – ажыратылған цистерналарды таразыда өлшеу арқылы тікелей статикалық өлшеу тәсілі кезінде;

± 0,50 % – ажыратылмаған жүріп келе жатқан цистерналарды және олардың құрылымын таразыда өлшеу арқылы тікелей статикалық өлшеу тәсілі кезінде;

± 0,25 % – тікелей және жанама серпінді өлшеу тәсілдері кезінде;

± 0,60 % – 120 тонна және одан жоғары мұнай салмағын жанама статикалық өлшеу тәсілі және гидростатикалық қағидатқа негізделген жанама өлшеу тәсілі кезінде;

± 0,75 % – 120 тоннаға дейінгі мұнай салмағын жанама статикалық өлшеу тәсілі және гидростатикалық қағидатқа негізделген жанама өлшеу тәсілі кезінде.

17. Мұнайдың нетто салмағын өлшеуде жол берілетін салыстырмалы дәлсіздіктер шегі мыналардан аспайды:

± 0,50 % – ажыратылған цистерналарды таразыда өлшеу арқылы тікелей статикалық өлшеу тәсілі кезінде;

± 0,60 % – ажыратылмаған жүріп келе жатқан цистерналарды және олардың құрылымын таразыда өлшеу арқылы тікелей статикалық өлшеу тәсілі кезінде;

±0,35 % – тікелей және жанама серпінді өлшеу тәсілдері кезінде;

±0,50 % – 120 тонна және одан жоғары мұнай салмағын жанама статикалық өлшеу тәсілі және гидростатикалық қағидатқа негізделген жанама өлшеу тәсілі кезінде;

±0,65 % – 120 тоннаға дейінгі мұнай салмағын жанама статикалық өлшеу тәсілі және гидростатикалық қағидатқа негізделген жанама өлшеу тәсілі кезінде.

1-параграф. Арнайы техникалық құралдар

18. Арнайы техникалық құралдар (оның ішінде есептеу техникасы құралдарын) қабылданған көлемі мен салмағын өлшеу тәсілдеріне қарай мұнай салмағын өлшеу жүйесін жобалау сатысында таңдайды, олардың өлшеу нәтижелері бойынша мұнай салмағы, оның ішінде осы Қағидалардың 16-тармағында көрсетілген тауарлық мұнайдың брутто салмағын және осы Қағидалардың 17-тармағында көрсетілген тауарлық мұнайдың нетто салмағын өлшеу дәлсіздіктерінің нормалары айқындалады.

19. Мұнай көлемiн өлшеу жүйесінің құрамына кiретiн арнайы техникалық құралдар (оның ішінде таразылар, таразылық дозаторлар мен құрылғылар) бойынша үлгiсiн бекiту немесе метрологиялық аттестаттау туралы сертификаттар және Қазақстан Республикасының өлшем бiрлiгін қамтамасыз ету туралы заңнамасына сәйкес өлшем құралдарын салыстырып тексеру туралы қолданыстағы сертификат болуы тиіс.

20. Арнайы техникалық құралдар пайдалануға енгізер алдында, пайдалану кезiнде және жөндеуден кейiн "Өлшем бірлігін қамтамасыз ету туралы" Қазақстан Республикасы Заңының 19-бабына сәйкес салыстырып тексеруге жатады.

21. Өлшем құралдарын салыстырып тексеруді өлшем құралдарын салыстырып тексеруге аккредиттелген заңды тұлғалар жүзеге асырады.

22. Өлшем құралдарын салыстырып тексеру Қазақстан Республикасының өлшем бірлігін қамтамасыз ету саласындағы заңнамасына сәйкес жүзеге асырылады.

Мұнай көлемiн өлшеу жүйесінің құрамына кiретiн өлшем құралдарының дәлсіздіктері "Мұнай мөлшері мен көрсеткіштерін өлшеу жүйесі. Жалпы талаптар" 2.62 ҚР СТ-ға сәйкес өлшеулерді орындау тәсілдеріне арналған құжаттарда регламенттеледі.

2-параграф. Мұнайдың көлемі мен салмағын тікелей тәсілдермен өлшеу тәртібі

23. Салыстырып тексеруді бөлу саны кемінде 3000 болатын орташа сыныпты дәлдік статикалық өлшеу үшін тікелей статикалық тәсілмен ыдыстағы және көлік құралдарындағы (темір жол және автомобиль цистерналары) мұнай салмағын өлшеу арқылы өлшейді.

24. Мұнайдың брутто салмағы таразымен өлшеу диапазоны шегінде өлшенеді. Таразыны пайдалану шарттары таразының нақты түріне арналған пайдалану құжаттарының талаптарына сәйкес келеді.

25. Теміржол цистерналарындағы мұнай салмағы оларды өлшеу нәтижелері бойынша айқындалған тиелген цистерналардың өлшенген салмағы мен бос цистерналардың салмағы арасындағы айырмашылық ретінде айқындалады.

26. Жүріп келе жатқан цистерналардағы мұнай салмағы таразыны пайдалану жөніндегі нұсқаулықтың талаптарына сәйкес жүру кезінде өлшеуге арналған вагондық таразыда айқындалады.

27. Құбырмен тасымалданатын мұнай салмағы тiкелей мұнай құбыры ағынында тікелей серпінді тәсілмен анықталады. Өлшеу нәтижесiне мұнайдың тұтқырлығы мен тығыздығының өзгеруi әсер етпейдi.

28. Рұқсат етілген мұнай көлемiн өлшеу жүйесінің құрамы және тікелей серпінді тәсілді қолдана отырып дәлсiздiгiнiң жол берiлетiн шектерi осы Қағидаларға 1-қосымшада келтірілген.

29. Салмақ өлшеуiштердi пайдалану процесінде салмақ өлшеуiштің осы түріне техникалық сипаттамаға сәйкес салмақ өлшеуiш нөлiнің ығыстырылуы бақыланады.

30. Салмақ өлшеуiштердi салыстырып тексеру мен бақылау пайдалану орнында, сонымен қатар салыстырып тексеру стендiнде де жүргiзiледi.

3-параграф. Мұнайдың көлемі мен салмағын жанама тәсілдермен өлшеу тәртібі

31. Қабылдау-тапсыру операциялары кезінде мұнайдың салмағы шығысты түрлендіргіштер мен тығыздықты түрлендіргіштердің көмегімен жанама көлемдік-салмақтық серпiндi тәсілмен анықталады.

32. Бұл ретте салмақ 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 тығыздықты түрлендіргіш ажыратылған және резервтегiсi болмаған кезде, мұнай тығыздығы ареометрмен немесе рұқсат етiлетiн шектi дәлсiздiгi ± 0,5 килограм текше метрге (бұдан әрі – кг/м3) зертханалық тығыздық өлшеуiшпен айқындалады.

Шығысты түрлендіргіш 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 тығыздықты түрлендіргішпен өлшенген мұнай тығыздығының мәнi мұнай көлемiн өлшеу шарттарына және қалыпты жағдайға келтiрiледi.

33. Ақпаратты өңдеу құрылғысымен немесе оператордың автоматтандырылған жұмыс орнында мұнай есебiнiң барлық процестерін басқару жүзеге асырылады.

34. Мұнай көлемiн өлшеу жүйесін пайдалануға қойылатын негiзгi талаптар:

1) мұнай көлемiн өлшеу жүйесін пайдалану процесінде мынадай параметрлер бақыланады:

өлшеу сызықтары арқылы мұнай шығысы. Мұнай көлемiн өлшеу жүйесінің конструкциясы салмақты 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. Мұнай көлемiн өлшеу жүйесінің шығуындағы мұнай қысымы көлемдiк шығысты түрлендіргіштің кавитациясыз жұмысын қамтамасыз етеді және мынадай формула бойынша белгiленген мәннен кем болмайды:

мұндағы

– мұнай көлемiн өлшеу жүйесінің шығуындағы ең аз артық қысым, мега Паскаль (бұдан әрі – МПа);

– қаныққан бу қысымы, МПа;

– шығысты түрлендіргіштегі немесе техникалық паспортта көрсетiлген салмақ өлшеуiштегi қысым айырымы, МПа;

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

ф аспауы тиiс, мұндағы

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

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

2) мұнай көлемін өлшеу жүйесінің өлшеу құралдарының ауытқуы және жұмыс iстемеуі кезде мұнайдың есебi осы Қағидаларға 2-қосымшаға сәйкес нысан бойынша жүргізіледі.

3) мұнай көлемiн өлшеу жүйесі "Мұнай мөлшері мен көрсеткіштерін өлшеу жүйесі. Жалпы талаптар" ҚР 2.62 СТ-ға сәйкес салыстырып тексеріледі.

35. Шығыстың түрлендіргішін пайдалануға қойылатын негiзгi талаптар:

1) шығысты түрлендіргішті пайдалану кезiнде метрологиялық сипаттамаларды салыстырып тексеру және бақылау жүргiзiледi;

2) жұмыс шығысты түрлендіргіштің метрологиялық сипаттамаларын бақылау немесе салыстырып тексеру уақытында мұнайдың есебiн бақылау өлшеу сызығы бойынша жүргiзуге болады;

3) шығысты түрлендіргішті салыстырып тексеру пайдалану орнында өлшеу сызықтары элементтерiмен (егер олар жобада көзделсе, ағыс түзеткiштермен, тiк учаскелермен) жиынтықта мұнай көлемiн өлшеу жүйесін пайдаланылатын шығыстардың жұмыс диапазонында жүргiзiледі;

4) шығысты түрлендіргішті түрлендiру коэффициентi салыстырып тексеруден кейiн қажеттік кезінде ақпаратты өңдеу құрылғысына қолмен де, сонымен бiрге автоматты түрде де енгізіледі.

Ақпаратты өңдеу құрылғысына градуирлiк сипаттаманы iске асыру тәсiлiне байланысты шығысты түрлендіргішті түрлендiру коэффициентi мынадай түрде ұсынылады:

5) шығыстардың барлық жұмыс диапазонындағы тұрақты мән;

6) шығыстың түрлi кіші диапазондарында түрлендiру коэффициентiнiң мәндерi;

7) шығыстардың жұмыс диапазоны нүктелерiнде түрлендiру коэффициентiнiң мәндерi;

8) тексеруаралық өту интервалында шығысты түрлендіргіштің метрологиялық сипаттамаларын бақылау.

Шығысты түрлендіргіштің метрологиялық сипаттамаларын бақылау шығыстардың жұмыс диапазонындағы жұмыс жағдайларында пайдалану орнында түрлендiру коэффициентiн және шығысты түрлендіргіштің немесе ақпаратты өңдеу құрылғысының (ақпаратты өңдеу құрылғысының жадында сақталатын) қайталама аспабында белгiленген мәндердiң түрлендiру коэффициентiнен алынған мәннен ауытқуын анықтаудан тұрады.

Шығысты түрлендіргіш метрологиялық сипаттамаларын бақылау құбыр-поршеньдiк салыстырып тексеру қондырғысы немесе бақылауаралық интервал арқылы пайдалану орнында бақылау шығысты түрлендіргіш бойынша жүргiзiледi.

Шығысты түрлендіргіш бақылауаралық интервалын белгiлеу мынадай тәртiппен жүргiзiледi:

9) әрбiр жаңадан енгiзiлетiн мұнай көлемiн өлшеу жүйесі үшiн, сондай-ақ шығысты түрлендіргішті ауыстыру арқылы реконструкциялаудан кейiн шығысты түрлендіргіштің бақылауаралық интервалы айқындалады. Бақылауаралық интервал сонымен бiрге шығысты түрлендіргішті жөндеуден кейiн де белгiленедi;

10) бақылауаралық интервал шығысты түрлендіргішті пайдаланудың қарқындылығына байланысты не жұмыс iстеу сағаттарында не поршенді салыстырып тексеру қондырғысының турбасы бойынша түрлендiру коэффициентiн бақылау нәтижелерi бойынша күнтiзбелiк уақытта (күндермен немесе айлармен) белгiленедi;

11) шығысты түрлендіргіштің үздiксiз жұмысы кезiнде күнтiзбелiк 5 күн аралық мерзiммен күнтiзбелiк 30 күн iшiнде түрлендiру коэффициентiнiң мәнiн бақылау жүргiзiледi және бақылауаралық интервал күнтiзбелiк 5 күн болып белгiленедi;

12) бақылауаралық интервал статистикалық деректердiң нәтижелерi бойынша орнатылады;

13) резервте тұрған және ұзақ уақыт бақылаудан өтпеген шығысты түрлендіргішті бақылау оларды пайдалануға қосу алдында ғана жүргiзiледi;

14) бақылауаралық интервалдың шамасы мұнай көлемiн өлшеу жүйесінің формулярына енгiзiледi;

15) бақылауаралық интервалды белгiлеудi өткiзушi және қабылдаушы тараптардың өкiлдерiмен келiсе отырып, мұнай көлемiн өлшеу жүйесі қызмет көрсетудi жүргiзетiн ұйым орындайды.

Ағынды тығыздықты түрлендіргішті пайдалануға қойылатын негiзгi талаптар:

16) ағынды тығыздықты түрлендіргішті салыстырып тексеру тегеурінді металл пикнометрлердiң өлшеу жинағы бойынша немесе дәлдігі жоғары сыныпты тығыздықты өлшеуiш бойынша жүргiзiледi;

17) ағынды тығыздықты түрлендіргішті салыстырып тексеру зертханада немесе пайдалану орнында жүргiзiледi. Ағынды тығыздықты түрлендіргішті салыстырып тексеру, егер мұнайдың тығыздығы жыл iшiнде 100 кг/м3-ден аспаса, пайдалану орнында жүргiзіледі;

18) тығыздықты түрлендіргішті зертханада кезектi салыстырып тексеруден кейiн оны пайдалану орнына орнатар алдында ауа нүктесi бойынша метрологиялық сипаттаманы бақылау орындалады;

19) бұл үшiн мұнай сапасының параметрлерiн өлшеу блогында немесе басқа бейiмделген үй-жайда тығыздықты түрлендіргіш қоректендiрiледi, тығыздықты өлшеу сызығына қосылады және (20 ± 5)oС температура кезiнде шығу дабылын есептеу жүргiзiледi;

20) шығу дабылының тербелiс кезеңi салыстырып тексеру сертификатында (ауамен немесе газбен салыстырып тексеру) көрсетiлген тербелiс кезеңiне сай келеді.

36. Егер салыстырып тексеру немесе бақылау кезiнде тығыздықты түрлендіргіштің дәлсiздiгi белгiленген шектерден асатын болса, кейiн салыстырып тексере отырып градуирлеуге жатады.

Ағынды тығыздықты түрлендіргішті градуирлеу пикнометрлердiң өлшеу жинағы бойынша немесе дәлдігі жоғары сыныпты тығыздықты өлшеуiш бойынша зертханада немесе пайдалану орнында жүргiзiледi.

Ағынды тығыздықты түрлендіргішті градуирлеу, егер мұнайдың тығыздығы жыл iшiнде 100 кг/м³-ден аспаса, пайдалану орнында жүргiзіледі.

37. Ағынды тығыздықты түрлендіргішті бақылау күнтiзбелiк 10 күнде бiр рет тығыздықты түрлендіргіштің жұмыс көрсеткiштерiн мұнайдың тығыздығын дәлдігі жоғары сыныпты тығыздықты өлшеуiшпен тығыздықтың жұмыс мәнi кезiнде жұмыс жағдайларында өлшеу нәтижелерiмен немесе резервтiк тығыздықты түрлендіргіштің көрсеткiштермен салыстырып қарау тәсілімен жүргiзiледi.

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

Мынадай шарт орындалады:

мұндағы

– жұмыс тығыздықты түрлендіргіштіпен өлшенген, мұнай тығыздығының мәнi, кг/м3;

– дәлдігі жоғары сыныпты тығыздықты өлшеуiшпен немесе резервтiк тығыздықты түрлендіргішпен өлшенген, мұнай тығыздығының мәнi, кг/м3;

– жұмыс тығыздықты түрлендіргіштің рұқсат етiлетiн абсолюттiк дәлсiздiгiнiң шегi, кг/м3;

– дәлдігі жоғары сыныпты тығыздықты өлшеуiшпен немесе резервтiк тығыздықты түрлендіргіштің рұқсат етiлетiн абсолюттiк дәлсiздiгiнiң шегi, кг/м3.

Дәлдігі жоғары сыныпты тығыздықты өлшеуiш болмаған кезде немесе резервтiк тығыздықты түрлендіргішпен мұнай көлемiн өлшеу жүйесін жарақтандыруға дейiн жұмыс тығыздықты түрлендіргішті бақылау талдамалық зертханамен мұнай тығыздығын өлшеу нәтижелерi бойынша жүргiзiледi.

Күнтiзбелiк 10 күнде кемінде бiр рет тығыздықты түрлендіргіштің көрсеткiштерi мұнай тығыздығын тығыздық өлшеуiшпен немесе зертханалық тығыздық өлшеуiшпен өлшеу нәтижелерiмен салыстырылады және төмендегi формула бойынша

кг/м3 тығыздықтарының айырмасы есептеледi:

мұндағы

– мұнай сапасы параметрлерiн өлшеу блогында шарттарға келтiрiлген,

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

Мынадай шарт орындалады:

мұндағы

– ареометрмен немесе тығыздықты өлшеудi орындау тәсілдерін метрологиялық аттестаттау туралы сертификаттан зертханалық тығыздық өлшеуiшпен өлшеу тәсілінің дәлсiздiгi, кг/м3.

Тәсіл дәлсiздiгiн бағалауды өткiзгенге дейін былайша тығыздықты түрлендіргішпен бақылау жүргізіледі:

мына формула бойынша анықтайды:

мұндағы

– нормадан ауытқушылыққа тексерiлген, тығыздықты түрлендіргішпен салыстырып тексеруден кейiнгi алғашқы 30 ауысымның айырмасының орташа мәнi, кг/м3. Шұғыл байқалатын өлшеулер табылған жағдайда оларды қосымша өлшемдер нәтижелерiмен алмастырады.

– тексеруден кейiн алғашқы 30 ауысымда і-ауысымды жұмыс тығыздықты түрлендіргішпен 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.

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

мұндағы

– мұнай сапасы параметрлерiн өлшеу блогында шарттарға келтiрiлген,

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

Мынадай шарт орындалады:

мұндағы

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

Егер (4) немесе (8) шарттар орындалмаса, ауытқу себептерi анықталады: өлшеулердiң қателерi, бақылау шарттарын сақтамау, ескерiлмеген факторлар.

Қатарынан үш ауысым iшiнде шарттар сақталмаған кезде және ақау болған жағдайда тығыздықты түрлендіргішті бөлшектейдi, жуады, мұнай сапасы параметрлерiн өлшеу блогына қайта орнатады және осы әдiс бойынша бақылайды. Қосымша екi ауысым iшiнде теріс нәтижелер алынған кезде тығыздықты түрлендіргіш кезектен тыс салыстырып тексеруге жатады.

Қабылдаушы және тапсырушы тараптардың уағдаластықтары бойынша бақылау мерзiмдiлiгiн өзгерту жүргізіледі.

Тығыздықты түрлендіргіштің метрологиялық сипаттамаларын бақылауды ұсынудың көрнекiлiгi үшiн және ақаулардың диагностикасы мүмкiндiгiн iске асыру үшiн жоғарыда көрсетiлген өлшемдердi компьютерге енгiзу және сақтау, график түрiнде монитор экранында индекаторлау ұсынылады.

38. Тығыздықты түрлендіргішті ағыту кезiнде мұнайдың брутто салмағы мұнайдың бiрiктiрiлген сынамасы (тәулiктiк не бір топтағы) зертханалық талдаулар бойынша мұнай тығыздығы ескерiле отырып анықталады. Ақау немесе тығыздықты түрлендіргішті ағытудың нақты сәтiн анықтау мүмкiндiгi болмаған жағдайда осы кезең үшiн мұнай тығыздығын арбитраждық сынама бойынша қабылдау қажет.

Тығыздықты түрлендіргішті ағыту кезiнде және резервтiк тығыздықты түрлендіргіш болмаған кезде мұнайдың брутто салмағы (Мбр), тонна, мына формула бойынша есептеледi:

мұндағы V – мұнай көлемiн өлшеу жүйесі арқылы өткен мұнай көлемi, текше метр (бұдан әрі – м3);

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

Тәсіл дәлсiздiгiн бағалауды өткiзгенге дейiн өлшеудi ареометрмен орындау тәсілдеріне сәйкес мұнайдың жалпы салмағы мына формула бойынша анықталады:

мұндағы

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

– төмендегi формула бойынша анықталған мұнайдың брутто салмағына түзету:

мұндағы Kn – түзетушi көбейткiш.

39. Серпінді өлшеулердің көлемді-салмақтық жанама тәсілі бойынша мұнайдың тығыздығы мен көлемі өлшенеді және бұл өлшеулердің нәтижелерін қалыпты шарттарға келтіреді немесе мұнай тығыздығын өлшеу нәтижелері оның көлемін өлшеу шарттарына келтіреді.

40. Шығысты түрлендіргіш немесе сұйықты есептеуішпен жүргізілетін мұнай көлемін және тығыздықты түрлендіргіштің көмегімен айқындалатын оның тығыздығын өлшеу кезінде және кейіннен мұнай тығыздығы мен көлемін өлшеу нәтижелерін шарттарға келтірген кезде мұнайдың салмағын

, киллограмм (бұдан әрі – кг), мына формула бойынша есептейді:

мұндағы

– қалыпты шарттарға келтірілген мұнай тығыздығы мен көлемі.

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

41. 15 ^oС температура кезіндегі жағдайға келтірілген мұнай тығыздығын,

, кг/м3, мына формула бойынша есептейді:

мұндағы

– тығыздықты түрлендіргіштегі 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, тығыздықты түрлендіргіштегі мұнай қысымы үшін белгіленген мұнай көлеміне қысымның әсерін ескеретін түзету коэффициенті.

42. 20 ^оС температура кезінде қалыпты жағдайға келтірілген мұнай тығыздығы, кг/м³, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы

– осы Қағидаларға 3-қосымшада келтірілген "мұнайдың көлемдік кеңею коэффициентінің кестесіне х10³, С-1", сәйкес қабылданатын, 15^оС температура кезінде мұнайдың көлемдік кеңею коэффициенті.

43. 15 ^оС температураға келтірілген мұнай көлемі,

, м³, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы

– шығысты түрлендіргіште немесе сұйықтық есептеуіште мұнай температурасы және қысымы кезінде өлшенген мұнай көлемі, м3;

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

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

44. 20 ^oС температураға келтірілген мұнай көлемі

, м³, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы

– қалыпты жағдайларға келтірілген мұнай көлемі, м³;

мұндағы

– осы Қағидаларға 3-қосымшада келтірілген мұнайдың көлемдік кеңею коэффициентінің кестесіне х10³, С-1, сәйкес қабылданатын, 15^оС температура кезінде мұнайдың көлемдік кеңею коэффициенті.

45. Шығысты түрлендіргіштің немесе сұйықтық есептеуіш көмегімен жүргізілген мұнай көлемін және ареометр немесе зертханада біріктірілген сынамада зертханалық тығыздық өлшеуішпен анықталған оның тығыздығын өлшеу және өлшеу нәтижелері мен мұнай тығыздығын кейіннен қалыпты жағдайға келтіру кезіндегі мұнай салмағы

, кг, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы

– қалыпты жағдайларға келтірілген мұнай көлемі, м3;

– қалыпты температураға келтірілген мұнай тығыздығы, кг/м3.

, м3, мәні (15) және (16) формулалар бойынша анықталады.

46. 15^oС температураға келтірілген мұнай тығыздығы,

, кг/м3, мына формула бойынша есептеледі:

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 ^оС температураға келтірілген мұнай тығыздығы,

кг/м³, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы

– осы Қағидаларға 3-қосымшада келтірілген мұнайдың көлемдік кеңею коэффициентінің кестесіне х10³, С-1, сәйкес қабылданатын, 15^оС температура кезінде мұнайдың көлемдік кеңею коэффициенті.

Ареометрмен өлшенген мұнай тығыздығы стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес кестелер бойынша 20оС қалыпты температура кезіндегі тығыздыққа келтіріледі.

47. Шығысты түрлендіргіштің немесе сұйықтық есептеуіш көмегімен жүргізілген мұнай көлемін және ағынды тығыздықты түрлендіргішпен анықталған оның тығыздығын өлшеу және мұнай тығыздығын өлшеу нәтижелерін кейіннен оның көлемін өлшеу жағдайларына келтіру кезіндегі мұнай салмағы

, кг, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы

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

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

– осы Қағидаларға 3-қосымшада көрсетілген мұнайдың көлемдік кеңею коэффициентінің кестесіне х 10³, С-1, сәйкес қабылданатын мұнайдың көлемдік кеңею коэффициенті.

– тығыздықты түрлендіргіштегі мұнай температурасы, оС;

– шығысты түрлендіргіштегі немесе сұйықтық есептеуіштегі мұнай температурасы, оС;

– осы Қағидаларға 3-қосымшада көрсетілген мұнайдың қысылу коэффициентінің кестесіне х 103, МПа-1, сәйкес қабылданатын мұнайдың қысылу коэффициенті.

– тығыздықты түрлендіргіштегі мұнайдың артық қысымы, МПа;

– шығысты түрлендіргіштегі немесе сұйықтық есептеуіштегі мұнайдың артық қысымы, МПа.

48. Шығысты түрлендіргіштің немесе сұйықтық есептеуіш көмегімен жүргізілген мұнай көлемін және нормативтік құжаттарға сәйкес біріктірілген сынамада ареометр көмегімен немесе зертханалық тығыздық өлшеуіш көмегімен анықталатын тығыздығын өлшеу және мұнай тығыздығын өлшеу нәтижелерін кейіннен оның көлемін өлшеу жағдайларына келтіру кезіндегі мұнай салмағы m4Д, кг, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы

-

температурасы кезінде зертханада өлшенген мұнай тығыздығы, кг/м3;

– осы Қағидаларға 3-қосымшада көрсетілген мұнайдың көлемдік кеңею коэффициентінің кестесіне х 10³, С-1,сәйкес қабылданатын мұнайдың көлемдік кеңею коэффициенті.

– осы Қағидаларға 3-қосымшада көрсетілген мұнайдың қысылу коэффициентінің кестесіне х 103, МПа-1 сәйкес қабылданатын мұнайдың қысылу коэффициенті.

Pv– мұнайдың көлемін өлшеу кезіндегі оның артық қысымы, МПа;

Тығыздық зертханалық тығыздық өлшеуіш көмегімен өлшенген жағдайда ол бірге тең болып қабылданады.

49. (20), (21) формулалар мұнайдың тығыздығы мен көлемін өлшеу кезінде температуралардың айырмасы 15^оС-тан артық болмаған кезде қолданылады. Мұнайдың тығыздығы мен көлемін өлшеу кезінде температуралар айырмасы 15^оС-тан артық болған кезде есептеулер осы Қағидалардың 56-тармағына сәйкес жүргізіледі.

50. Статикалық өлшеулердің жанама тәсілі 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.

51. Мұнай көлемі сыйымдылық шамасында және толық сыйымдылық шамасында және мұнай тығыздығы тығыздықты түрлендіргіштің немесе зертханада біріктірілген немесе нүктелік сынама көмегімен өлшенген кезде және мұнай көлемі мен тығыздығын өлшеу нәтижелерін кейіннен қалыпты жағдайға келтіру кезіндегі мұнай салмағы

, кг, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы

– температура бойынша қалыпты жағдайға келтірілген мұнайдың тығыздығы мен көлемі.

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

15^оС температураға келтірілген мұнай тығыздығы,

, кг/м3, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы

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

– стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес есептелетін, мұнайдың зертханадағы немесе тығыздықты түрлендіргіштің температурасы үшін анықталған мұнай көлеміне температураның әсерін ескеретін түзету коэффициенті.

52. 20^оС температураға келтірілген мұнай тығыздығы, кг/м³, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы

– стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес температурасы кезінде зертханада ареометрмен өлшенген мұнай тығыздығы, кг/м³;

– осы Қағидаларға 3-қосымшада көрсетілген мұнайдың көлемдік кеңею коэффициентінің кестесіне х 10³, С-1, сәйкес қабылданатын мұнайдың көлемдік кеңею коэффициенті.

53. 15^оС температураға келтірілген мұнай көлемі,

м³, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы

– деңгей көрсеткішіне қатысты мұнай деңгейінің өзгеруін ескере отырып, нормативтік құжаттарға сәйкес 20^оС температура кезінде жасалған сыйымдылық шамасының градуирлеу кестесі бойынша анықталған өлшенетін Н деңгейіндегі сыйымдылық шамасындағы мұнай көлемі. Градуирлеу кестесінің деректері 20^оС-қа тең сыйымдылық шамасы қабырғасының температурасына сәйкес келеді;

КСТ – мәні болат үшін 12,5•10-6 1/оС және бетон үшін 10•10-6 1/оС тең болып қабылданатын сыйымдылық шамасының қабырға материалының сызықтық кеңеюінің температуралық коэффициенті;

Кs – мұнай деңгейін өлшеу құралы (мысалы, жүгі бар өлшеу рулеткасы, метрошток, қалтқы үлгісіндегі деңгей өлшеуіш және басқа) материалының сызықтық кеңеюінің температуралық коэффициенті. Оның мәндері мынаған тең болып қабылданады:

тот баспайтын болат үшін – минус 12,5•10-6 1/^оС;

алюминий үшін – минус 23•10-6 1/оС.

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

TCT – сыйымдылық шамасындағы мұнай температурасына тең болып қабылданатын сыйымдылық шамасы қабырғасының температурасы,

^оC;

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

54. 20^оC қалыпты температураға келтірілген мұнай көлемі мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы

–деңгей көрсеткішіне қатысты мұнай деңгейінің өзгеруін ескере отырып, нормативтік құжаттарға сәйкес 20^оС температура кезінде жасалған сыйымдылық шамасының градуирлеу кестесі бойынша анықталған өлшенетін Н деңгейіндегі сыйымдылық шамасындағы мұнай көлемі, м³. Градуирлеу кестесінің деректері 20^оС-қа тең сыйымдылық шамасы қабырғасының температурасына сәйкес келеді;

– осы Қағидаларға 3-қосымшада көрсетілген мұнайдың көлемдік кеңею коэффициентінің кестесіне х 10³, С-1, сәйкес қабылданатын мұнайдың көлемдік кеңею коэффициенті.

55. Есепке алу операцияларын жүргізген кезде мұнай тығыздығы стандартизациялық құжаттарға сәйкес 20^оС қалыпты температура кезіндегі тығыздыққа келтіріледі.

56. Зертханада өлшенген мұнай тығыздығын сыйымдылық шамасындағы немесе толық сыйымдылық шамасындағы мұнай көлемін өлшеу шарттарына келтірген кезде мұнай салмағын

, кг, мына формула бойынша есептеуге рұқсат беріледі:

мұндағы

– стандарттау бойынша нормативтік құжаттарға сәйкес температурасы кезінде зертханада ареометрмен өлшенген мұнай тығыздығы,

кг/м³;

k – осы Қағидаларға 3-қосымшада көрсетілген мұнайдың көлемдік кеңею коэффициентінің кестесіне х 10³, С-1, сәйкес қабылданатын мұнайдың көлемдік кеңею коэффициенті.

57. (27) формула

және

температуралар айырмасы 15^оС артық болмаған кезде қолданылады.

58. Сыйымдылық шамасындағы мұнай бағанының гидростатикалық қысымын өлшеу кезіндегі гидростатикалық қағидатқа негізделген жанама тәсіл бойынша мұнай салмағы

, кг, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы Р – мұнай бағанының гидростатикалық қысымы, Паскаль (бұдан әрі – Па);

Scp– толтырылған сыйымдылық шамасы көлденең қимасының орташа ауданы, шаршы метр (бұдан әрі - м²);

g – ауырлық күш үдеуі, секундына шаршы метр (бұдан әрі – м/с² ).

59. Орташа аудан Scp, м², мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы

– сыйымдылық шамасының градуирлеу кестесі бойынша анықталған өлшенетін Н деңгейіндегі сыйымдылық шамасындағы мұнай көлемі, м3;

KCT – мәні 12,5•10-6 1/оС тең болып қабылданатын сыйымдылық шамасы қабырғасының сызықтық кеңеюінің температуралық коэффициенті;

– сыйымдылық шамасындағы мұнай температурасына тең болып қабылданатын сыйымдылық шамасы қабырғасының температурасы, оС.

60. Сыйымдылық шамасына қабылданған немесе одан жіберілген мұнай салмағы m0, кг, мына формула бойынша мұнай салмақтары айырмасының абсолюттік мәні ретінде анықталады:

мұндағы

,

– операцияның басында және соңында тиісінше (11) формула бойынша есептелген мұнай салмақтары.

61. Тауарлық мұнайдың нетто салмағы Tн , кг, мына формула бойынша есептеледі:

Mн=Mбр-m6, (31)

мұндағы Mбр – тауарлық мұнайдың брутто салмағы, кг;

mб – мына формула бойынша есептелетін балласттық салмағы, кг

мұндағы WM.K., – тауарлық мұнайдағы судың салмақтық құрамы, %;

WX.T. – тауарлық мұнайдағы хлорлы тұздардың салмақтық құрамы, %;

WM.K. – тауарлық мұнайдағы механикалық қоспалардың салмақтық құрамы, %.

62. Тауарлық мұнайдағы судың салмақтық құрамы стандарттау бойынша құжаттарға сәйкес анықталады. Тауарлық мұнайдағы судың салмақтық құрамын ағынды ылғал өлшеуішпен өлшенеді.

63. Тауарлық мұнайдағы хлорлы тұздардың салмақтық құрамы стандарттау бойынша құжаттарға сәйкес анықталады. Тауарлық мұнайдағы хлорлы тұздардың салмақтық құрамы ағынды тұз өлшеуішпен өлшенеді.

64. Тауарлық мұнайдағы механикалық қоспалардың салмақтық құрамы стандарттау құжаттарға сәйкес анықталады. Тауарлық мұнайдағы механикалық қоспалардың салмақтық құрамын ағынды талдағышпен өлшенеді.

65. Осы тәсілмен мұнайдың салмағы оның көлемі, тығыздығы және резервуарлардағы температурасы бойынша анықталады. Мұнай көлемі градуирленген кестелердің, деңгейді өлшеу құралдарының көмегімен анықталады.

66. Рұқсат етілген мұнай көлемiн өлшеу жүйесінің құрамы және көлемдік-салмақтық статикалық тәсіл кезінде қолданылатын рұқсат етілетін дәлсіздік шектері осы Қағидаларға 4-қосымшада келтірілген.

67. 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 (Нб) 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 миллиметрге (бұдан әрі – мм) 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.

Біржолғы сынаманы алу кезiнде стационарлық сынаманы 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 сыналатын 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 арақатынасты 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.

68. Резервуардағы мұнайдың брутто салмағы мына формула бойынша есептеледі:

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

Vн – осы Қағидалардың 67-тармағының 1) тармақшасына сәйкес резервуардағы сұйықтықтың жалпы деңгейiн және төмендегі формула бойынша есептелген осы Қағидалардың 67-тармағының 2) тармақшасына сәйкес өлшенген тауарлық су деңгейiн өлшеу нәтижелерiне сәйкес резервуардың градуирлiк кестесi бойынша анықталған мұнайдың көлемi, м³:

Vн = Кр× (Vж - Vв), (34)

мұндағы Кр – резервуар қабырғасының температурасына байланысты мұнайдың көлемін Vн өзгертуге арналған түзету коэффициенті;

Vж – сұйықтықтың жалпы көлемі, м³;

Vв – судың көлемі, м³.

69. 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 ± 2 оС өзгешеленсе, онда тапсырылған мұнай көлемі мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы Vн1 - t1 температурасы кезінде өлшенген ағызу басталғанға дейінгі мұнайдың көлемі;

Vн2 – температурасы кезінде өлшенген қалдық көлемі, м³;

– осы Қағидаларға 3-қосымшаға сәйкес қабылданатын t2 температурасы кезіндегі мұнайдың көлемдік кеңею коэффициенті.

Тапсырылған мұнай легінің салмағы (33) формула бойынша есептеледі, мұндағы мұнай тығыздығының мәні t1 температурасы үшін анықталады.

Тиісінше, резервуардағы мұнайды қабылдау кезінде қабылданған мұнайдың көлемі мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы Vн2 – t2,м³ температурасы кезінде өлшенген мұнайды айдап шығару немесе тұндыру үдерісі аяқталғаннан кейін резервуардағы мұнайдың көлемі;

– осы Қағидаларға 3-қосымшаға сәйкес қабылданатын t1, температурасы кезіндегі мұнайдың көлемдік кеңею коэффициенті.

Осы жағдайда мұнайдың тығыздығы t1 температурасы кезінде анықталады.

70. Сыйымдылық шамасындағы мұнай бағанының гидростатикалық қысымын өлшеу кезінде гидростатикалық қағидатқа негізделген жанама тәсіл кезінде мұнай салмағы mc2, кг, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы Р - мұнай бағанының гидростатикалық қысымы, Па;

Scp– толтырылған сыйымдылық шамасының көлденең қимасының орташа ауданы, м2;

g – ауырлық күшінің үдеуі, м/с2.

Орташа аудан Scp, м2, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы

- сыйымдылық шамасының градуирлеу кестесі бойынша анықталған өлшенетін Н деңгейіндегі сыйымдылық шамасындағы мұнай көлемі, м3;

KCT – мәні 12,5 х 10-61/оС тең болып қабылданатын сыйымдылық шамасы қабырғасының сызықтық кеңеюінің температуралық коэффициенті;

– сыйымдылық шамасындағы мұнай температурасына тең болып қабылданатын сыйымдылық шамасы қабырғасының температурасы, оС.

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

мұндағы mi, mi+1– тиісінше операцияның басында және соңында (19) формула бойынша есептелген мұнай салмағы.

мұндағы

,

– температура бойынша қалыпты шарттарға келтірілген мұнайдың тығыздығы мен көлемі ("с" белгісі "статикалық" терминіне сәйкес келеді).

Гидростатикалық қағидатқа негізделген жанама тәсіл кезінде мұнай салмағын өлшеудің рұқсат етілген салыстырмалы дәлсіздігінің шектері мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы

,

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

– сыйымдылық шамасының градуирлеу кестесін жасаудың салыстырмалы дәлсіздігі, %.

Есепке алу операцияларын жүргізу кезінде мұнай салмағын өлшеудің рұқсат етілген салыстырмалы дәлсіздігінің шектері

%, мына формула бойынша есептеледі:

мұндағы

,

– сыйымдылық шамасын толтырудың өлшенетін деңгейлеріне сәйкес келетін гидростатикалық қысымды өлшеудің салыстырмалы дәлсіздіктері

,

%.

(42) формулаға кіретін шамаларды өлшеудің салыстырмалы дәлсіздіктері мұнай салмағын өлшеу қателіктерінің аспаптық және басқа да құрамдас бөлшектерін ескере отырып анықталады.

(42) формула бойынша анықталатын мұнай салмағын өлшеудің рұқсат етілген салыстырмалы дәлсіздіктері шектерінің мәндері осы Қағидалардың 16-тармағында белгіленген мәндерден аспайды.

4-параграф. Мұнайдың нетто салмағын анықтау

71. Есепке алу операциялары кезінде мұнайдың нетто салмағы мына формула бойынша анықталады:

мұндағы m – мұнайдың балласттық салмағы, тонна;

– мұнайдағы судың салмақтық үлесі, %;

– мұнайдағы механикалық қоспалардың салмақтық үлесі, %;

– мына формула бойынша есептелген мұнайдағы хлорлы тұздардың салмақтық үлесі:

мұндағы фс – мұнайдағы хлорлы тұздардың шоғырлануы, миллиграммға текше дециметр (бұдан әрі – мг/дм3) (текше метрге грамм (бұдан әрі – г/м3));

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

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

мұндағы

– мұнайдағы судың көлемдік үлесі, %;

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

5-параграф. Өлшеу нәтижелерін ресімдеу

72. Өлшеу сызығы бойынша көлемдi, мұнай көлемiн өлшеу жүйесі бойынша көлемдi және мұнайдың брутто салмағын өлшеу нәтижелерiн, нысаны осы Қағидаларға 5-қосымшада келтiрiлген мұнай көлемiн өлшеу жүйесінің 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.

73. 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 деректерді беру аралығымен басып шығаратын құрылғыда шығарылады.

74. Осы Қағидалардың 72, 73-тармақтарында көрсетілген құжаттар қағаз түрінде және (немесе) электрондық жеткізгіштерде жүргізіледі.

Жер қойнауын пайдаланушы жер қойнауы учаскесінде өндірген мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу қағидаларына 1-қосымша

Ұсынылатын мұнай көлемiн өлшеу жүйесінің құрамы және тікелей серпінді тәсілді қолдана отырып рұқсат етілетін дәлсіздік шектері

Р/с №	Мұнай көлемiн өлшеу жүйесінің 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	Дәлдік сыныбы 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 % (абсолюттік бірл.)	Жоба бойынша болған кезде
16.	Мұнай сапасының параметрлерін өлшеу жиынтығында температураны түрлендіргіш	± 0,2 оС	-
17.	Мұнай сапасының параметрлерін өлшеу жиынтығында 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 температура түрлендіргіштері	+ 0,2 0С	-

Жер қойнауын пайдаланушы жер қойнауы учаскесінде өндірген мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу қағидаларына 2-қосымша

Нысан

Мұнай көлемiн өлшеу жүйесінің өлшеу құралдары ауытқыған және тоқтап қалған кезде мұнайды есепке алу

Мұнай көлемiн өлшеу жүйесі 20__ жылғы "__" _______ _____ сағатта жұмысқа қосылды

Тапсырушы тарап кәсіпорынның өкілі

____________________________________________________

Тегі, аты, әкесінің аты (болған жағдайда)

1. Мұнай көлемiн өлшеу жүйесінің 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) мұнай көлемiн өлшеу жүйесі бойынша мұнайды есепке алу	Мұнайды резервтік схема бойынша есепке алу
1	2	3	4	5
1.	Шығысты түрлендіргіштер	+		+
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.	Мұнай сапасы параметрлерін өлшеу блогы
11.	Ағындық тығыздық түрлендіргіштер	+	+
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.	Газдануды бақылау құрылғысы		+
22.	Ақпаратты өңдеу құрылғысы	+ резервтік болуы кезінде	+ (шығысты түрлендіргіштің қайталама аспаптары немесе электр-механикалық есептеуіштер болған кезде)	+ (шығысты түрлендіргіштің резервтік және қайталама аспаптары болмаған кезде)
23.	Шығысты түрлендіргіштердің қайталама аспаптары	+
24.	Жинақтаушы аспап		+
25.	Шығыс және тұтқырлық бойынша турбиналық түрлендіргішті түрлендіру еселігін түзету жөніндегі құрылғысы		+

Жер қойнауын пайдаланушы жер қойнауы учаскесінде өндірген мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу қағидаларына 3-қосымша

Мұнайдың көлемдік кеңею коэффициенті мәндерінің кестесі х 10³, С^-1

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

Мұнайдың қысылу коэффициенті мәндерінің кестесі х 10³, МПа^-1

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

Жер қойнауын пайдаланушы жер қойнауы учаскесінде өндірген мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу қағидаларына 4-қосымша

Ұсынылатын мұнай көлемiн өлшеу жүйесі құрамы және көлемдік- салмақтық статикалық тәсілді қолданумен рұқсат етілетін дәлсіздік шектері

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

Жер қойнауын пайдаланушы жер қойнауы учаскесінде өндірген мұнайдың көлемі мен салмағын өлшеу қағидаларына 5-қосымша

Нысан

Мұнай көлемiн өлшеу жүйесінің өлшеу құралдары көрсеткіштерін тіркеу журналы

Мұнай көлемiн өлшеу жүйесі № ________

_______________________________________________________________

акционерлік қоғам, жауапкершілігі шектеулі серіктестігі, аудандық

мұнай құбырының басқармасы, мұнай-газ өндіруші мекемесі және мұнай

өндеу зауыты

Кәсіпорын (иесі) ____________

Қабылдау-тапсыру пункті ____________

Мұнай көлемiн өлшеу жүйесінің өлшеу құралдары көрсеткіштерін тіркеу

ЖУРНАЛЫ

Р/с №

Күні

Уақыты, сағ.мин.

Мұнайдың көлемін және брутто салмағын өлшеу нәтижелері (ақпаратты өңдеу құрылғысының немесе шығысты түрлендіргіштің қайталама аспаптарының көрсеткіштері)

Мұнай мөлшері

Интервал ішіндегі мұнайдың орташа температурасы, 0С

Интервал ішіндегі орташа қысым, МПа

Ескертпе

Басталуы

Аяқталуы

көлемі, м3

Мұнайдың брутто салмағы

Көл емі

Сал мағы

шығысты түрлендір гіш

Мұнай сапасының параметрлерін өлшеу жиынтығы

шығысты түрлендіргіш

Мұнай сапасының параметрлерін өлшеу жиынтығы

басталуы

соңы

басталуы

соңы

м3

жалпы салмағы, т

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Мұнайдың брутто салмағының ауысым үшін жиынтығы (жазу үлгісімен)

________________________________________________________________

Мұнайдың брутто салмағының тәулік үшін жиынтығы (жазу үлгісімен)

________________________________________________________________

Мұнай өткізетін кәсіпорынның операторы

Ауысымды тапсырдым____________________________________________

(Тегі, аты, әкесінің аты (бар болған кезде)) (қолы)

Ауысымды қабылдадым __________________________________________

(Тегі, аты, әкесінің аты (бар болған кезде)) (қолы)

Мұнай қабылдайтын кәсіпорынның операторы

Ауысымды тапсырдым ___________________________________________

(Тегі, аты, әкесінің аты (бар болған кезде)) (қолы)

Ауысымды қабылдадым __________________________________________

(Тегі, аты, әкесінің аты (бар болған кезде)) (қолы)

Об утверждении Правил измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на участке недр

Приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 5 мая 2018 года № 163. Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 5 июня 2018 года № 16992.

В соответствии с пунктом 1 статьи 152 Кодекса Республики Казахстан "О недрах и недропользовании" ПРИКАЗЫВАЮ:

Сноска. Преамбула – в редакции приказа Министра энергетики РК от 01.11.2022 № 342 (вводится в действие по истечении шестидесяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

1. Утвердить прилагаемые Правила измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на участке недр.

2. Признать утратившим силу приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 23 февраля 2015 года № 133 "Об утверждении Правил измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на контрактной территории"(зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10891, опубликован 13 мая 2015 года в информационно-правовой системе "Әділет").

3. 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) в течение десяти календарных дней со дня государственной регистрации настоящего приказа направление его копии в бумажном и электронном виде на казахском и русском языках в Республиканское государственное предприятие на праве хозяйственного ведения "Республиканский центр правовой информации Министерства юстиции Республики Казахстан" для официального опубликования и включения в Эталонный контрольный банк нормативных правовых актов Республики Казахстан;

3) в течение десяти календарных дней после государственной регистрации настоящего приказа направление его копии на официальное опубликование в периодические печатные издания;

4) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан после его официального опубликования;

5) 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), 3) и 4) настоящего пункта.

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

5. Настоящий приказ вводится в действие с 29 июня 2018 года и подлежит официальному опубликованию.

Министр энергетики Республики Казахстан

К. Бозумбаев

"СОГЛАСОВАН"
Министр по инвестициям и развитию
Республики Казахстан
_____________ Ж. Касымбек
18 мая 2018 года

Утверждены приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 5 мая 2018 года № 163

Правила измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на участке недр

Сноска. Правила - в редакции приказа Министра энергетики РК от 01.11.2022 № 342 (вводится в действие по истечении шестидесяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Правила измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на участке недр, (далее – Правила) разработаны в соответствии с пунктом 1 статьи 152 Кодекса Республики Казахстан "О недрах и недропользовании" (далее – Кодекс) и определяют порядок измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на участке недр.

2. В настоящих Правилах используются следующие основные понятия:

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

2) 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;

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

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

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

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

7) измерительная линия – часть конструкции системы измерения количества нефти, состоящая из преобразователей расхода или массомера с прямолинейными участками трубопроводов, оснащенными средствами измерений давления и температуры, задвижками и фильтрами;

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

9) технологическое оборудование – запорная и регулирующая арматура, трубопроводы, фильтры, струевыпрямители и прямолинейные участки, циркуляционный насос, автоматический и ручной пробоотборники, пробозаборное устройство, дренажные емкости, промывочный насос с соответствующей технологической обвязкой и измерительные приборы;

10) арбитражная проба – контрольная проба, используемая для арбитражного анализа.

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

Глава 2. Порядок измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на участке недр

4. Измерение и взвешивание нефти осуществляются прямыми и косвенными способами.

5. При применении прямых способов измеряют массу нефти с помощью весов, весовых дозаторов и устройств (прямой статический способ), массовых счетчиков и массовых преобразователей расхода (прямой динамический способ).

6. Косвенный способ подразделяют на объемно-массовый способ и способ, основанный на гидростатическом принципе.

7. Косвенный объемно-массовый способ подразделяется на косвенный объемно-массовый динамический способ (далее - косвенный динамический способ) и косвенный объемно-массовый статический способ (далее - косвенный статический способ).

8. Косвенный объемно-массовый динамический способ применяют при измерении массы нефти непосредственно на потоке в нефтепроводах. При этом объем нефти измеряют счетчиками или преобразователем расхода с интеграторами.

9. При применении косвенного объемно-массового динамического способа 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.

10. 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.

11. Косвенный объемно-массовый статический способ применяют при измерении массы нефти в градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости и цистерны).

Массу нефти определяют по результатам измерений:

1) в мерах вместимости:

уровня нефти – стационарным уровнемером или средствами измерений уровня жидкости (лазерного, механического, гидростатического, электрического, акустического, радарного, рефлексного микроволнового, радиационного типов);

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 сертификате 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.

12. Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта нефти. Массу балласта нефти определяют как общую массу 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. При применении косвенного способа, 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 способами:

1) как разность масс, определенных в начале и в конце товарной операции способами, предусмотренными в пункте 5 настоящих Правил;

2) 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.

14. Гидростатическое давление столба нефти измеряется манометром. Измерение производится с учетом давления паров нефти.

15. 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 нефти, как частного от деления массы на плотность.

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

± 0,40 % – при прямом статическом способе измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн;

± 0,50 % – при прямом статическом способе измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них;

± 0,25 % – при прямом и косвенном динамических способах измерений;

± 0,60 % – при косвенном статическом способе измерений и косвенном способе измерений, основанном на гидростатическом принципе, массы нефти от 120 тонн и более;

± 0,75 % – при косвенном статическом способе измерений и косвенном способе измерений, основанном на гидростатическом принципе, массы нефти до 120 тонн.

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

± 0,50 % – при прямом статическом способе измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн;

± 0,60 % – при прямом статическом способе измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них;

± 0,35 % – при прямом и косвенном динамических способах измерений;

± 0,50 % – при косвенном статическом способе измерений и косвенном способе измерений, основанном на гидростатическом принципе, от 120 тонн и более;

± 0,65 % – при косвенном статическом способе измерений и косвенном способе измерений, основанном на гидростатическом принципе, до 120 тонн.

Параграф 1. Специальные технические средства

18. Специальные технические средства (в том числе средства вычислительной техники) выбирают на стадии проектирования измерительной системы массы нефти в зависимости от принятых способов измерений и взвешиваний, по результатам которых определяют массу нефти, в том числе норм погрешности измерений массы брутто товарной нефти, указанным в пункте 16 настоящих Правил, и массы нетто товарной нефти, указанным в пункте 17 настоящих Правил.

19. По специальным техническим средствам (в том числе по весам, весовым дозаторам и устройствам), входящим в состав системы измерения количества нефти, необходимо наличие сертификатов об утверждении типа или о метрологической аттестации, и действующий сертификат о поверке средств измерений в соответствии с законодательством Республики Казахстан об обеспечении единства измерений.

20. Специальные технические средства перед вводом в эксплуатацию, при эксплуатации и после ремонта подлежат поверке в соответствии со статьей 19 Закона Республики Казахстан "Об обеспечении единства измерений".

21. Поверку средств измерений осуществляют юридические лица, аккредитованные на поверку средств измерений.

22. Поверка средств измерений осуществляется в соответствии с законодательством Республики Казахстан об обеспечении единства измерений.

Погрешности средств измерений, входящих в состав системы измерения количества нефти, регламентируются в документах на способы выполнения измерений согласно СТ РК 2.62 "Системы измерений количества и показателей качества нефти. Общие требования".

Параграф 2. Порядок измерения и взвешивания массы нефти прямыми способами

23. Прямым статическим способом 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.

24. Масса брутто нефти измеряется в пределах диапазона взвешивания весов. Условия эксплуатации весов соответствуют требованиям эксплуатационных документов на конкретные типы весов.

25. Масса нефти железнодорожных цистерн определяется как разница между измеренной массой нагруженных цистерн и массой пустых цистерн, определенной по результатам их взвешивания.

26. Масса нефти в цистернах, во время движения, определяется на вагонных весах для взвешивания, во время движения, в соответствии с требованиями по эксплуатации весов.

27. Масса нефти, транспортируемой трубопроводом, определяется непосредственно на потоке в нефтепроводах прямым динамическим способом. На результат измерения не влияет изменение вязкости и плотности нефти.

28. Допустимый состав системы измерения количества нефти и пределы допускаемой погрешности с применением прямого динамического способа приведены в приложении 1 к настоящим Правилам.

29. В процессе эксплуатации массомеров контролируется смещение нуля массомера в соответствии с техническим описанием на данный тип массомеров.

30. Поверка и контроль массомеров проводятся как на месте эксплуатации, так и на поверочном стенде.

Параграф 3. Порядок измерения и взвешивания массы нефти косвенными способами

31. Косвенным способом измерения и взвешивания масса нефти при приемо-сдаточных операциях определяется с помощью преобразователей расхода и преобразователей плотности объемно-массовым динамическим способом.

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

При отключении рабочего и отсутствии резервного преобразователя плотности, плотность нефти определяется по ареометру или лабораторному плотномеру с пределом допускаемой погрешности ± 0,5 килограмм на кубический метр (далее – кг/м³).

Результат измерений объема нефти, полученный при температуре и давлении нефти в преобразователе расхода или счетчике нефти, приводится к нормальным условиям.

Значение плотности нефти, измеренное поточным преобразователем плотности при температуре и давлении в блоке измерения параметров качества нефти, приводится к условиям измерения объема нефти и к нормальным условиям.

33. Устройством обработки информации или автоматизированным рабочим местом оператора осуществляется управление всем процессом учета нефти.

34. Основные требования к эксплуатации системы измерения количества нефти:

1) в процессе эксплуатации системы измерения количества нефти контролируются следующие параметры:

расход нефти через измерительные линии. Конструкция системы измерения количества нефти обеспечивает при измерении массы расход нефти через измерительные линии с отклонением не более 2,5 % от рабочего диапазона;

давление нефти на выходном коллекторе. Давление нефти на выходе системы измерения количества нефти обеспечивает бескавитационную работу объемного преобразователя расхода и составляет не менее значения, определенного по формуле:

где P – минимальное избыточное давление на выходе системы измерения количества нефти, мега Паскаль (далее – МПа);

– давление насыщенных паров, МПа;

∆P – перепад давления на преобразователе расхода 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 2∆Pф , ∆Pф 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 преобразователя расхода по вязкости, вязкость нефти не отличается от значений вязкости, при которых проводилась поверка объемного преобразователя расхода, более чем на пределы, установленные при проведении испытаний для целей утверждения типа или метрологической аттестации в условиях эксплуатации других типов преобразователей расхода;

2) учет нефти при отклонениях и отказах средств измерений системы измерения количества нефти проводится по форме, согласно приложению 2 к настоящим Правилам;

3) системы измерения количества нефти поверяется согласно СТ РК 2.62 "Системы измерений количества и показателей качества нефти. Общие требования".

35. Основные требования к эксплуатации преобразователей расхода:

1) при эксплуатации преобразователей расхода проводят поверку и контроль метрологических характеристик;

2) во время поверки или контроля метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода учет нефти проводится контрольной измерительной линии;

3) поверка преобразователей расхода 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 системе измерения количества нефти;

4) коэффициент преобразования преобразователей расхода при необходимости вводится в устройстве обработки информации как вручную, так и автоматически после поверки.

В зависимости от способа реализации градуировочной характеристики в устройстве обработки информации коэффициент преобразования преобразователей расхода представляют в виде:

5) постоянного значения во всем рабочем диапазоне расходов;

6) значений коэффициента преобразования в различных поддиапазонах расхода;

7) значений коэффициента преобразования в точках рабочего диапазона расходов;

8) в межповерочном интервале провождения контроль метрологических характеристик преобразователей расхода.

При контроле метрологических характеристик преобразователей расхода 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 преобразователей расхода или устройстве обработки информации (хранящегося в памяти устройства обработки информации).

Контроль метрологических характеристик преобразователей расхода проводится по трубопоршневой поверочной установке или контрольному преобразователю расхода на месте эксплуатации через межконтрольный интервал.

Установление межконтрольного интервала преобразователей расхода проводится в следующем порядке:

9) для каждой вновь вводимой системы измерения количества нефти, а также после реконструкции с заменой преобразователя расхода определяется межконтрольный интервал преобразователей расхода. Межконтрольный интервал определяется также после ремонта преобразователей расхода;

10) межконтрольный интервал в зависимости от интенсивности эксплуатации преобразователей расхода устанавливается либо в часах наработки либо в календарном времени (в днях или месяцах) по результатам контроля коэффициента преобразования по трубопоршневым поверочным установкам;

11) при непрерывной работе преобразователей расхода проводится контроль значения коэффициента преобразования в течение 30 календарных дней с интервалом 5 календарных дней и устанавливается межконтрольный интервал в 5 календарных дней;

12) межконтрольный интервал устанавливается по результатам статистических данных;

13) контроль преобразователей расхода, находящихся в резерве и длительное время не проходящих контроль, проводится только перед вводом их в эксплуатацию;

14) величина межконтрольного интервала вносится в формуляр системы измерения количества нефти;

15) установление межконтрольного интервала выполняет организация, проводящая обслуживание системы измерения количества нефти, согласовав с представителями сдающей и принимающей сторон.

Основные требования к эксплуатации поточных преобразователей плотности:

16) поверка поточных преобразователей плотности проводится по измерительному комплекту металлических напорных пикнометров или по плотномеру высокого класса точности;

17) поверка поточных преобразователей плотности проводится в лаборатории или на месте эксплуатации. Поверку поточных преобразователей плотности на месте эксплуатации проводится, если изменение плотности нефти в течение года не превышает 100 кг/м³;

18) после очередной поверки преобразователей плотности в лаборатории перед его установкой на место эксплуатации выполняется контроль метрологической характеристики по воздушной точке;

19) для этого в блоке измерения параметров качества нефти или другом приспособленном помещении подается на преобразователь плотности питание, подключается к измерительной линии плотности и проводится отсчет выходного сигнала при температуре (20 ± 5)°C;

20) период колебаний выходного сигнала соответствует периоду колебаний, указанному в сертификате поверки (поверка воздухом или газом).

36. Если погрешность преобразователя плотности при поверке или контроле превышает установленные пределы, он подлежит градуировке с последующей поверкой.

Градуировка поточных преобразователей плотности проводится по измерительному комплекту пикнометров или по плотномеру высокого класса точности в лаборатории или на месте эксплуатации.

Градуировка поточных преобразователей плотности проводится на месте эксплуатации, если изменение плотности нефти в течение года не превышает 100 кг/м³.

37. Контроль поточных преобразователей плотности проводится один раз в 10 календарных дней способом сличения показаний рабочего преобразователя плотности с результатами измерения плотности нефти плотномером высокого класса точности в рабочих условиях при рабочем значении плотности или с показаниями резервного преобразователя плотности.

Резервный преобразователь плотности используется чистым и нефть через него проходит только при сличении.

Выполняется условие:

где

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

– значение плотности нефти, измеренное плотномером высокого класса точности или резервным преобразователем плотности, кг/м³;

– предел допускаемой абсолютной погрешности рабочего преобразователя плотности, кг/м³;

– предел допускаемой абсолютной погрешности плотномера высокого класса точности или резервного преобразователя плотности, кг/м³.

При отсутствии плотномера высокого класса точности или до оснащения системы измерения количества нефти резервным преобразователем плотности контроль рабочих преобразователей плотности проводится по результатам измерения плотности нефти аналитической лабораторией.

Не реже одного раза в 10 календарных дней показания преобразователя плотности

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

, кг/м³, по формуле:

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.

Выполняется условие:

где

– погрешность способа измерения плотности ареометром или лабораторным плотномером из сертификата о метрологической аттестации способа выполнения измерений плотности, кг/м³.

До проведения оценки погрешности способа проводится контроль преобразователем плотности.

Определяют

по формуле:

где

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

– значение плотности нефти, измеренное рабочим преобразователем плотности 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 преобразователя плотности сравниваются с плотностью нефти, измеренной ареометром или лабораторным плотномером, и вычисляется разность плотностей, кг/м³, по формуле:

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.

Выполняется условие:

где

– предел допускаемой погрешности ареометра (± 0,5 кг/м3) или лабораторного плотномера, кг/м³, (берут из сертификата о поверке).

Если условия (4) или (8) не выполняются, выясняется причина отклонения: ошибки измерений, несоблюдение условий контроля, неучтенные факторы.

При несоблюдении условий в течение трех смен подряд и в случае неисправности преобразователя плотности демонтируют, промывают, снова устанавливают в блоке измерения параметров качества нефти и контролируют по настоящему способу. При получении отрицательных результатов в течение двух дополнительных смен преобразователь плотности подлежит внеочередной поверке.

По договоренности принимающей и сдающей сторон проводится изменение периодичности контроля.

Для наглядности представления контроля метрологических характеристик преобразователей плотности и для реализации возможности диагностики неисправности рекомендуется вышеуказанные измерения заносить и сохранять в компьютере и индицировать на экране монитора в виде графиков.

38. Масса брутто нефти при отключении преобразователей плотности определяется с учетом плотности нефти по лабораторным анализам объединенной пробы нефти (суточной либо за партию). При условии невозможности определения точного момента неисправности или отключения преобразователей плотности, плотность нефти за этот период необходимо принять по арбитражной пробе.

Масса брутто нефти (Mбр), тонн, при отключении преобразователей плотности и при отсутствии резервного преобразователя плотности вычисляется по формуле:

где V – объем нефти, прошедшей через системы измерения количества нефти, кубический метр (далее – м³);

– плотность нефти, измеренная ареометром или лабораторным плотномером, приведенная к условиям измерения объема или к нормальным условиям, кг/м³.

До проведения оценки погрешности способа согласно способам выполнения измерений ареометром масса брутто нефти определяется по формуле:

где

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

– поправка на массу брутто нефти, определенная по формуле:

где Kn– поправочный множитель.

39. По косвенному объемно-массовому динамическому способу 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.

40. Массу нефти

, килограмм (далее – кг), при измерениях объема нефти, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и его плотности, определяемой с помощью преобразователя плотности, и последующем приведении результатов измерений объема и плотности нефти к условиям вычисляют по формуле:

где

– плотность и объем нефти, приведенные к нормальным условиям;

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

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

, кг/м³, вычисляют по формуле:

где

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

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

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

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

, кг/м3, вычисляют по формуле:

где

– коэффициент объемного расширения нефти при температуре 15^оС, применяется в соответствии с таблицей значений коэффициентов объемного расширения нефти х10³, С^-1, приведенные в приложении 3 к настоящим Правилам.

43. Объем нефти, приведенный к температуре 15^оС,

, м³, вычисляют по формуле:

где

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

– поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем нефти, определенный для температуры нефти в преобразователе расхода или счетчике жидкости, вычисляемый в соответствии с документами по стандартизации;

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

44. Объем нефти

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

где

– объем нефти, приведенный к нормальным условиям, м³;

– коэффициент объемного расширения нефти, принимаемый в соответствии с таблицей значений коэффициентов объемного расширения нефти х103, С-1, указанной в приложении 3 к настоящим Правилам.

45. Массу нефти

, кг, при измерениях объема нефти, проводимых с помощью преобразователя расхода 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:

где

– объем нефти, приведенный к нормальным условиям, м³;

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

Значение

, м³, определяют по формулам (15) и (16).

46. Плотность нефти, приведенную к температуре 15оС,

, кг/м³, вычисляют по формуле:

где

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

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

Плотность нефти, приведенную к температуре 20оС,

кг/м³, вычисляют по формуле:

где

– коэффициент объемного расширения нефти температуре 15^оС, принимаемый в соответствии с таблицей значений коэффициентов объемного расширения нефти х10³, С^-1, указанной в приложении 3 к настоящим Правилам.

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

47. Массу нефти

, кг, при измерениях объема нефти, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и его плотности, определяемой с помощью поточного преобразователя плотности, и последующем приведении результатов измерений плотности нефти к условиям измерений его объема вычисляется по формуле:

где

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

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

– коэффициент объемного расширения нефти, принимаемый в соответствии с таблицей значений коэффициентов объемного расширения нефти х10³, С^-1, указанной в приложении 3 к настоящим Правилам;

– температура нефти в преобразователе плотности, ^оС;

– температура нефти в преобразователе расхода или счетчике жидкости, ^оС;

– коэффициент сжимаемости нефти, принимаемый в соответствии с таблицей значений коэффициентов сжимаемости нефти х10³, МПа^-1, указанной в приложении 3 к настоящим Правилам;

– избыточное давление нефти в преобразователе плотности, МПа;

– избыточное давление нефти в преобразователе расхода или счетчике жидкости, МПа.

48. Массу нефти m₄^Д, кг, при измерениях объема нефти, проводимых с помощью преобразователя расхода или счетчика жидкости, и плотности, определяемой с помощью ареометра в соответствии с документами по стандартизации в объединенной пробе или с помощью лабораторного плотномера, и последующем приведении результатов измерений плотности нефти к условиям измерений его объема вычисляется по формуле:

где

– плотность нефти, измеренная в лаборатории при температуре

, кг/м³;

– коэффициент объемного расширения нефти, принимаемый в соответствии с таблицей значений коэффициентов объемного расширения нефти х10³, С^-1, указанной в приложении 3 к настоящим Правилам;

– коэффициент сжимаемости нефти, принимаемый в соответствии с таблицей значений коэффициентов сжимаемости нефти х 10³, МПа^-1, указанной в приложении 3 к настоящим Правилам;

– избыточное давление нефти при измерениях ее объема, МПа.

В случае измерений плотности с помощью лабораторного плотномера его принимают равным единице.

49. Формулы (20), (21) 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 56 настоящих Правил.

50. По косвенному способу 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.

51. Массу нефти

, кг, при измерениях объема нефти в мерах вместимости и мерах полной вместимости и плотности нефти с помощью преобразователя плотности 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:

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:

где

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

– поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем нефти, определенный для температуры нефти в лаборатории или в преобразователе плотности, вычисляемый в соответствии с документами по стандартизации.

52. Плотность нефти, приведенную к температуре 20^оС, кг/м³, вычисляют по формуле:

где

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

– коэффициент объемного расширения нефти, принимаемый в соответствии с таблицей значений коэффициентов объемного расширения нефти х10³, С^-1, указанной в приложении 3 к настоящим Правилам;

53. Объем нефти, приведенный к температуре 15^оС,

м³, вычисляют по формуле:

где V₂₀– объем нефти в мере вместимости на измеряемом уровне Н, определяемый по градуировочной таблице меры вместимости, составленной при температуре 20^оС в соответствии с документами по стандартизации с учетом изменения уровня нефти относительно указателя уровня, м³. Данные градуировочных таблиц соответствуют температуре стенки мер вместимости, равной 20^оС;

K_CT – 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;

K_s – температурный коэффициент линейного расширения материала средства измерений уровня нефти (например измерительной рулетки с грузом, метроштока, уровнемера поплавкового типа, бесконтактным радарным уровнемером, ультразвуковым уровнемером, вибрационным сигнализатором, емкостным уровнемером, контактным волноводным преобразователем уровня). 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 Ks 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 в соответствии с документами по стандартизации.

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

где

– объем нефти в мере вместимости на измеряемом уровне Н, определяемый по градуировочной таблице меры вместимости, составленной при температуре 20^оС в соответствии с документами по стандартизации с учетом изменения уровня нефти относительно указателя уровня, м³. Данные градуировочных таблиц соответствуют температуре стенки мер вместимости, равной 20^оС;

– коэффициент объемного расширения нефти, принимаемый в соответствии с таблицей значений коэффициентов объемного расширения нефти х10³, С^-1, указанной в приложении 3 к настоящим Правилам.

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

56. 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:

где

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

кг/м3;

k – коэффициент объемного расширения нефти, принимаемый в соответствии с таблицей значений коэффициентов объемного расширения нефти х10³, С^-1, указанной в приложении 3 к настоящим Правилам.

57. Формула (27) применяется при разности температур

и

не более 15^оС.

58. По косвенному способу, основанному на гидростатическом принципе, массу нефти

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

где Р – гидростатическое давление столба нефти, Паскаль (далее – Па);

S_cp– средняя площадь поперечного сечения наполненной части меры вместимости, квадратный метр (далее – м²);

g – ускорение силы тяжести, метр на секунду в квадрате (далее – м/с²).

59. Среднюю площадь Scp, м², вычисляют по формуле:

где V₂₀ – объем нефти в мере вместимости на измеряемом уровне Н, определяемый по градуировочной таблице меры вместимости, м³;

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

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

60. Массу нефти m0, кг, принятого в меру вместимости или отпущенного из нее, определяют как абсолютное значение разности масс нефти по формуле:

где m_i, m_i+1 – массы нефти, вычисленные по формуле (11) в начале и конце операции соответственно.

61. Массу нетто товарной нефти M_н кг, вычисляют по формуле:

где – M_брмасса брутто товарной нефти, кг;

m_б– масса балласта нефти, кг, вычисляемая по формуле:

где –W_M.K. массовое содержание воды в товарной нефти, %;

W_X.T.– массовое содержание хлористых солей в товарной нефти, %;

W_M.K. – массовое содержание механических примесей в товарной нефти, %.

62. Массовое содержание воды в товарной нефти определяется в соответствии с документами по стандартизации. Массовое содержание воды в товарной нефти измеряется с помощью поточного влагомера.

63. Массовое содержание хлористых солей в товарной нефти определяется в соответствии с документами по стандартизации. Массовое содержание хлористых солей в товарной нефти измеряется с помощью поточного солемера.

64. Массовое содержание механических примесей в товарной нефти определяется в соответствии с документами по стандартизации. Массовое содержание механических примесей в товарной нефти измеряется с помощью поточного анализатора.

65. Данным способом определяется масса нефти по ее объему, плотности и температуре в резервуарах. Объем нефти определяется с помощью градуировочных таблиц, средств измерений уровня.

66. Допустимый состав системы измерения количества нефти и пределы допускаемой погрешности, используемые при объемно-массовом статическом способе приведены в приложении 4 к настоящим Правилам.

67. 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 миллиметра (далее – 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 (0,2÷0,3) мм на поверхность лота полосками с двух противоположных сторон.

Рулетка с лотом с водочувствительной пастой или с прикрепленной водочувствительной лентой при определении уровня подтоварной воды выдерживается в резервуаре неподвижно в течение 2-3 минут, когда водочувствительный слой полностью растворится и грань между слоями воды и нефти будет резко выделена;

2) измерение уровня подтоварной воды в резервуаре проводится в последовательности, описанной в подпункте 1) настоящего пункта.

Измерение уровня подтоварной воды необходимо повторить, если на ленте или пасте оно обозначается нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, что указывает на наклонное положение лота при выполнении измерений.

Размытая грань является следствием отсутствия резкой границы раздела между водой и нефтью и свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае необходимо измерение повторить после отстоя и расслоения эмульсии.

Измерив уровень подтоварной воды с помощью водочувствительной ленты или пасты, по градуировочной таблице резервуаров находят объем подтоварной воды.

Измерение уровня нефти и подтоварной воды 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.

68. Масса брутто нефти в резервуаре вычисляется по формуле:

где

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

V_н – объем нефти, м³, определенный по градуировочной таблице резервуара в соответствии с результатами измерения общего уровня жидкости в резервуаре в соответствии с подпунктом 1) пункта 67 настоящих Правил и уровня подтоварной воды, измеренной в соответствии с подпунктом 2) пункта 67 настоящих Правил, вычисленной по формуле:

Vн = Кр× (Vж - Vв), (34)

где Кр – поправочный коэффициент на изменение объема нефти Vнв зависимости от температуры стенки резервуара;

Vж – общий объем жидкости, м³;

Vв – объем воды, м³.

69. 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:

где V_H1– объем нефти до начала откачки, измеренный при температуре t₁,м³;

VH2– объем остатка, измеренный при температуре, t₂,м³;

– коэффициент объемного расширения нефти при температуре t₂, принимаемый в соответствии с приложением 3 к настоящим Правилам.

Масса сданной партии нефти вычисляется по формуле (33), где значение плотности нефти определяется для температуры t₁.

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

где V_H2– объем нефти в резервуаре по окончании процесса закачки и отстоя нефти, измеренный при температуре t₂,м³;

– коэффициент объемного расширения нефти при температуре t₁, принимаемый в соответствии с приложением 3 к настоящим Правилам.

Плотность нефти в этом случае определяется при температуре t₁ .

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

где Р – гидростатическое давление столба нефти, Па;

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

g – ускорение силы тяжести, м/с².

Среднюю площадь S_cp, м², вычисляют по формуле:

где V₂₀ – объем нефти в мере вместимости на измеряемом уровне Н, определяемый по градуировочной таблице меры вместимости, м³;

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

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

Массу нефти m₀, кг, принятой в меру вместимости или отпущенной из нее, определяют как абсолютное значение разности масс нефти по формуле:

где m_i, m_i+1 – массы нефти, вычисленные по формуле (19) в начале и конце операции соответственно.

Массу нефти

, кг, при измерениях объема нефти в мерах вместимости и мерах полной вместимости и плотности нефти с помощью преобразователя плотности 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:

где

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

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

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

, %, вычисляют по формулам:

где

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

, %.

Относительные погрешности измерений величин, входящие в формулу (42), определяют с учетом инструментальной и других составляющих погрешности измерений массы нефти.

Значения пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти, определяемые по формуле (42), не превышают значений, установленных в пункте 16 настоящих Правил.

Параграф 4. Определение массы нетто нефти

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

где m – масса балласта нефти, тонн;

– массовая доля воды в нефти, %;

– массовая доля механических примесей в нефти, %

– массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисленная по формуле:

где фс – концентрация хлористых солей в нефти, миллиграмм на кубический дециметр (далее мг/дм³) (грамм на кубический метр (далее г/м³));

– плотность нефти при температуре определения массы брутто нефти, кг/м³.

Если определяется не массовая, а объемная доля воды в нефти, массовую долю вычисляют по формуле:

где

– объемная доля воды в нефти, %;

– плотность воды при температуре определения объема нефти, кг/м3.

Параграф 5. Оформление результатов измерений

72. Результаты измерений объема по измерительным линиям, объема по системе измерения количества нефти и массы брутто нефти записывают в журнале регистрации показаний средств измерений системы измерения количества нефти форма которого приведена в приложении 5 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.

73. 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.

74. Документы, указанные в пунктах 72, 73 настоящих Правил, ведутся в бумажном виде и (или) на электронных носителях.

Приложение 1 к Правилам измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на участке недр

Рекомендуемый состав системы измерения количества нефти и пределы допускаемой погрешности с применением прямого динамического способа

№ п/п	Наименование средств измерений и оборудования, входящих в состав системы измерения количества нефти	Предел допускаемой погрешности	Примечание
1	2	3	4
1.	Основные средства измерений и оборудование	-	-
2.	Массомер	± 0,25 %	-
3.	Манометр	Класс точности 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 % (абсолютная единица)	При наличии по проекту
16.	Преобразователь температуры в блоке измерений параметров качества нефти	± 0,2оС	-
17.	Преобразователь давления в блоке измерений параметров качества нефти	± 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	± 0,2оС	-

	Приложение 2 к Правилам измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на участке недр
	Форма

Учет нефти при отклонениях и отказах средств измерений системы измерения количества нефти

Система измерения количества нефти включен в работу
"__" ________ 2___ года в _____ часов
Представитель предприятия сдающей стороны
______________________________________________________________
(фамилия, имя, отчество (при его наличии))
1. Порядок учета нефти при отключениях или отказах средств измерений
и оборудования, входящих в состав системы измерения количества нефти,
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 системе измерения количества нефти с одновременным ремонтом (заменой) отдельных элементов	Учет нефти по резервной схеме
1	2	3	4	5
1.	Преобразователи расхода	+		+
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.	Блок измерений параметров качества нефти
11.	Преобразователи плотности 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.	Устройство обработки информации	+ (при наличии резервного)	+ (при наличии вторичных приборов преобразователей расхода или электромеханических счетчиков)	+ (при отсутствии резервных и вторичных приборов преобразователей расхода)
23.	Вторичные приборы преобразователи расхода	+
24.	Суммирующий прибор		+
25.	Устройство по корректировке коэффициента преобразования турбинных преобразователей расходов по расходу и вязкости		+

Приложение 3 к Правилам измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на участке недр

Таблица значений коэффициентов объемного расширения нефти х10³, С^-1

Плотность, кг/м3	Температура нефти, оС
	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 х10³, МПа^-1

Плотность, кг/м3	Температура нефти, оС
	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 4 к Правилам измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на участке недр

Рекомендуемый состав системы измерения количества нефти и пределы допускаемой погрешности, используемые при объемно-массовом статическом способе

№ п/п	Наименование средств измерений и оборудования, используемых при объемно-массовом статическом способе	Предел допускаемой погрешности
1.	Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические вместимостью от 100 м3 до 200 м3	-
2.	Резервуары стальные вертикальные цилиндрические при измерении объема жидкости	-
3.	Резервуары железобетонные цилиндрические	-
4.	Уровнемеры стационарные или рулетки измерительные с грузом, измеритель межфазного уровня (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	± 0,2оС
7.	Датчики гидростатического давления	-
8.	Пробоотборники	-
9.	Системы гидрометрирования

	Приложение 5 к Правилам измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на участке недр
	Форма

Журнал
регистрации показаний средств измерений системы измерения количества нефти

Система измерения количества нефти № ___________
_________________________________________________________________
(акционерное общество, товарищество с ограниченной ответственностью,
районное нефтепроводное управление, нефтегазодобывающее учреждение
и нефтеперерабатывающий завод)
Предприятие (владелец) ____________________________________________
Приемо-сдаточный пункт __________________________________________

ЖУРНАЛ
регистрации показаний средств измерений системы измерения количества нефти

№ п/п

Дата

Время, часов, минут

Результаты измерений объема и массы брутто нефти (показания устройства обработки информации или вторичных приборов преобразователя расхода)

Количество нефти

Средняя температура нефти за интервал, оС

Среднее давление за интервал, МПа

Примечание

начало

окончание

объем, м3

масса брутто нефти

объем

масса

в преобразователе расхода

в блоке измерений параметров качества нефти

в преобразователе расхода

в блоке измерений параметров качества нефти

начало

конец

начало

конец

м3

брутто нефти, тонн

1

2

3

4

5

6

7

8

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 _________________________________________ _______________
(фамилия, имя, отчество (при его наличии)) (подпись)
Принял смену _________________________________________ _____________
(фамилия, имя, отчество (при его наличии)) (подпись)
Операторы предприятия, принимающего нефть
Сдал смену _________________________________________ _______________
(фамилия, имя, отчество (при его наличии)) (подпись)
Принял смену _________________________________________ _____________
(фамилия, имя, отчество (при его наличии)) (подпись)