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

Постановление Правительства Республики Казахстан от 31 мая 2006 года N 478. Утратило силу постановлением Правительства Республики Казахстан от 12 ноября 2010 года N 1195

Сноска. Утратило силу постановлением Правительства РК от 12.11.2010 N 1195 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после первого официального опубликования).

В соответствии со статьей 39 Закона Республики Казахстан от 28 июня 1995 года "О нефти" Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ: см.Z100291
1. Утвердить прилагаемые Правила измерения и взвешивания нефти, добытой на контрактной территории, производимой подрядчиком.
2. Настоящее постановление вводится в действие по истечении десяти календарных дней после его первого официального опубликования.

Премьер-Министр
Республики Казахстан

Утверждены
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 31 мая 2006 года N 478

Правила измерения и взвешивания нефти, добытой
на контрактной территории, производимой подрядчиком

1. Общие положения

1. Настоящие Правила измерения и взвешивания нефти, добытой на контрактной территории, производимой подрядчиком (далее - Правила), разработаны в соответствии с законами Республики Казахстан "О нефти " и "Об обеспечении единства измерений". см.Z100291
2. В настоящих Правилах используются следующие основные понятия:
1) арбитражная проба - контрольная проба, используемая для арбитражного анализа;
2) система измерений количества нефти (далее - СИКН) - совокупность средств измерений (преобразователей расхода, 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 и другого), предназначенных для выработки сигналов измерительной информации в форме, удобной для автоматической и ручной обработки;
3) измерительная линия (далее - ИЛ) - часть конструкции СИКН, состоящая из преобразователя расхода или массомера с прямолинейными участками трубопроводов, оснащенными средствами измерений давления и температуры, задвижками и фильтрами;
4) измерительная линия рабочая - измерительная линия, находящаяся в работе при стандартном режиме эксплуатации СИКН;
5) измерительная линия контрольная - измерительная линия, применяемая для контроля метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода;
6) измерительная линия резервная - выключенная измерительная линия, которая в любой момент времени может быть включена в работу;
7) диапазон расхода и вязкости нефти рабочий - область значений расходов и вязкости, в которой нормированы их метрологические характеристики используемых преобразователей расхода;
8) контроль метрологических характеристик - определение в период между поверками отклонения значений метрологических характеристик средств измерений от действительных значений или значений, определенных при последней поверке, установление пригодности средств измерений к дальнейшей эксплуатации;
9) межконтрольный интервал - промежуток времени между двумя очередными актами контроля, проводимого для выявления отклонения метрологических характеристик средств измерений от значений, определенных при поверке;
10) учетные операции - операции, проводимые сдающей и принимающей сторонами, заключающиеся в определении массы нефти для последующих расчетов, а также при арбитраже;
11) масса брутто нефти - масса нефти, показатели качества которой соответствуют требованиям нормативно-технической документации;
12) масса нетто нефти - разность между массой брутто и массой балласта;
13) масса балласта нефти - общая масса воды, солей и механических примесей в нефти.
3. Учет нефти, добытой и производимой подрядчиком на контрактной территории, осуществляется в тоннах. Для обеспечения достоверности измерения массы нефти, а также контроля за качеством измерения подрядчики должны иметь необходимое оборудование и средства измерения, допущенные к эксплуатации уполномоченным органом по техническому регулированию и метрологии и внесенные в реестр государственной системы обеспечения единства измерений Республики Казахстан.
4. Масса брутто нефти определяется объемно-массовым динамическим методом, применяя СИКН, или массовым динамическим методом, применяя массомеры.
А также допускается применение объемно-массового статического метода.
5. Погрешность измерения массы нефти должна быть не более:
1) при объемно-массовом и массовом динамическом методах:
+ 0,25 % - при измерении массы брутто нефти;
+ 0,35 % - при измерении массы нетто нефти;
2) при объемно-массовом статическом методе:
+ 0,5 % - при измерении массы нетто нефти.

2. Средства измерений

6. Средства измерений, входящие в состав СИКН, должны иметь сертификаты об утверждении типа или о метрологической аттестации, о поверке средств измерений в соответствии с законодательством по обеспечению единства измерений .
После каждого ремонта, связанного с изменением вместимости, резервуар должен быть переградуирован, а после изменения оснащенности его внутренним оборудованием градуировочная таблица должна быть пересмотрена и утверждена в установленном порядке.
7. Поверка осуществляется государственной метрологической службой, а также метрологическими службами юридических лиц, аккредитованными на данный вид деятельности.
8. Средства измерений перед вводом в эксплуатацию, при эксплуатации и после ремонта подлежат поверке согласно приложению 1 к настоящим Правилам. Периодичность поверки определяется уполномоченным органом по техническому регулированию и метрологии.
9. Внеочередную поверку средств измерений проводят в соответствии с требованиями нормативных документов по обеспечению единства измерений, а также в случаях:
1) получения отрицательных результатов при текущем контроле метрологических характеристик средств измерений;
2) отклонения значений вязкости нефти в условиях эксплуатации объемных преобразователей расхода от значений, при которых проводилась поверка, более допускаемых пределов, если устройство обработки информации не имеет функции коррекции по вязкости;
3) отклонения значений f/v - отношения частоты к вязкости - в условиях эксплуатации объемных преобразователей расхода от значений рабочего диапазона параметра f/v, при котором проводилась поверка, если устройство обработки информации (далее - УОИ) имеет функцию коррекции по вязкости;
4) требования стороны, сдающей или принимающей нефть.
10. Ответственность за техническое состояние и метрологическое обеспечение системы измерения количества и показателей качества нефти несет ее владелец.

3. Измерение и взвешивание массы нефти

§ 1. Измерение и взвешивание массы нефти
объемно-массовым динамическим методом

11. Данным методом определяется масса нефти при приемо-сдаточных операциях.
Масса брутто нефти измеряется с помощью преобразователей расхода (далее - ПР) и поточных преобразователей плотности (далее - ПП).
12. 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 кг/м ³ .
Результат измерений объема нефти, полученный при температуре и давлении нефти в преобразователе расхода или счетчике нефти, приводится к стандартным условиям.
Значение плотности нефти, измеренное поточным ПП при температуре и давлении в блоке измерения параметров качества нефти, приводится к условиям измерения объема нефти и к стандартным условиям (температура, равная 20 ^о С, избыточное давление, равное 0).
13. Устройство обработки информации или автоматизированное рабочее место оператора, за которым осуществляется управление всем процессом учета нефти, должно обеспечивать выполнение следующих функций:
1) вычисление объема нефти при рабочих условиях;
2) вычисление текущего значения плотности нефти при температуре и давлении в блоке измерения параметров качества нефти;
3) приведение текущего значения плотности нефти к условиям измерения объема нефти;
4) вычисление массы брутто нефти;
5) вычисление среднесменного значения плотности нефти при условиях измерения объема в стандартных условиях;
6) вычисление среднесменного значения температуры и давления;
7) ввод и изменение предельных значений параметров, указанных в проекте СИКН, в свидетельстве о поверке средств измерений и техпаспорте.
Устройство обработки информации может выполнять следующие дополнительные функции:
1) приведение объема нефти к стандартным условиям;
2) приведение текущего значения плотности нефти к стандартным условиям;
3) автоматическая корректировка коэффициента преобразования ПР от изменения расхода или расхода и вязкости;
4) автоматическое выполнение поверки ПР без нарушения процесса измерения количества и показателей качества нефти;
5) контроль метрологических характеристик рабочих ПР по трубопоршневой поверочной установке или контрольному ПР;
6) сравнение показаний двух одновременно работающих преобразователей плотности и выдача сигнала при превышении установленного предела;
7) автоматический контроль, индикация и сигнализация предельных значений параметров нефти;
8) расчет массы нетто нефти при ручном вводе содержания воды, хлористых солей и мехпримесей или при наличии анализаторов качества;
9) формирование отчетов, актов, паспортов качества нефти;
10) управление пробоотбором;
11) индикация и автоматическое обновление на экране монитора следующих параметров: массы, объема, расхода по каждой измерительной линии, параметра f/v, температуры, давления на измерительных линиях и в блоке измерения параметров качества нефти, плотности и вязкости нефти.
14. Основные требования к эксплуатации СИКН:
1) в процессе эксплуатации СИКН должны контролироваться следующие параметры:
расход нефти через измерительные линии. Конструкция СИКН должна обеспечивать при измерении массы расход нефти через измерительные линии с отклонением не более 2,5 % от рабочего диапазона, указанного в сертификате о метрологической аттестации системы;
давление нефти на выходном коллекторе. Давление нефти на выходе СИКН должно обеспечивать бескавитационную работу объемного ПР и быть не менее значения, определенного по формуле:
Р = 2,06 х Р _н + 2 /\ Р,
где Р - минимальное избыточное давление на выходе СИКН, МПа;
Р _н - давление насыщенных паров, МПа;
/\ Р - перепад давления на ПР или массомере, указанный в техническом паспорте, МПа;
перепад давления на фильтрах. Перепад давления на фильтрах должен быть не более значения, указанного в паспорте на данный тип фильтра, или не должен превышать 2 /\ Р _ф , где /\ Р _ф - перепад давления на фильтре на максимальном расходе, определенный на месте эксплуатации после чистки фильтра. Чистка фильтров должна проводиться не реже одного раза в три месяца с оформлением акта;
вязкость нефти. При отсутствии устройства по корректировке коэффициента преобразования объемного ПР по вязкости, вязкость нефти не должна отличаться от значений вязкости, при которых проводилась поверка объемного ПР, более чем на пределы, установленные при проведении испытаний для целей утверждения типа или метрологической аттестации в условиях эксплуатации других типов ПР;
2) учет нефти при нарушениях основных требований эксплуатации и отказах средств измерений должен проводиться в соответствии с приложением 2 к настоящим Правилам.
15. Основные требования к эксплуатации ПР:
1) при эксплуатации ПР проходят поверку и контроль метрологических характеристик;
2) во время поверки или контроля метрологических характеристик рабочих ПР учет нефти можно проводить по контрольной измерительной линии;
3) поверка ПР должна проводиться на месте эксплуатации в комплекте с элементами измерительных линий (струевыпрямителями, если они предусмотрены проектом, прямыми участками) в рабочем диапазоне расходов, в котором они эксплуатируются в СИКН;
4) коэффициент преобразования ПР может быть введен в УОИ как вручную, так и автоматически после поверки.
В зависимости от способа реализации градуировочной характеристики в УОИ коэффициент преобразования ПР представляют в виде:
1) постоянного значения во всем рабочем диапазоне расходов;
2) значений коэффициента преобразования в различных поддиапазонах расхода;
3) значений коэффициента преобразования в точках рабочего диапазона расходов;
4) в межповерочном интервале провождения контроль метрологических характеристик ПР.
Контроль метрологических характеристик ПР заключается в определении коэффициента преобразования на месте эксплуатации при рабочих условиях в рабочем диапазоне расходов и отклонения полученного значения коэффициента преобразования от значения, установленного на вторичном приборе ПР или УОИ (хранящегося в памяти УОИ).
Контроль метрологических характеристик ПР проводится по трубопоршневой поверочной установке или контрольному ПР на месте эксплуатации через межконтрольный интервал.
Установление межконтрольного интервала ПР проводится в следующем порядке:
1) для каждой вновь вводимой СИКН, а также после реконструкции с заменой ПР определяется межконтрольный интервал ПР. Межконтрольный интервал определяется также после ремонта ПР;
2) межконтрольный интервал в зависимости от интенсивности эксплуатации ПР устанавливается либо в часах наработки либо в календарном времени (в днях или месяцах) по результатам контроля коэффициента преобразования по ТПУ;
3) при непрерывной работе ПР проводится контроль значения коэффициента преобразования в течение 30 дней с интервалом 5 дней и устанавливается межконтрольный интервал 5, 10, 15, 20, 25, 30 дней;
4) межконтрольный интервал допускается устанавливать по результатам статистических данных;
5) контроль ПР, находящихся в резерве и длительное время не проходящих контроль, проводится только перед вводом их в эксплуатацию;
6) величина межконтрольного интервала вносится в формуляр СИКН;
7) установление межконтрольного интервала выполняет организация, проводящая обслуживание СИКН, согласовав с представителями сдающей и принимающей сторон.
16. Основные требования к эксплуатации поточных ПП:
1) поверка поточных ПП проводится по измерительному комплекту металлических напорных пикнометров или по эталонному плотномеру;
2) поверка поточных ПП проводится в лаборатории или на месте эксплуатации. Поверку поточных ПП на месте эксплуатации допускается проводить, если изменение плотности нефти в течение года не превышает 100 кг/м ³ ;
3) после очередной поверки ПП в лаборатории перед его установкой на место эксплуатации выполняется контроль метрологической характеристики по воздушной точке;
4) для этого в блоке измерения параметров качества нефти или другом приспособленном помещении подается на ПП питание, подключается к измерительной линии плотности и проводится отсчет выходного сигнала при температуре (20 ± 5) ^о С;
5) период колебаний выходного сигнала должен соответствовать периоду колебаний, указанному в сертификате поверки (поверка воздухом).
17. Если погрешность ПП при поверке или контроле превышает установленные пределы, он подлежит градуировке с последующей поверкой.
Градуировка поточных ПП проводится по измерительному комплекту пикнометров или по эталонному плотномеру в лаборатории или на месте эксплуатации в соответствии с нормативными документами.
Градуировку поточных ПП допускается проводить на месте эксплуатации, если изменение плотности нефти в течение года не превышает 100 кг/м ³ .
18. Контроль поточных ПП проводится один раз в 10 дней методом сличения показаний рабочего ПП с результатами измерения плотности нефти эталонным плотномером в рабочих условиях при рабочем значении плотности или с показаниями резервного ПП.
Резервный ПП должен быть чистым и нефть через него должна проходить только при сличении.
Должно выполняться условие:
|р _п.л. - р ₀ | < /\ _п.л. + /\ ₀ ,
где р _пл - значение плотности нефти, измеренное рабочим ПП, кг/м ³ ;
р ₀ - значение плотности нефти, измеренное эталонным плотномером или резервным ПП, кг/м ³ ;
/\ _пл - предел допускаемой абсолютной погрешности рабочего ПП, кг/м ³ ;
/\ ₀ - предел допускаемой абсолютной погрешности эталонного плотномера или резервного ПП, кг/м ³ .
При отсутствии эталонного плотномера или до оснащения СИКН резервным ПП контроль рабочих ПП проводится по результатам измерения плотности нефти аналитической лабораторией.
Не реже одного раза в 10 дней показания ПП р _пл сравниваются с результатами измерения плотности нефти ареометром или лабораторным плотномером и вычисляют разность плотностей /\ _рк , кг/м ³ , по формуле:
/\ _рк = р _пл - р _лк ,
где р _лк - значение плотности нефти, измеренное ареометром или лабораторным плотномером в пробе, отобранной в момент измерения р _пл , приведенное к условиям в блоке измерения параметров качества нефти, кг/м ³ .
Должно выполняться условие:
| /\ _рк | < /\ _пл + /\ , (1)
где /\ - погрешность метода измерения плотности ареометром или лабораторным плотномером из свидетельства о метрологической аттестации методики выполнения измерений плотности, кг/м ³ .
До проведения оценки погрешности метода согласно нормативных документов допускается проводить контроль ПП следующим образом.
__
Определяют /\ _р по формуле:

__ 1 30
/\ _р = ---- Х Е /\ _pi
30 i-1
,
/\ _pi = P _плi - P _лi ,

__
где /\ _p - среднее значение разностей /\ _pi за первые 30 смен после поверки ПП, проверенных на отклонение от нормы, кг/м ³ . При обнаружении резко выделяющихся измерений их заменяют результатами дополнительных измерений;
P _плi , - значение плотности нефти, измеренное рабочим ПП в i-ую смену за первые 30 смен после поверки, кг/м ³ ;
P _лi - значение плотности нефти, измеренное ареометром или лабораторным плотномером в пробе, отобранной в момент измерения рплi, приведенное к условиям в блоке измерения параметров качества нефти, кг/м ³ .

Примечание РЦПИ: Е - символ суммы.

Не реже одного раза в 10 дней показания рабочего ПП сравниваются с плотностью нефти, измеренной ареометром или лабораторным плотномером, и вычисляется разность плотностей /\ _p , кг/м ³ , по формуле:
/\ _p = Р _пл - Р _л ,
где P _л - значение плотности нефти, измеренное ареометром или лабораторным плотномером в пробе, отобранной в момент измерения р _пл , приведенное к условиям в блоке измерения параметров качества нефти, кг/м ³ .
Должно выполняться условие:
__
| /\ _р - /\ _р | < /\ _п.л. + /\ _ар
, (2)

где /\ _ар - предел допускаемой погрешности ареометра (± 0,5 кг/м ³ ) или лабораторного плотномера, кг/м ³ , (берут из свидетельства о поверке).
Если условия (1) или (2) не выполняются, выясняется причина отклонения: ошибки измерений, несоблюдение условий контроля, неучтенные факторы.
При несоблюдении условий в течение трех смен подряд и в случае метрологического отказа ПП демонтируют, промывают, снова устанавливают в блоке измерения параметров качества нефти и контролируют по настоящему методу. При получении отрицательных результатов в течение двух дополнительных смен ПП подлежит внеочередной поверке.
Допускается изменение периодичности контроля по договоренности принимающей и сдающей сторон.
Для наглядности представления контроля метрологических характеристик ПП и для реализации возможности диагностики метрологических отказов рекомендуется вышеуказанные измерения заносить и сохранять в компьютере и индицировать на экране монитора в виде графиков.
19. Масса брутто нефти при отключении ПП определяется с учетом плотности нефти по лабораторным анализам объединенной пробы нефти (суточной либо за партию). При условии невозможности определения точного момента метрологического отказа или отключения ПП, плотность нефти за этот период необходимо принять по арбитражной пробе.
Масса брутто нефти (М _бр ), т, при отключении ПП и при отсутствии резервного ПП вычисляется по формуле:
М _бр = V х Р _ар.л. х 10 ^-3
где V - объем нефти, прошедшей через СИКН, м ³ ;
Р _ар.л. - плотность нефти, измеренная ареометром или лабораторным плотномером, приведенная к условиям измерения объема или к стандартным условиям, кг/м ³ .
До проведения оценки погрешности метода согласно методике выполнения измерений ареометром масса брутто нефти определяется по формуле:
М _бр = V х Р _л х 10 ^-3 + /\ М,
где Р _л - плотность нефти, измеренная ареометром или лабораторным плотномером и приведенная к условиям измерения объема или к стандартным условиям без учета систематической погрешности метода, кг/м ³ ;
/\ М - поправка на массу брутто нефти, определенная по формуле:
__
/\ М = V х P _л х ^Kр х 10 ^-3 ,
__
где K _p - поправочный множитель.

§ 2. Измерение и взвешивание массы брутто
нефти массовым динамическим методом

20. Данным методом масса нефти, транспортируемой трубопроводом, определяется непосредственно. На результат измерения не влияет изменение вязкости и плотности нефти.
Рекомендуемый состав СИКН и пределы допускаемой погрешности приведены ниже:

N п/п	Наименование средств измерений и оборудования, входящих в состав СИКН	Предел допускаемой погрешности	Примечание
	1	2	3
1	Основные средства измерений и оборудование
2	Массомер	± 0,25 %
3	Манометр	кт.1.0
4	Фильтр
5	Задвижки
6	Пробозаборное устройство
7	Пробоотборник автоматический
8	Пробоотборный кран для ручного отбора пробы
9	Блок управления пробоотборником
10	Дополнительные средства измерений и оборудование
11	Массомер резервный	± 0,25 %
12	Массомер контрольный	+ 0,20 %	При наличии по проекту
13	Преобразователь давления на измерительной линии	+ 0,6 %
14	Плотномер	± 0,3 кг/м 3
15	Влагомер	± 0,1 % (абс. ед.)	При наличии по проекту
16	Преобразователь температуры в блоке измерений параметров качества нефти (далее - БИК)	+ 0,2 о С
17	Преобразователь давления в БИК	± 0,6 %
18	Устройство обработки информации	± 0,05 %
19	Регулятор давления
20	Регулятор расхода
21	Датчик контроля загазованности
22	Датчик контроля наличия свободного газа		При наличии по проекту
23	Устройство для измерения остаточного газосодержания (растворенного газа)		При наличии по проекту
24	Преобразователи температуры на измерительных линиях	± 0,2 о С

21. В процессе эксплуатации массомеров контролируется смещение нуля массомера в соответствии с техническим описанием на конкретный массомер.
22. Поверка и контроль массомеров проводятся как на месте эксплуатации, так и на поверочном стенде. Поверка массомеров проводится в соответствии с нормативными документами.
Контрольный ПР должен быть аттестован заводом-изготовителем по классу не ниже класса ТПУ или Прувера по аттестованной методике.
Контроль метрологических характеристик массомеров проводится не реже одного раза в месяц по следующей методике:
1) при любом значении расхода из рабочего диапазона массомера одновременно проводится измерение массы нефти массомером и комплектом трубопоршневых поверочных установок (далее - ТПУ) и ПП или контрольным массомером;
2) отклонение показаний массомера по результатам контроля вычисляется по формуле:
М - М _р
б = ----------- х 100 %,
М _р
где М - масса брутто нефти, измеренная массомером, т;
М _р - масса брутто нефти, измеренная комплектом ТПУ и ПП или контрольным массомером, т.
Отклонение показаний массомера по результатам контроля не должно превышать + 0,2 %.

§ 3. Измерение и взвешивание массы брутто
нефти объемно-массовым статическим методом

23. Данным методом определяется масса нефти по ее объему, плотности и температуре. Объем нефти определяется с помощью градуировочных таблиц, средств измерений уровня, гидростатического давления нефти.
24. Перечень средств измерений, используемых при объемно-массовом статическом методе приведен ниже:

N п/п	Наименование средств измерений и оборудования, используемых при объемно-массовом статическом методе	Предел допускаемой погрешности
1.	Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические вместимостью от 100 м 3 до 200 м 3	-
2.	Резервуары стальные вертикальные цилиндрические при измерении объема жидкости	-
3.	Резервуары железобетонные цилиндрические	-
4.	Уровнемеры стационарные или рулетки измерительные с грузом, измеритель межфазного уровня ММС (электронная рулетка)	+ 3 мм
5.	Плотномер лабораторный или переносной или ареометры с ценой деления шкалы 0,5 кг/м 3	+ 1 кг/м 3
6.	Термометры или преобразователи температуры	+ 0,2 о С
7.	Датчики гидростатического давления	-
8.	Пробоотборники	-
9.	Системы гидрометрирования

25. Основные требования к проведению измерений объема, плотности и температуры нефти.
Уровень общего объема жидкости в резервуарах измеряют стационарными уровнемерами или вручную измерительной рулеткой с грузом.
Измерение уровня рулеткой осуществляется в следующей последовательности.
Проверяется базовая высота как расстояние по вертикали от днища в точке касания груза измерительной рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки измерительного люка. Полученный результат сравнивается с известной (паспортной) величиной базовой высоты, нанесенной на резервуаре. Если базовая высота (Н _б ) отличается от полученного результата более, чем на 0,1 % Н _б , необходимо выяснить причину изменения базовой высоты и устранить ее.
На период, необходимый для выяснения и устранения причин изменения базовой высоты, разрешается измерения уровня нефти проводить по высоте пустоты резервуара.
Лента рулетки с грузом медленно опускается до касания лотом днища или опорной плиты (при наличии), не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование и сохраняя спокойное состояние поверхности нефти, не допуская волн.
Лента рулетки поднимается вверх строго вертикально, не допуская смещения в сторону, чтобы избежать искажения линии смачивания на измерительной ленте.
Отсчет по ленте рулетки проводится до 1 мм сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком.
Для измерения высоты пустоты рулетка с грузом опускается ниже уровня нефти. Первый отсчет (верхний) берется по рулетке на уровне риски планки замерного люка. Для облегчения измерения и расчетов высоты пустоты рекомендуется при проведении измерения совмещать отметку целых значений метра на шкале рулетки с риской планки замерного люка. Затем рулетка поднимается строго вверх без смещения в стороны и берется отсчет на месте смоченной части ленты (или лота) нефтью (нижний отсчет).
Высота пустоты находится как разность верхнего и нижнего отсчетов по рулетке.
Уровень нефти в резервуаре определяется вычитанием полученного значения из паспортной величины базовой высоты (высотного трафарета) для данного резервуара.
Измерение уровня общего объема жидкости в каждом резервуаре проводится дважды. Если результаты измерений отличаются на 1 мм, то в качестве результата измерения уровня принимается их среднее значение. Если полученное расхождение измерений более 1 мм, измерения повторяются еще дважды и берется среднее по трем наиболее близким измерениям.
Затем по градуировочной таблице на данный резервуар вычисляется общий объем жидкости в резервуаре.
Ленту рулетки до и после измерений необходимо протереть мягкой тряпкой насухо.
Измерение уровня подтоварной воды в резервуарах проводят при помощи водочувствительной ленты или пасты в следующей последовательности.
Водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к поверхности лота с двух противоположных сторон.
Водочувствительную пасту наносят тонким слоем (0,2 ^. /. 0,3 мм) на поверхность лота полосками с двух противоположных сторон.
Рулетка с лотом с водочувствительной пастой или с прикрепленной водочувствительной лентой при определении уровня подтоварной воды должна выдерживаться в резервуаре неподвижно в течение 2-3 минут, когда водочувствительный слой полностью растворится и грань между слоями воды и нефти будет резко выделена.
Измерение уровня подтоварной воды в резервуаре проводится в последовательности, описанной в подпункте 1) настоящего пункта.
Измерение уровня подтоварной воды необходимо повторить, если на ленте или пасте оно обозначается нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, что указывает на наклонное положение лота при выполнении измерений.
Размытая грань является следствием отсутствия резкой границы раздела между водой и нефтью и свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае необходимо измерение повторить после отстоя и расслоения эмульсии.
Измерив уровень подтоварной воды с помощью водочувствительной ленты или пасты, по градуировочной таблице резервуаров находят объем подтоварной воды.
Измерение уровня нефти и подтоварной воды может производиться другим способом, например, при помощи электронных рулеток.
Для определения фактического объема нефти нужно из объема, соответствующего уровню наполнения резервуара, вычесть объем подтоварной воды.
Плотность нефти измеряется плотномером в соответствии с инструкцией по эксплуатации на данный тип или по нормативным документам уполномоченного органа по техническому регулированию и метрологии по объединенной пробе нефти в соответствии с государственными стандартами Республики Казахстан, отобранной из резервуара или из трубопровода, по которому проводится закачка (откачка) нефти. Полученное значение плотности приводится к средней температуре нефти в резервуаре в соответствии с методикой выполнения измерений.
Средняя температура нефти в резервуаре определяется с помощью стационарных преобразователей температуры в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации одновременно с измерением уровня или путем измерения ее при отборе точечных проб.
При отборе объединенной пробы стационарными пробоотборниками в один прием определяют среднюю температуру нефти путем измерения температуры этой пробы термометром.
При отборе точечных проб температура нефти в пробе определяется в течение 1-3 минут после отбора пробы, при этом переносной пробоотборник выдерживается на уровне отбираемой пробы не менее 5 минут. Термометр погружают в нефть на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживают в пробе до принятия столбиком ртути постоянного положения.
Средняя температура нефти рассчитывается по температуре точечных проб, используя соотношение для составления объединенной пробы из точечных.
Допускается измерять температуру нефти преобразователем температуры, входящим в состав переносного плотномера, с одновременным измерением плотности или электронных рулеток с одновременным измерением уровня.
26. Масса брутто нефти в резервуаре вычисляется по формуле:
М _бр = V _н х р _н х 10 ^-3 , (3)
где р _н - плотность нефти при температуре измерения объема в резервуаре, кг/м ³ ;
V _н - объем нефти, м ³ , определенный по градуировочной таблице резервуара в соответствии с результатами измерения общего уровня жидкости в резервуаре в соответствии с подпунктом 1) пункта 25 настоящих Правил и уровня подтоварной воды, измеренной в соответствии с подпунктом 2) пункта 25 настоящих Правил, вычисленной по формуле
V _н = К _р х (V _ж - V _в ),
где К _р - поправочный коэффициент на изменение объема нефти V _н в зависимости от температуры стенки резервуара;
V _ж - общий объем жидкости, м ³ ;
V _в - объем воды, м ³ .
27. 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 ^о С, то объем сданной нефти вычисляют по формуле:

V _н = V _н1 - V _н2 х [1 + В х (t ₁ - t ₂ )],

где V _н1 - объем нефти до начала откачки, измеренный при температуре t ₁ , м ³ ;
V _н2 - объем остатка, измеренный при температуре t ₂ , м ³ ;
В - коэффициент объемного расширения нефти при температуре t ₂ , значения которого приведены в методике выполнения измерений ареометром.

Примечание РЦПИ: В - греч. бета.

Масса сданной партии нефти вычисляется по формуле (3), где значение плотности нефти определяется для температуры t ₁ .
Соответственно, при приеме нефти в резервуаре объем принятой нефти вычисляется по формуле:

V _н = V _н2 - V _н1 х [1 + В х (t ₂ - t ₁ )],

где V _н2 - объем нефти в резервуаре по окончании процесса закачки и отстоя нефти, измеренный при температуре t ₂ , м ³ ;
В - коэффициент объемного расширения нефти при температуре t ₁ .

Примечание РЦПИ: В - греч. бета.

Плотность нефти в этом случае определяется при температуре t ₂ .
28. Для определения содержания балласта в нефти, проба из резервуара отбирается в соответствии с нормативными документами.

4. Определение массы нетто нефти

29. При учетных операциях масса нетто нефти определяется по формуле:
W _{в +} W _{п +} W _хс
М _н = М _бр - m = М _бр х {1 - -------------},
100
где М - масса балласта, т;
W _в - массовая доля воды в нефти, %;
W _п - массовая доля механических примесей в нефти, %
W _хс - массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисленная по формуле:
ф _с
W _хс = 0,1 х ----
Р ,
где ф _с - концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм ³ (г/м ³ );
р - плотность нефти при температуре определения массы брутто, кг/м ³ .
Если определяется не массовая, а объемная доля воды в нефти, массовую долю вычисляют по формуле:

Ф _в х Р _в
W _в = -----------
Р ,

где Ф _в - объемная доля воды в нефти, %;
Р _в - плотность воды при температуре определения объема нефти, кг/м ³ .

Примечание РЦПИ: Ф - греч. фи

5. Оформление результатов измерений

30. Результаты измерений объема по измерительным линиям, объема по СИКН и массы брутто нефти записывают в журнале регистрации показаний средств измерений СИКН, форма которого приведена в приложении 3 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.
31. Результаты измерений плотности, содержания воды, хлористых солей, механических примесей, давление насыщенных паров и другие показатели качества нефти, определенные договорными отношениями между сдающей и принимающей сторонами, заносят в "Паспорт качества нефти", форма которого утверждается уполномоченным органом по техническому регулированию и метрологии.
В случае применения поточных анализаторов качества нефти, результаты должны выводиться на печатающее устройство с интервалом выдачи распечаток, установленным сдающей и принимающей сторонами.
32. На основании записей в "Журнале регистрации показаний средств измерений СИКН" и в "Паспорте качества нефти" оформляют акт приема-сдачи нефти. Паспорт является неотъемлемой частью акта приема-сдачи нефти.
Количество экземпляров актов приема-сдачи нефти должно быть достаточным для обеих сторон, ведущих операции по приему-сдаче нефти.
33. Документы, перечисленные в пунктах 30-32 настоящих Правил, могут вестись и на электронных носителях.
34. Должностные лица, ответственные за прием-сдачу нефти, составление и подписание приемо-сдаточных документов, назначаются приказами руководителей сдающей и принимающей сторон.
Образцы подписей ответственных лиц за прием-сдачу нефти хранят в бухгалтериях сдающей и принимающей сторон.

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

ПЕРЕЧЕНЬ
документов, обязательных к наличию для СИКН

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

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

Порядок учета нефти при отклонениях
от основных требований эксплуатации
и отказах средств измерений СИКН

СИКН включена в работу "__" __________ 200_ г. в _____ часов

Представитель предприятия сдающей стороны
__________________________________ __________________
Ф.И.О.

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

N п/п	Средства измерений и оборудования, подвергающихся отключениям и отказам	Учет нефти по резервным средствам измерений и оборудованию	Учет нефти по СИКН с одно- временным ремонтом (заменой) отдельных элементов	Учет нефти по резервной схеме
	1	2	3	4
1.	ПР	+		+
2.	Фильтры	+
3.	Струевыпрямители	+
4.	Задвижки (задвижки с электроприводом, шаровые краны с электроприводом)	+
5.	Манометры		+
6.	Регулятор давления		+ (при возможности ручного регули- рования требуемого давления)
7.	Регулятор расхода		+
8.	Преобразователи давления		+
9.	Преобразователи температуры		+
10.	БИК
11.	ПП поточные	+	+
12.	Преобразователи вязкости поточные	+	+
13.	Преобразователь влагосодержания поточный		+
14.	Преобразователь солесодержания поточный		+
15.	Преобразователь серосодержания поточный		+
16.	Преобразователи давления		+
17.	Термометры		+
18.	Циркуляционные насосы	+	+
19.	Пробоотборник автоматический		+
20.	Расходомер		+
21.	Контрольное устройство загазованности		+
22.	УОИ	+ (при наличии резервного)	+ (при наличии вторичных приборов ПР или электро- механи- ческих счетчиков)	+ (при отсут- ствии резервных и вто- ричных приборов ПР)
23.	Вторичные приборы ПР	+
24.	Суммирующий прибор		+
25.	Устройство по корректировке коэффициента преобразования ТПР по расходу и вязкости		+

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

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

Форма журнала регистрации показаний
средств измерений СИКН

СИКН N ___________
________________________________
объединение, НГДУ, РНУ, НПЗ
Предприятие (владелец) ____________
ПСП (приемо-сдаточный пункт) ____________

ЖУРНАЛ
регистрации показаний средств измерений СИКН

N п/п	Дата	Время, ч. мин.		Результаты измерений объема и массы брутто нефти (показания УОИ или вторичных приборов ПР)
		на- чало	оконч.	объем, м 3		масса брутто
				начало	конец	начало	конец
1	2	3	4	5	6	7	8

продолжение таблицы

N п/п	Количество нефти		Средняя температура нефти за интервал, о С		Среднее давление за интервал, МПа		При- мечание
	объем,	масса	в ПР	в БИК	в ПР	в БИК
	м 3	брутто, т
1	9	10	11	12	13	14	15

Итого за смену масса брутто нефти (прописью)
______________________________________________
Итого за сутки масса брутто нефти (прописью)
______________________________________________

Операторы предприятия, Операторы предприятия,
сдающего нефть принимающего нефть
Сдал смену ______________ Сдал смену ________________
Ф.И.О. подпись Ф.И.О. подпись
Принял смену ____________ Принял смену ______________
_________________ ___________________
Ф.И.О. подпись Ф.И.О. подпись

Келiсiм-шарт аумағында өндiрiлген мұнайды мердiгер жүргiзетiн өлшеу және салмақтау ережесiн бекiту туралы

Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2006 жылғы 31 мамырдағы N 478 Қаулысы. Күші жойылды - Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2010 жылғы 12 қарашадағы N 1195 Қаулысымен

Ескерту. Күші жойылды - ҚР Үкіметінің 2010.11.12 N 1195 (алғашқы ресми жарияланғанынан кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) Қаулысымен.

"Мұнай туралы" Қазақстан Республикасының 1995 жылғы 28 маусымдағы Заңының 39-бабына сәйкес Қазақстан Республикасының Үкiметi ҚАУЛЫ ЕТЕДI: Z100291 қараңыз

1. Қоса берiлiп отырған Келiсiм-шарт аумағында өндiрiлген мұнайды мердiгер жүргiзетiн өлшеу және салмақтау ережесi бекiтiлсiн.

2. Осы қаулы алғаш рет ресми жарияланғаннан кейін он күнтiзбелiк күн өткен соң қолданысқа енгiзiледi.

Қазақстан Республикасының
Премьер-Министрi

Қазақстан Республикасы
Yкiметiнiң
2006 жылғы 31 мамырдағы
N 478 қаулысымен бекiтiлген

Келiсiм-шарт аумағында өндiрiлген мұнайды мердiгер жүргiзетiн өлшеу және салмақтау ережесi

1. Жалпы ережелер

1. Осы Келiсiм-шарттық аумақта өндiрiлген мұнайды мердiгер жүргiзетiн өлшеу және салмақтау ережесi (бұдан әрi - Ереже) Қазақстан Республикасының "Мұнай туралы" және "Өлшем бiрлiгiн қамтамасыз ету туралы" заңдарына сәйкес әзiрлендi. Z100291 қараңыз

2. Осы Ережеде мынадай негiзгi ұғымдар пайдаланылады:
1) төрелiк сынама - төрелiк талдау үшiн пайдаланылатын бақылау сынамасы;
2) мұнай көлемiнiң өлшемдерi жүйесi (бұдан әрi - МКӨЖ) - өлшеу құралдарының (шығысты, тығыздықты, ылғал мөлшерiн, тұз мөлшерiн, тұтқырлықты, температураны, қысымды, масса өлшеуiштердi түрлендiргiштердiң), өлшеу нәтижелерiн өңдеу, сақтау, индикациялау және тiркеу құрылғыларының, өлшеуiш ақпаратының дабылдарын автоматты және қолмен өңдеу үшiн қолайлы нысанда өңдеуге арналған технологиялық және қосалқы жабдықтардың (құбыр жолдарының, сүзгiлердiң, сорғылардың, сынама iрiктегiштiң, бекiтушi және реттеушi арматураның және басқаның) жиынтығы;
3) өлшеу сызығы (бұдан әрi - ӨС) - шығысты түрлендiргiштен немесе қысымды және температураны өлшеу құралдарымен, ысырмалармен және сүзгiлермен жарақтандырылған құбыржолдардың тiк сызықты учаскелерi бар масса өлшеуiштен тұратын МКӨЖ құрылмасының бөлiгi;
4) жұмыс өлшеу сызығы - МКӨЖ пайдаланудың стандартты режимiнде жұмыс iстейтiн өлшеу сызығы;
5) бақылау өлшеу сызығы - шығысты жұмыс түрлендiргiштерiнiң метрологиялық сипаттамаларын бақылау үшiн қолданылатын өлшеу сызығы;
6) резервтiк өлшеу сызығы - кез келген уақытта жұмысқа қосылуы мүмкiн болатын ажыратылған өлшеу сызығы;
7) мұнай шығыны мен тұтқырлығының жұмыс диапазоны - пайдаланылатын шығын түрлендiргiштерiнде олардың метрологиялық сипаттамалары нормаланған шығындар мен тұтқырлық мәндерiнiң саласы;
8) метрологиялық сипаттамаларды бақылау - тексерулер арасындағы кезеңде өлшеу құралдарының метрологиялық сипаттамалары мәндерiнiң нақты мәндерден немесе соңғы тексеру кезiнде айқындалған мәндерден ауытқуын айқындау және өлшеу құралдарының одан әрi пайдалануға жарамдылығын белгiлеу;
9) бақылау арасындағы аралық - өлшеу құралдарының метрологиялық сипаттамаларының тексеру кезiнде анықталған мәндерден ауытқуын анықтау үшiн жүргiзiлетiн екi кезектi бақылау актiсiнiң арасындағы уақыт аралығы;
10) есепке алу операциялары - кейiнгi есептер үшiн, сондай-ақ арбитраж кезiнде мұнай массасын анықтауды бiлдiретiн, тапсырушы және қабылдаушы тараптар жүргiзетiн операциялар;
11) мұнайдың жалпы массасы - сапа көрсеткiштерi нормативтiк-техникалық құжаттаманың талаптарына сәйкес келетiн мұнайдың массасы;
12) мұнайдың таза массасы - жалпы масса мен балласт массасының арасындағы айырма;
13) мұнай балластының массасы - мұнайдағы судың, тұздар мен механикалық қоспалардың жалпы массасы.

3. Мердiгердiң келiсiм-шарттық аумақта өндiрген және шығаратын мұнайының есебi тоннамен жүзеге асырылады. Мұнай массасын өлшеудiң дұрыстығын, сондай-ақ өлшеу сапасын бақылауды қамтамасыз ету үшiн мердiгерлердiң техникалық реттеу және метрология жөнiндегi уәкiлеттi орган пайдалануға рұқсат еткен және Қазақстан Республикасының өлшем бiрлiктерiн қамтамасыз етудiң мемлекеттiк жүйесiнiң тiзiлiмiне енгiзiлген қажеттi жабдығы мен өлшеу құралдары болуы тиiс.

4. Мұнайдың жалпы массасы МКӨЖ-дi қолдана отырып, көлемдiк-массалық серпiндi әдiспен немесе масса өлшеуiштердi қолдана отырып, массалық серпiндi әдiспен айқындалады.
Сондай-ақ көлемдiк-массалық статикалық әдiстi қолдануға рұқсат етiледi.

5. Мұнай массасын өлшеу дәлсiздiгi мыналардан аспауы тиiс:
1) көлемдiк-массалық немесе массалық серпiндi әдiс кезiнде:
+ 0,25% - мұнайдың жалпы массасын өлшеу кезiнде;
+ 0,35% - мұнайдың таза массасын өлшеу кезiнде;
2) көлемдiк-массалық статикалық әдiс кезiнде:
+ 0,5% - мұнайдың таза массасын өлшеу кезiнде.

2. Өлшеу құралдары

6. МКӨЖ құрамына кiретiн өлшеу құралдарының өлшем бiрлiктерiн қамтамасыз ету жөнiндегi заңнамаға сәйкес үлгiнi бекiту туралы немесе метрологиялық аттестаттау туралы, өлшем құралдарын тексеру туралы сертификаты болуға тиiс.
Сыйымдылықтың өзгеруiне байланысты әрбiр жөндеуден кейiн резервуар қайта өлшемденуi тиiс, ал оның iшкi жабдықпен жарақтандырылуы өзгергеннен кейiн өлшемдеу кестесi қайта қаралуы және белгiленген тәртiппен бекiтiлуi тиiс.

7. Тексерудi мемлекеттiк метрологиялық қызмет, сондай-ақ қызметтiң осы түрiне аккредиттелген заңды тұлғалардың метрологиялық қызметтерi жүзеге асырады.

8. Өлшеу құралдары пайдалануға қосылар алдында, пайдалану кезiнде және жөндеуден кейiн Ережеге 1-қосымшаға сәйкес тексеруге жатады. Тексеру мерзiмдiлiгiн техникалық реттеу және метрология жөнiндегi уәкiлеттi орган айқындайды.

9. Өлшеу құралдарын кезектен тыс тексерудi өлшем бiрлiктерiн қамтамасыз ету жөнiндегi нормативтiк құжаттардың талаптарына сәйкес, сондай-ақ мынадай жағдайларда жүргiзедi:
1) өлшеу құралдарының метрологиялық сипаттамаларын ағымдағы бақылау кезiнде терiс нәтижелер алу;
2) көлемдi шығыс түрлендiргiштердi пайдалану жағдайындағы мұнай тұтқырлығы мәндерiнiң, егер ақпаратты өңдеу құрылғысының тұтқырлық бойынша түзету функциясы болмаса, барынша рұқсат етiлетiн шектерде тексеру жүргiзiлген кездегi мәндерден ауытқулары;
3) көлемдi шығыс түрлендiргiштердi пайдалану жағдайындағы f/v мәндерiнiң - жиiлiктiң тұтқырлыққа қатысы, егер ақпаратты өңдеу құрылғысының (бұдан әрi - АӨҚ) тұтқырлығы бойынша түзету функциясы болса, дәлдеу жүргiзiлген кезде f/v параметрiнiң жұмыс ауқымы мәндерiнен ауытқулары;
4) мұнайды тапсыратын немесе қабылдайтын тараптардың талаптары.

10. Мұнай көлемiнiң өлшемдерi мен сапа көрсеткiштерi жүйесiнiң техникалық жай-күйi мен оның метрологиялық қамтамасыз етiлуi үшiн жауапкершiлiктi оның иесi көтередi.

3. Мұнайдың массасын өлшеу және салмақтау

Параграф 1. Мұнайдың массасын көлемдік-массалық серпiндi әдiспен өлшеу және салмақтау

11. Осы әдiспен қабылдау-тапсыру операциялары кезiнде мұнай массасы айқындалады.
Мұнайдың жалпы массасы шығынды түрлендiргiштердiң (бұдан әрi - ШТ) және тығыздықты ағынды түрлендiргiштердiң (бұдан әрi - ТТ) көмегiмен өлшенедi.

12. Бұл ретте масса көлемнiң тиiстi мәндерiнiң және өлшеу (температура, қысым) шарттарына келтiрiлген тығыздық көлемiнiң немесе бiр қалыпты шарттарға келтiрiлген тығыздықтың немесе көлемнiң көбейтiндiсi ретiнде ақпаратты өңдеу құрылғысымен есептеледi.
Жұмыс iстеп тұрған тығыздық түрлендiргiшi ажыратылған және резервтегiсi болмаған кезде, мұнай тығыздығы ареометрмен немесе рұқсат етiлетiн шектi дәлсiздiгi + 0,5 кг/м³ зертханалық тығыздық өлшеуiшпен айқындалады.
Шығыс түрлендiргiшiнде немесе мұнай есептеуiшiнде мұнай қысымы мен температурасы кезiнде алынған мұнай көлемiн өлшеу нәтижелерi стандартты шарттарға келтiрiледi.
Мұнай сапасының параметрлерiн өлшеу блогындағы температура мен қысым кезiнде ағынды ТТ-мен өлшенген мұнай тығыздығының мәнi мұнай көлемi өлшемiнiң шарттарына және стандарттық шарттарға (температура, 20 ^oС-қа тең, артық қысым, 0-ге тең) келтiрiледi.

13. Ақпаратты өңдеу құрылғысы немесе оператордың мұнай есебiнiң барлық процестерiн басқаруды жүзеге асыратын автоматтандырылған жұмыс орны мынадай функциялардың орындалуын қамтамасыз етуi тиiс:
1) жұмыс жағдайлары кезiнде мұнай көлемiн есептеу;
2) мұнай сапасының параметрлерiн өлшеу блогындағы температура мен қысым кезiнде мұнай тығыздығының ағымды мәнiн есептеу;
3) мұнай көлемi өлшемiнiң шарттарына мұнай тығыздығының ағымды мәнiн келтiру;
4) мұнайдың жалпы массасын есептеу;
5) стандарттық шарттарда көлемдi өлшеу жағдайларында мұнай тығыздығының орташа ауысымдық мәнiн есептеп шығару;
6) температура мен қысымның орташа ауысымдық мәнiн есептеп шығару;
7) МКӨЖ жобасында, өлшеу құралдарын тексеру туралы куәлiкте және техпаспортта көрсетiлген параметрлердiң шектi мәндерiн енгiзу және өзгерту.
Ақпаратты өңдеу құрылғысы мынадай қосымша функцияларды орындай алады:
1) мұнай көлемiн стандарттық шарттарға келтiру;
2) мұнай тығыздығының ағымды мәнiн стандарттық шарттарға келтiру;
3) шығыстың өзгерiстерiнен немесе шығыстан және тұтқырлықтан ШТ түрлендiру коэффициентiн автоматты түзету;
4) мұнай мөлшерi мен сапа көрсеткiштерiн өлшеу процесiн бұзбай ШТ тексерудi автоматты орындау;
5) жұмыс iстеп тұрған ШТ-ың метрологиялық сипаттамаларын құбырпоршендiк тексеру қондырғысы немесе бақылау ШТ бойынша бақылау;
6) бiр мезгiлде жұмыс iстейтiн екi тығыздықты түрлендіргіштердің көрсеткiштерiн салыстыру және белгiленген шектен артуы кезiнде дабыл беру;
7) мұнай параметрлерiнiң шектi мәндерiн автоматты бақылау, индикациялау және дабылдату;
8) судың, хлорлы тұздардың және механикалық қоспалардың құрамын қолмен қосу кезiнде немесе сапа талдауышы болған кезде мұнайдың таза массасын есептеу;
9) есеп берулердi, актiлердi, мұнай сапасының паспорттарын қалыптастыру;
10) сынамаалғышпен басқару;
11) монитор экранында мынадай параметрлердi индикациялау және автоматты жаңарту: массасын, көлемiн, әрбiр өлшеу сызығы бойынша шығысты, f/v параметрiн, өлшеу сызықтарында және мұнай сапасының параметрлерiн өлшеу блогындағы температураны, қысымды, мұнай тығыздығы мен тұтқырлығын өлшеу.

14. МКӨЖ-ды пайдалануға қойылатын негiзгi талаптар:
1) МКӨЖ-ды пайдалану процесiнде мынадай параметрлер бақылануы тиiс:
өлшеу сызықтары арқылы мұнай шығысы. МКӨЖ құрылмасы массаны өлшеу кезiнде өлшеу сызықтары арқылы жүйенi метрологиялық аттестациялау туралы сертификатта көрсетiлген жұмыс диапазонының 2,5%-ынан аспайтын ауытқумен мұнай шығысын қамтамасыз етуi тиiс;
шығу коллекторындағы мұнай қысымы. МКӨЖ шығуындағы мұнай қысымы көлемдiк ШТ-ның кавитациялықсыз жұмысын қамтамасыз етуi тиiс және мынадай формула бойынша белгiленген мәннен кем болмауы тиiс:
Р = 2,06 х Р _н + 2 /\Р,
мұндағы Р - МКӨЖ шығуындағы ең аз артық қысым, МПа;
Р _н - қаныққан бу қысымы, МПа;
/\Р - ШТ-ағы немесе техникалық паспортта көрсетiлген масса өлшеуiштегi қысым айырымы, МПа;
сүзгiлердегi қысым айырымы. Сүзгiлердегi қысым айырымы сүзгiнiң осы түрiнiң паспортында көрсетiлген мәндерден артық болмауы неме се 2 /\Р _ф аспауы тиiс, мұндағы /\Р_ф - сүзгiнi тазартқаннан кейiн пайдалану орнында белгiленген ең көп шығыс кезiндегi сүзгiдегi қысым айырымы. Сүзгiлердi тазарту кем дегенде үш айда бiр рет актiнi ресiмдеумен жүргiзiлуi тиiс;
мұнай тұтқырлығы. Тұтқырлық бойынша көлемдi ШТ-ның түрлендiру коэффициентiн түзету жөнiндегi құрылғы болмаған кезде, мұнай тұтқырлығы көлемдi ШТ-ны тексеру жүргiзiлген кездегi үлгiнi бекiту немесе ШТ-ның басқа түрлерiн пайдалану жағдайларында метрологиялық аттестациялау үшiн сынақ жүргiзу кезiндегi белгiленген шектерден аспайтын тұтқырлық мәндерiнен айрықшаланбауы тиiс;
2) пайдаланудың негiзгi талаптары бұзылған және өлшеу құралдары жұмыс iстемеген кезде мұнайдың есебi осы Ережеге 2-қосымшаға сәйкес жүргізiлуi тиіс.

15. ШТ-ны пайдалануға қойылатын негiзгi талаптар:
1) ШТ-ны пайдалану кезiнде тексеру және метрологиялық сипаттамаларды бақылау жүргiзiледi;
2) жұмыс ШТ-ны тексеру және метрологиялық сипаттамаларды бақылау уақытында мұнайдың есебi бақылау өлшеу сызығы бойынша жүргiзуге болады;
3) ШТ-ны тексеру пайдалану орнында өлшеу сызықтары элементтерiмен (егер жобамен көзделiнсе ағыс түзеткiштермен, тiк учаскелермен) жиынтықта МКӨЖ пайдаланылатын шығыстардың жұмыс диапазонында жүргiзiлуi тиiс;
4) ШТ-ны түрлендiру коэффициентi тексеруден кейiн АӨҚ-қа қолмен де, сонымен бiрге автоматты түрде де енгiзiлуi мүмкiн.
АӨҚ-қа градуирлiк сипаттаманы iске асыру тәсiлiне байланысты ШТ-ны түрлендiру коэффициентi мынадай түрде ұсынылады:
1) шығыстардың барлық жұмыс диапазонындағы тұрақты мән;
2) шығыстың түрлi диапазондарында түрлендiру коэффициентiнiң мәндерi;
3) шығыстардың жұмыс диапазоны нүктелерiнде түрлендiру коэффициентiнiң мәндерi;
4) тексеруаралық өту аралығында ШТ-ның метрологиялық сипаттамаларын бақылау.
ШТ-ның метрологиялық сипаттамаларын бақылау шығыстардың жұмыс диапазонындағы жұмыс жағдайларында пайдалану орнында түрлендiру коэффициентiн және ШТ немесе АӨҚ (АӨҚ жадында сақталатын) қайталама аспабында белгiленген мәндердiң түрлендiру коэффициентiнен алынған мәннен ауытқуын анықтаудан тұрады.
ШТ-ның метрологиялық сипаттамаларын бақылау құбыр поршендiк дәлдеу қондырғысы бақылауаралық интервал арқылы пайдалану орнында бақылау ШТ бойынша жүргiзiледi.
ШТ бақылауаралық интервалын белгiлеу мынадай тәртiппен жүргiзiледi:
1) әрбiр жаңадан енгiзiлетiн МКӨЖ үшiн, сондай-ақ ШТ-ның ауыстырумен қайта құрудан кейiн ШТ-ның бақылауаралық интервалы белгiленедi. Бақылауаралық интервал сонымен бiрге ШТ-ны жөндеуден кейiн де белгiленедi;
2) бақылауаралық интервал ШТ-ны пайдаланудың қарқындылығына байланысты не iстеу сағаттарында не КДҚ бойынша түрлендiру коэффициентiн бақылау нәтижелерi бойынша күнтiзбелiк уақытта (күндермен немесе айлармен) белгiленедi;
3) ШТ-ның үздiксiз жұмысы кезiнде 5 күн аралық мерзiммен 30 күн iшiнде түрлендiру коэффициентiнiң мәнiн бақылау жүргiзiледi және бақылауаралық интервал 5, 10, 15, 20, 25, 30 күн болып белгiленедi;
4) бақылауаралық интервалды статистикалық деректердiң нәтижелерi бойынша белгiлеуге рұқсат етiледi;
5) резервте тұрған және ұзақ уақыт бақылаудан өтпеген ШТ-ны бақылау оларды пайдалануға қосу алдында ғана жүргiзiледi;
6) бақылауаралық интервалдың шамасы МКӨЖ формулярына енгiзiледi;
7) бақылауаралық интервалды белгiлеудi өткiзушi және қабылдаушы тараптардың өкiлдерiмен келiсе отырып, МКӨЖ қызмет көрсетудi жүргiзетiн ұйым орындайды.

16. Ағынды ТТ-ны пайдалануға қойылатын негiзгi талаптар:
1) ағынды ТТ-ны тексеру металды арынды пикнометрлердiң өлшеу жинағы бойынша немесе эталондық тығыздықтыөлшеуiш бойынша жүргiзiледi;
2) ағынды ТТ-ны тексеру зертханада немесе пайдалану орнында жүргiзiледi. Ағынды ТТ-ны тексерудi егер мұнайдың тығыздығы жыл iшiнде 100 кг/м аспаса, пайдалану орнында жүргiзуге рұқсат етiледi;
3) зертханада ТТ-ны кезектi тексеруден кейiн оны пайдалану орнына орнатар алдында ауа нүктесi бойынша метрологиялық сипаттаманы бақылау орындалады;
4) бұл үшiн мұнай сапасының параметрлерiн өлшеу блогында немесе басқа бейiмделген үй-жайда ТТ қоректендiрiледi, тығыздықты өлшеу сызығына қосылады (20 + 5) ^oС температура кезiнде шығу дабылын есептеу жүргiзiледi;
5) шығу дабылының тербелiс кезеңi тексеру сертификатында (ауамен тексеру) көрсетiлген тербелiс кезеңiне сай келуi тиiс.

17. Егер тексеру немесе бақылау кезiнде ТТ дәлсiздiгi белгiленген шектерден асатын болса, кейiн тексерумен градуирлеуге жатады. Ағынды ТТ-ны градуирлеу пикнометрлердiң өлшеу жинағы бойынша немесе эталондық тығыздықты өлшеуiш бойынша зертханада немесе пайдалану орнында нормативтiк құжаттарға сәйкес жүргiзiледi.
Ағынды ТТ-ны градуирлеудi, егер мұнайдың тығыздығы жыл iшiнде 100 кг/м ³ аспаса, пайдалану орнында жүргiзуге рұқсат етiледi.

18. Ағынды ТТ-ны бақылау 10 күнде бiр рет ТТ жұмыс көрсеткiштерiн мұнайдың тығыздығын эталондық тығыздықты өлшеуiшпен тығыздықтың жұмыс мәнi кезiнде жұмыс жағдайларында өлшеу нәтижелерiмен немесе резервтiк ТТ көрсеткiштермен салыстырып қарау әдiсiмен жүргiзiледi.
Резервтiк ТТ таза болуы тиiс және одан мұнай салыстырып қарау кезiнде ғана өтуi тиiс.
Мынадай шарттар орындалуы тиiс:
|р _п.л. - р ₀| < /\_п.л. + /\₀,

мұндағы р _пл - жұмыс ТТ-мен өлшенген, мұнай тығыздығының мәнi, кг/м³;
р₀ - эталондық тығыздықты өлшеуiшпен немесе резервтiк ТТ-мен өлшенген, мұнай тығыздығының мәнi, кг/м ³;
/\_пл - жұмыс ТТ-ның рұқсат етiлетiн абсолюттiк дәлсiздiгiнiң шегi, кг/м³ ;
/\₀ - эталондық тығыздықты өлшеуiшпен немесе резервтiк ТТ-ның рұқсат етiлетiн абсолюттiк дәлсiздiгiнiң шегi, кг/м³.
Эталондық тығыздықты өлшеуiш болмаған кезде немесе резервтiк ТТ-мен МКӨЖ жарақтандыруға дейiн жұмыс ТТ-ны бақылау талдамалық зертханамен мұнай тығыздығын өлшеу нәтижелерi бойынша жүргiзiледi.
Кем дегенде 10 күнде бiр рет ТТ көрсеткiштерi р _пл мұнай тығыздығын тығыздық өлшеуiшпен немесе зертханалық тығыздық өлшеуiшпен өлшеу нәтижелерiмен салыстырылады және төмендегi формула бойынша /\ _рк, кг/м³ тығыздықтарының әртүрлiлiгi есептеледi.
/\_рк = р_пл - р _лк,
мұндағы р_лк - мұнай сапасы параметрлерiн өлшеу блогында шарттарға келтiрiлген, р _пл өлшеу сәтiне iрiктелген сынамада тығыздық өлшеуiшпен немесе зертханалық тығыздық өлшеуiшпен өлшенген мұнай тығыздығының мәнi, кг/м ³ .
Мынадай шарттар орындалуы тиiс:
|/\_рк | < /\_пл + /\, (1)
мұндағы /\ - тығыздық өлшеуiшпен немесе тығыздықты өлшеудi орындау әдiстемесiн метрологиялық аттестациялау туралы куәлiктен зертханалық тығыздық өлшеуiшпен өлшеу әдiсiнiң дәлсiздiгi, кг/м ³ .
Әдiс дәлсiздiгiн бағалауды өткiзгенге нормативтiк құжаттарға сәйкес былайша ТТ бақылауды жүргiзуге жол берiледi:
/\_р мына формула бойынша анықтайды:
__ 1 30
/\_р = ---- Х Е /\_pi
30 i=1 ,
/\_pi = P_плi - P_лi,
мұндағы /\_p - нормадан ауытқушылыққа тексерiлген, ТТ тексеруден кейiнгi алғашқы /\_pi әртүрлiлiгiнiң орташа мәнi, кг/м³. Шұғыл байқалатын өлшеулер табылған жағдайда оларды қосымша өлшемдер нәтижелерiмен алмастырады.
р_плі - тексеруден кейiн алғашқы 30 ауысымда 1-шi ауысымды жұмыс ТТ өлшенген, мұнай тығыздығының мәнi, кг/м³;
р_лі - мұнай сапасы параметрлерiн өлшеу блогында шарттарға келтiрiлген, р _плi өлшеу сәтiне iрiктелген сынамада ареометрмен немесе зертханалық тығыздық өлшеуiшпен өлшенген мұнай тығыздығының мәнi, кг/м³.

РҚАО-ның ескертуі: Е - қосынды белгісі.

ТТ жұмыс көрсеткiштерi 10 күнде кемiнде бiр рет ареометрмен немесе зертханалық тығыздық өлшеуiшпен өлшенген мұнайдың тығыздығымен салыстырылады және төмендегi формула бойынша /\_p, кг/м³ тығыздықтарының әртүрлiлiгi есептеледi.
/\_p = Р _пл - Р_л,
мұндағы Р _л - мұнай сапасы параметрлерiн өлшеу блогында шарттарға келтiрiлген, Р _пл өлшеу сәтiне iрiктелген сынамада ареометрмен немесе зертханалық тығыздық өлшеуiшпен өлшенген мұнай тығыздығының мәнi, кг/м ³ .
Мынадай шарттар орындалуы тиiс:
|/\_р - /\_р | < /\_п.л. + /\_ар , (2)
мұндағы /\_ар - тығыздық өлшеуiштiң (+0,5 кг/м³) немесе зертханалық тығыздық өлшеуiштiң жол берiлетiн дәлсiздiгiнiң шегi, кг/м ³ , (тексеру туралы куәлiктен алады).
Егер (1) немесе (2) шарттар орындалмаса, ауытқу себептерi анықталады: өлшеулердiң қателерi, бақылау шарттарын сақтамау, ескерiлмеген факторлар.
Қатарынан үш ауысым iшiнде шарттар сақталмаған кезде және метрологиялық бас тарту жағдайында ТТ бөлшектейдi, жуады, мұнай сапасы параметрлерiн өлшеу блогына қайта орнатады және осы әдiс бойынша бақылайды. Қосымша екi ауысым iшiнде жағымсыз нәтижелер алынған кезде ТТ кезектен тыс тексеруге жатады.
Қабылдаушы және өткiзушi тараптардың уағдаластықтары бойынша бақылау мерзiмдiлiгiн өзгертуге жол берiледi.
ТТ-ның метрологиялық сипаттамаларын бақылауды ұсынудың көрнекiлiгi үшiн және метрологиялық бас тартулардың диагностикасы мүмкiндiгiн iске асыру үшiн жоғарыда көрсетiлген өлшемдердi компьютерге енгiзу және сақтау кестелер түрiнде монитор экранында индексациялау ұсынылады.

19. ТТ-ны ағыту кезiнде мұнайдың жалпы массасы мұнайдың бiрiктiрiлген сынамасы зертханалық талдаулар бойынша мұнай тығыздығы ескерiле отырып анықталады (тәулiктiгi не тобы үшiн). Метрологиялық бас тартудың немесе ТТ-ны ағытудың дәл сәтiн анықтау мүмкiндiгi болмаған жағдайда осы кезең үшiн мұнай тығыздығын арбитраждық сынама бойынша қабылдау қажет.
ТТ-ны ағыту кезiнде және резервтiк ТТ болмаған кезде мұнайдың жалпы массасы (М _бр ), т, мына формула бойынша есептеледi:
М_бр = V х Р _ар.л. х 10^-3
мұндағы V - МКӨЖ арқылы өткен мұнай көлемi, м³;
Р_ар.л. - көлемдi өлшеу шарттарына немесе стандарттық шарттарға келтiрiлген, ареометрмен немесе зертханалық тығыздық өлшеуiшпен өлшенген мұнай тығыздығы, кг/м³.
Әдiс дәлсiздiгiн бағалауды өткiзгенге дейiн өлшеудi ареометрмен орындау әдiстемесiне сәйкес мұнайдың жалпы массасы мына формула бойынша анықталады:
М_бр = VхР_л х 10^-3 + /\М,
мұндағы Р_л - көлемдi өлшеу шарттарына немесе әдiстiң жүйелiк дәлсiздiгiнiң есебiнсiз стандарттық шарттарға келтiрiлген, ареометрмен немесе зертханалық тығыздық өлшеуiшпен өлшенген мұнай тығыздығы, кг/м³;
/\М - төмендегi формула бойынша анықталған жалпы мұнай массасына түзету __
/\М = V х P_л х K_p х 10^-3,
__
мұндағы K_p - түзетушi көбейткiш.

Параграф 2. Мұнайдың жалпы массасын массалық серпiндi
әдiспен өлшеу және салмақтау

20. Осы әдiспен құбыржолмен тасымалданатын мұнай массасы тiкелей анықталады. Өлшеу нәтижесiне мұнайдың тұтқырлығы мен тығыздығының өзгеруi әсер етпейдi.
Ұсынылатын МКӨЖ құрамы және дәлсiздiгiнiң жол берiлетiн шектерi төменде келтiрiлген:

	МКӨЖ құрамына кіретін өлшеу құралдары мен жабдықтардың атауы	Дәлсіздіктің рұқсат етілетін шегі	Ескертпе
	1	2	3
1	Негізгі өлшеу құралдары мен жабдықтар
2	Масса өлшеуіш	± + 0,25 %
3	Манометр	кт.1.0
4	Сүзгі
5	Ысырмалар
6	Сынама алу құрылғысы
7	Автоматты сынама алғыш
8	Сынаманы қолмен алуға арналған сынама алғыш шүмек
9	Сынама алғыш басқару блогы
10	Қосымша өлшеу құралдары мен жабдықтар
11	Резервті масса өлшеуіш	± + 0,25 %
12	Бақылау масса өлшеуіші	+ 0,20 %	Жоба бойынша болуы кезінде
13	Өлшеу сызығындағы қысымды түрлендіргіш	+ 0,6 %
14	Тығыздық өлшеуіш	± 0,5 кг/м 3
15	Ылғал өлшеуіш	± 0,1 % (абс. бірл.)	Жоба бойынша болуы кезінде
16	Мұнай сапасының параметрлерін өлшеу блогындағы температураны түрлендіруші (бұдан әрі - СӨБ)	+ 0,2оС
17	СӨБ-егі қысым түрлендіруші	± +0,6 %
18	Ақпаратты өңдеу құрылғысы	± + 0,05 %
19	Қысымды реттеуші
20	Шығысты реттеуші
21	Газдануды бақылау датчигі
22	Бос газды бақылау датчигі		Жоба бойынша болуы кезінде
23	Қалдық газ құрамын (ерітілген газды) өлшеуге арналған құрылғы		Жоба бойынша болуы кезінде
24	Өлшеу сызықтарындағы температура түрлендіргіштер	± + 0,2оС

21. Масса өлшеуiштердi пайдалану процесiнде масса өлшеуiштiң нөлiн нақты масса өлшеуiшке техникалық сипаттауға сәйкес ығыстыру бақыланады.

22. Масса өлшеуiштердi дәлдеу мен бақылау пайдалану орнында, сонымен қатар тексеру стендiнде де жүргiзiледi. Масса өлшеуiштердi дәлдеу нормативтiк құжаттарға сәйкес жүргiзiледi.
Бақылау ШТ дайындаушы-зауыт ҚТҚ сыныбынан немесе аттестацияланған әдiс бойынша Прувер сыныбынан төмен емес сынып бойынша аттестациялауы тиiс.
Масса өлшеуiштердiң метрологиялық сипаттамаларын бақылау мынадай әдiстеме бойынша кемiнде айына бiр рет өткiзiледi:
1) Масса өлшеуiштiң жұмыс ауқымынан кез келген шығын мәнi кезiнде бiр уақытта мұнай массасын салмақ өлшеуiшпен және құбырпоршендiк тексеру қондырғылары (бұдан әрi - ҚТҚ) жинағымен және ТТ немесе бақылау масса өлшеуiшпен өлшеу жүргiзiледi;
2) Бақылау нәтижелерi бойынша масса өлшеуiш көрсеткiштерiнiң ауытқуы төмендегi формула бойынша есептеледi:
М - М _р
б = ----------- х 100 %,
М _р
мұндағы М - масса өлшеуiшпен өлшенген мұнайдың жалпы массасы, т;
М _р - ҚТҚ жинағымен және ТТ немесе бақылау салмақ өлшеуiшпен өлшенген мұнайдың жалпы массасы, т.
Бақылау нәтижелерi бойынша масса өлшеуiш көрсеткiштерiнiң ауытқуы + 0,2% аспауы тиiс.

Параграф 3. Мұнайдың жалпы массасын көлемдiк-массалық
статикалық әдiспен өлшеу және салмақтау

23. Осы әдiспен мұнайдың массасы оның көлемi, тығыздығы және температурасы бойынша анықталады. Мұнай көлемi градуирленген кестелердiң, деңгейдi өлшеу құралдарының, мұнайдың гидростатикалық қысымының көмегiмен анықталады.

24. Көлемдiк-массалық статикалық әдiс кезiнде қолданылатын өлшеу құралдарының тiзбесi:

Р/с N	Көлемдiк-массалық статикалық әдiс кезiнде қолданылатын өлшеу құралдары мен жабдықтардың атауы	Дәлсiздiктiң жол берiлетiн шегi
1.	Сыйымдылығы 100 м3-тен 200 м3 дейiнгi көлденең цилиндрлiк болат резервуарлар	-
2.	Сұйықтың көлемiн өлшеу кезiндегi тiк цилиндрлiк болат резервуарлар	-
3.	Темiрбетон цилиндрлiк резервуарлар	-
4.	Стационарлық деңгей өлшеуiштер немесе жүгiмен өлшейтiн рулеткалар, ММС фазааралық деңгей өлшеуiш (электронды рулетка)	+ 3 мм
5.	Зертханалық немесе ауыспалы тығыздықты өлшеуiш немесе 0,5 кг/м 3 шкаланы бөлу бағасы бар ареометр	+ 1 кг/м3
6.	Термометрлер немесе температураны түрлендiргiштер	+ 0,2о С
7.	Гидростатикалық қысым датчиктерi	-
8.	Сынама алғыштар	-
9.	Гидроөлшеу жүйелерi

25. Мұнайдың көлемiн, тығыздығын және температурасын өлшеудi жүргiзуге қойылатын негiзгi талаптар:
Резервуарлардағы сұйықтың жалпы көлемiнiң деңгейiн стационарлық деңгей өлшеуiштермен немесе қолмен жүкпен өлшейтiн рулеткамен өлшейдi.
Деңгейдi рулеткамен өлшеу мынадай реттiлiкпен жүзеге асырылады.
Базалық биiктiк жүктiң өлшеу рулеткасымен 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 (Н_б) алынған нәтижеден 0,1% артық Н_б 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 етiледi.
Жүкпен бiрге рулетканың таспасы лоттың түпке жанасуына немесе тiрек плитасына (болған кезде) дейiн лоттың тiк күйiнен ауытқуына жол берместен, iшкi жабдыққа тиiп кетпей және мұнайдың үстiңгi бетiнiң қалпын сақтай отырып, толқындарды болдырмай ақырындап түсiрiледi.
Өлшеу сызығында сулану желiлерiнiң бұрмалануын болдырмау үшiн бiр жаққа ығысуына жол берместен рулетка таспасы дәлме-дәл тiк жоғары көтерiледi.
Рулетка сызығы бойынша өлшеу қақпағында рулетка таспасының суланған бөлiгi пайда болғаннан кейiн бiрден 1мм 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 лота) суланған бөлiгiнiң орнынан есептеп алынады.
Қуыстың биiктiгi рулетка бойынша есептердiң жоғарғы және төменгi айырымы сияқты болады.
Резервуардағы мұнайдың деңгейi осы резервуар үшiн базалық биiктiктiң (жоғарғы трафареттi) 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 пасталардың көмегiмен мынадай дәйектiлiкте жүргiзiледi.
Су сезгiш таспаны қарама-қарсы екi жағынан керiп лотаның бетiне жапсырады.
Су сезетiн пастаны қарама-қарсы екi жағынан жолақты лотаның бетiне жұқа қабатпен (0,2 : 0,3 мм) жағады.
Су сезгiш қабат толығымен ерiсе және су мен мұнай қабаттары арасындағы шек кенет бөлiнген кезде, лото рулеткасы су сезгiш пастамен немесе су сезгiш таспамен жапсырылған тауарлы судың деңгейiн анықтау кезiнде резервуарда 2-3 минут iшiнде қозғалмай тұруы қажет.
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 лотаның көлбеу қалпын көрсетiп әр түрлi биiктiкте екi жағынан берiлсе тауарлық судың деңгейiн өлшеудi қайталау қажет.
Шайылған шек су мен мұнай арасындағы бөлiктiң өткiр шегiнiң болмайтын салдары болып табылады және су эмулсиялы қабаттың болуын 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 басқа тәсiлмен, мысалы электрондық рулеткалар көмегiмен жүргiзiлуi мүмкiн.
Мұнайдың нақты мөлшерiн анықтау үшiн резервуардың толығу деңгейінiң тиiстi мөлшерiнен тауарлық су мөлшерiн алып тастау керек.
Мұнайдың тығыздығы осы түрдi пайдалану жөнiндегi нұсқаулыққа немесе Қазақстан Республикасының мемлекеттiк стандарттарына сәйкес мұнай толтыру (айдау) жүргiзiлетiн резервуардан немесе құбыржолдан алынған мұнайдың бiрiккен сынамасы бойынша техникалық реттеу және метрология жөніндегі уәкiлеттi органның нормативтiк құжаттары бойынша тығыздық өлшеуішпен өлшенедi. Тығыздықтың алынған мәнi өлшеудiң орындалу әдістемесіне сәйкес резервуардағы мұнайдың орташа температурасына тура келеді.
Резервуардағы мұнайдың орташа температурасы деңгейдi өлшеумен немесе оны нүктелі сынамаларды алу кезiнде өлшеу жолымен бiр мезгiлде пайдалану жөнiндегi нұсқаулықтың талаптарына сәйкес температураның станционарлық түрлендiргiшiнiң көмегiмен анықталады.
Біріккен сынаманы алу кезiнде стационарлық сынама алғышпен бiр қабылдауда осы сынаманың температурасын термометрмен өлшеу жолымен мұнайдың орташа температурасын анықтайды.
Сынамадағы мұнайдың температурасы нүктелi сынамаларды алу кезiнде сынама алынғаннан кейiн 1-3 минут iшiнде анықталады, бұл ретте тасымалды сынама алғыш алынатын сынама деңгейiнде 5 минуттан артық ұсталады. Осы термометрдiң техникалық паспортында көрсетiлгендей термометр мұнайдың түбіне түсiрiледi және сынамасынан тұрақты жағдайда баған түрiне келгенге дейін ұсталады.
Мұнайдың орташа температурасы нүктелi сынама температурасы бойынша нүктелiден бiрiккен сынаманы құруға арналған арақатысты пайдалана отырып есептеледi.
Мұнайдың температурасын тығыздықты бiр мезгiлде өлшеумен немесе электрондық рулеткалардың деңгейiн бiр мезгiлде өлшеумен тасымал тығыздық өлшеуiштiң құрамына кiретiн температураның түрлендiргiшiмен өлшеуге рұқсат етiледi.

26. Мұнайдың жалпы массасын резервуарда мына формула бойынша есептеп шығарады:
М_бр = V_н х р_н х 10^-3 ,
мұндағы р_н - резервуардағы көлемдi өлшеу температурасы кезiндегi мұнайдың тығыздығы, кг/м³;
V _н - осы Ереженiң 25-тармағының 1) тармақшасына сәйкес резервуардағы сұйықтықтың жалпы деңгейiн және V_н = К_р х (V_ж - V_в), формула бойынша есептелген осы Ереженiң 25-тармағының 2) тармақшасына сәйкес өлшенген тауарлық су деңгейiн өлшеу нәтижелерiне сәйкес резервуардың градуирлiк кестесi бойынша анықталған мұнайдың көлемi м³,
мұндағы К_р - резервуар қабырғасының температурасына тәуелсiз мұнайдың көлемiн V_н өзгертуге арналған түзету коэффициентi;
V_ж - сұйықтықтың жалпы көлемi, м³;
V_в - судың көлемі, м³.

27. Резервуарды сорып алу кезiнде тапсырылған мұнай партиясының көлемi резервуардағы бастапқы көлемнiң және қалдық көлемiнiң айырмасы сияқты анықталады. Егер қалдықтың көлемiн өлшеу кезiнде резервуардағы температура алғашқы деңгейiн өлшеу сәтiндегi мұнай температурасынан + 2 ⁰С өзгешеленсе, онда тапсырылған мұнай көлемiн мына формула бойынша есептеп шығарады:
V_н = V_н1 - V_н2 х [1 + В х (t₁ - t₂)],
мұндағы V_н1 - t₁, м³ температура кезiнде өлшенген сорып алу басталғанға дейiнгi мұнайдың көлемi;
V_н2 - t₂, м³ температура кезiнде өлшенген қалдықтың көлемi;
В - мәнi ареометрмен өлшеудi орындау әдiстемесiнде келтiрiлген t₂ температурасы кезiндегi кеңейтiлген көлемдi мұнай коэффициентi.
РҚАО-ның ескертуі: В - бета.

Тапсырылған мұнай партиясының массасы (3) формула бойынша есептеледi, мұндағы мұнайдың тығыздығы t ₁ температурасы үшiн анықталады.
Тиiсiнше резервуардағы мұнайды қабылдау кезiнде қабылданған мұнайдың көлемi мына формула бойынша есептеледi:
V_н = V _н2 - V _н1 х [1 + В х (t₂ - t₁)],
мұндағы V _н2 - t ₂, м³ температура кезiнде өлшенген мұнайды айдап шығару немесе тұндыру процесi аяқталғаннан кейiн резервуардағы мұнайдың көлемi;
В - мұнайдың t₁ температура кезiнде көлемдiк кеңею коэффициентi.
Мұнайдың тығыздығы мұндай жағдайда t₂ температура кезiнде анықталады.
РҚАО-ның ескертуі: В - бета (грек әрпі)

28. Мұнайдағы балластың мөлшерiн анықтау үшiн нормативтiк құжаттарға сәйкес резервуардан сынама алынады.

4. Мұнайдың таза массасын анықтау

29. Есепке алу операциялары кезiнде мұнайдың таза массасы мына формула бойынша анықталады:
W_{в +} W_{п +} W_хс
М_н = М_бр - m = М_бр х {1 - -------------},
100
мұндағы М - балластың массасы, т;
W_в - мұнайдағы судың массалық үлесi, %;
W_п - мұнайдағы механикалық қоспалардың массалық үлесi, %
W_хс - мына формула бойынша есептелген, %, мұнайдағы хлорлы тұздардың массалық үлесi:
ф_с
W_хс = 0,1 х ----
Р ,
мұндағы ф_с - мұнайдағы хлорлы тұздың шоғырлануы, мг/дм³ (г/м³);
р - мұнайдың жалпы массасын анықтау температурасы кезiндегi мұнайдың тығыздығы, кг/м³.
Егер мұнайдағы судың массалық емес, көлемдiк үлесi анықталса, массалық үлесi мына формула бойынша есептеледi:
Ф_в х Р_в
W_в = -----------
Р ,
мұндағы Ф_в - мұнайдағы судың көлемдiк үлесi, %;
Р_в - мұнайдың көлемiн анықтау температурасы кезiндегi судың тығыздығы, кг/м³.
РҚАО-ның ескертуі: Ф - фи (грек әрпі).

5. Өлшеу нәтижелерiн ресiмдеу

30. Өлшеу сызығы бойынша көлемдi, мұнайдың МКӨЖ бойынша көлемiн және жалпы массасын өлшеу нәтижелерiн, нысаны осы Ережеге 3-қосымшада келтiрiлген МКӨЖ өлшеу құралдарының көрсеткiштерiн тiркеу журналына мұнай жеткiзу шарттарында белгiленген уақыт аралығы арқылы, сондай-ақ мұнай айдаудың әрбiр тоқтауы және қайта жаңғыру кезiнде дисплейден немесе электромеханикалық есептеуiштерден оқи отырып, жазады.

31. Тапсырушы және қабылдаушы тараптардың арасындағы шарттық қатынастарда белгiленген судың мөлшерi, хлорлы тұздардың, механикалық қоспалардың, тығыздығын, құрамын, қаныққан булардың қысымын және өзге де мұнайдың сапасының басқа да көрсеткiштерiн өлшеу нәтижелерi нысанын техникалық реттеу және метрология жөнiндегi уәкiлеттi орган бекiтетiн "Мұнай сапасының паспортына" енгiзедi.
Мұнай сапасын ағындық талдауыштар қолданылған жағдайда нәтижелерi тапсырушы және қабылдаушы тараптар белгiлеген шығарылғанды беру аралығымен басып шығаратын қондырғыда шығарылуы тиiс.

32. "КӨЖ өлшеу құралдарының көрсеткiштерiн тiркеу журналындағы" және "Мұнайдың сапасы паспортында" жазба негiзiнде мұнайды қабылдау-тапсыру актiсiн ресiмдейдi. Паспорт мұнайды қабылдау-тапсыру актiсiнiң ажырамас бөлiгi болып табылады.
Мұнайды қабылдау-тапсыру актiсi даналарының саны мұнайды қабылдау-тапсыру жөнiндегi операцияларды жүргiзетiн екi тарап үшiн де жеткiлiктi болуы қажет.

33. Осы Ереженiң 30-32-тармақтарында аталған құжаттар электронды тасымалдауыштарда да жүргiзiлуi мүмкiн.

34. Мұнайды қабылдау-тапсыруға, қабылдау-тапсыру құжаттарын жасауға және оларға қол қоюға жауапты лауазымды тұлғалар тапсырушы және қабылдаушы тараптар басшыларының бұйрығымен тағайындалады.
Мұнайды қабылдау-тапсыру үшiн жауапты тұлғалардың қолтаңбаларының үлгiлерi тапсырушы және қабылдаушы тараптардың бухгалтерияларында сақталады.

Келiсiм-шарт аумағында өндiрiлген
мұнайды мердiгер жүргiзетiн өлшеу
және салмақтау ережесiне 1-қосымша

МКӨЖ үшiн болуы мiндеттi құжаттардың тiзбесi

1. МКӨЖ-дi өнеркәсiптiк пайдалануға енгiзу актiсi (актiнiң көшiрмесi).
2. МКӨЖ жобасына сараптамалық қорытындының көшiрмесi.
3. МКӨЖ-ге арналған формулярлар және МКӨЖ құрамына кiретiн өлшеу құралдары.
4. МКӨЖ құрамына кiретiн өлшеу құралдарын тексеру хаттамалары.
5. МКӨЖ құрамына кiретiн өлшеу құралдарын тексеру туралы куәлiктер.
6. МКӨЖ тексеру хаттамалары (жиынтық дәлсiздiгiн анықтау).
7. МКӨЖ тексеру туралы куәлiктер (МКӨЖ жиынтық дәлсiздiгiн анықтау).
8. МКӨЖ құрамына кiретiн өлшеу құралдарын тексеру кестелерiнен үзiндi.
9. МКӨЖ құрамына кiретiн өлшеу құралдарының метрологиялық сипаттамаларын бақылау журналы (электрондық түрде берiлуi мүмкiн).
10. МКӨЖ құрамына кiретiн өлшеу құралдарының метрологиялық сипаттамаларын бақылау кестелерi.
11. Т0-1, Т0-2, Т0-3 жүргiзу кестелерi.
12. Пайдалану жөнiндегi нұсқаулық.
13. Техникалық қызмет көрсету журналы.
14. МКӨЖ өлшеу құралдары көрсеткiштерiн тiркеу журналы (егер өлшеу құралдары көрсеткiштерi трендiлерiн сақтау мүмкiндiгi болса, оның болмауы мүмкiн).
15. МКӨЖ құрамына кiретiн өлшеу құралдары технологиялық жабдығының тоқтап қалуы туралы актiлер (хабарлаулар).
16. МКӨЖ ажырату актiлерi.
17. МКӨЖ пайдалану үшiн жауапты персоналға лауазымдық нұсқаулықтар.

Келiсiм-шарт аумағында өндiрiлген
мұнайды мердiгер жүргiзетiн өлшеу
және салмақтау ережесiне 2-қосымша

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

МКӨЖ___200 ж."____"_____________ ____________сағатта жұмысқа қосылды

Тапсырушы тарап кәсіпорынның өкілі
____________________________________________________________________
Т.А.Ә
1. МКӨЖ құрамына кіретін өлшеу құралдары мен жабдықтары
ажыратылған немесе тоқтап қалған кезде мұнайды есепке алу тәртібі
төмендегі кестеде келтірілген:

Р/с N	Ажыратылу мен тоқтап қалуға ұшыраған өлшеу құралдары мен жабдықтар	Резервтік өлшеу құралдары мен жабдықтары бойынша мұнайды есепке алу	Жекелеген элементтерді бір мезгілде жөндей отырып (алмастырумен) МКӨЖ бойынша мұнайды есепке алу	Мұнайды резервтік схема бойынша есепке алу
1	2	3	4	5
1.	ШТ	+
2.	Сүзгілер	+
3.	Ағыстүзеткіштер	+
4.	Ысырмалар (электр жетекті ысырмалар, электр жетекті шарлы крандар)	+
5.	Манометрлер		+
6.	Қысым реттеуіш		+ (талап етілетін қысымды қолдан реттеу мүмкіндігі кезінде)
7.	Шығыс реттеуіш		+
8.	Қысым түрлендіргіштер		+
9.	Температураны түрлендіргіштер		+
10.	БИК
11.	Ағындық ТТ	+	+
12.	Ағындық тұтқырлық түрлендіргіштер	+	+
13.	Ағынды ылғал мөлшерін түрлендіргіш		+
14.	Ағынды тұз мөлшерін түрлендіргіш		+
15.	Ағынды күкірт мөлшерін түрлендіргіш		+
16.	Қысым түрлендіргіш		+
17.	Термометрлер		+
18.	Циркулярлы сорғылар	+	+
19.	Автомат сынама алғыш		+
20.	Шығыстарды өлшеуіш		+
21.	Газданушылықты бақылау қондырғысы		+
22.	АӨҚ	+ (резервтің болуы кезінде)	+ (ШТ қайталама аспаптары немесе электр механикалық есептеуіштер- дің болу кезінде)	+ (ШТ резервтік және қайталама аспаптар болмаған кезде)
23.	ШТ-ның қайталама аспаптары	+
24.	Жинақтаушы аспап		+
25.	Шығыс және тұтқырлық бойынша ТПР-дың түрлендіру коэффициентін түзету жөніндегі қондырғы		+

Ескертпе:
1. Осы кестеде көрсетілген тоқтап қалуға қосымша резервтік сызыққа өтеу мына жағдайда жүзеге асады:
1) өлшеу сызықтарының біріккен орындарында мұнайдың жөнделмейтін паспортта көрсетiлген мәннен көп артуы.
2. Резервтiк ТТ болмаған кезде мұнайдың жалпы массасы мұнайдың тығыздығын ареометрмен немесе зертханалық тығыздық
___
өлшеуiшпен немесе К_р коэффициентпен өлшеудi орындау әдiстемесiнiң метрологиялық аттестациясы туралы куәлiгiнен алынған әдiстiң түзетiлуi ескерiле отырып, тығыздықтың зертханалық талдауының нәтижелерi бойынша анықталады.
3. Тұтқырлықтың резервтiк түрлендiргiшi болмаған кезде тұтқырлық зертханалық қылтүтiктiөлшеуiшпен анықталады және нәтижесi АӨҚ-қа енгiзiледi.
4. Мұнай есебiнiң резервтiк схемасына өту мына жағдайда жүзеге асады:
1) жұмыс және резервтiк сызықтарда немесе бiрнеше жұмыс сызықтарында ШТ (сүзгiлер немесе ағыстүзеткiштер) бiр мезгiлде тоқтап қалғанда, егер жұмыста қалған сызықтар арқылы шығыс ШТ-ның жұмыс диапазонының жол берiлетiн шектерiнен асып кеткенде;
2) АӨҚ тоқтап қалғанда және ШТ-ның қайталама аспаптары болмағанда;
3) тұтқырлық бойынша ТПР түрлендiру коэффициентiн түзету жөнiндегi құрылғы болмағанда және АӨҚ тоқтап қалғанда ТПР тұтқырлық жөнiндегi ТПР түрлендiргiшiнiң коэффициентiн түзете отырып, осы әдiстiң 14-тармағының 1) тармақшасында жоғары көрсетiлгеннен тұтқырлық мәнiнiң ауытқуы;
4) МКӨЖ-дiң шығуындағы қысым осы әдiс бойынша белгiленгеннен төмен болғанда және нормаланған мәнге дейiн белгiлеу мүмкiн болмағанда;
5) еркiн газдың болуын бақылау датчигiнiң жарамсыздығы;
6) қайта жаңартылуы және тапсырушы және қабылдаушы тараптардың келiсiмi бойынша МКӨЖ тоқтауымен байланысты қызмет көрсету жөнiндегi жоспарлы жұмыстардың жүргiзiлуi;
7) электр энергиясының ажыратылуы (электрмен жабдықтаудың резервi болмаған кезде);
8) МКӨЖ құбыр жолында болатын ысырмалар арқылы мұнайдың ағып кетуiнiң болуы (немесе тоқтап қалуы);
9) МКӨЖ-дi пайдалану мүмкiн болмайтын авариялық жағдайлар, (өрт және т.б.).
5. Қосымша өлшеу құралдарының болмауы мұнай есебiнiң резервтiк схемасына өту себебi болып табылмайды.
6. Жұмыс iстеп тұрған өлшеу сызықтарының бiрі тоқтап қалған кезде мұнай ағынын резервтiк өлшеу сызығына ауыстырып қосады, жұмыс iстеушi сызықты жабады, мұнайды бөлшектейдi, жабық ысырмалардың саңлаусыздығын тексередi. МКӨЖ өлшеу құралдарының көрсеткiштерi тiркеу журналына жарамсызын ажырату уақытын және резервтiк сызықтың қосылу уақытын жазады.
7. Егер жұмыстық өлшеу сызығының iстен шығуы мен резервтегiге көшудің арасында үзiлiс болса, онда осы уақыт аралығындағы, сондай-ақ көшу кезеңіндегі мұнайдың мөлшерiн ағынның (қысымның, температураның) нақты параметрлерiне, жұмыс iстейтiн сорғы агрегаттарының санына, сондай-ақ алдыңғы тәулiкте мұнай тығыздығының өзгермеуiне қарап есептеу арқылы анықтайды.
8. Өлшеу сызықтарында орнатылған қысым мен температураның түрленгіштерi iстен шыққанда қысым мен температураны манометрлер мен термометрлердiң көмегiмен өлшейдi және өлшеу нәтижелерi АӨҚ-қа қолмен енгізiледi.
9. Мұнайды есепке алудың резервтiк схемасына көшу тәртiбi (резервтiк МКӨЖ немесе мұнай көлемiн резервуарлар бойынша анықтау).
10. Есептеудiң резервтiк схемасына көшу туралы шешiмдi тапсырушы және қабылдаушы тараптар кәсiпорындарының өкiлдерi қабылдайды да, ол туралы тапсырушы және қабылдаушы тараптар кәсiпорындарының жоғары тұрған ұйымдарын, сондай-ақ МКӨЖ-ге техникалық қызмет көрсетудi жүзеге асыратын мердiгер ұйымды бiр тәулiктен аспайтын мерзiмде хабардар етедi.
11. МКӨЖ өлшеу құралдарының көрсеткiштерiн тiркеу журналында ағыту уақыты, АӨҚ (тiркеу бланкасындағы өлшеулер нәтижелерi), МКӨЖ көрсеткiштерi жазылады, автоматты сынама алғышпен алынған мұнай сынамасының зертханалық талдамасы жүргiзiледi, және мұнайды қабылдау-тапсырудың алдыңғы актiсi жасалған сәттен бастап МКӨЖ-дi ағытқан сәтке дейiнгi кезеңдегi қабылдау-тапсыру актiсiн ресiмдейдi.
12. МКӨЖ-дi жұмысқа қосқанға дейiн мұнайдың мөлшерiн әр МКӨЖ үшiн тапсырушы және қабылдаушы тараптардың кәсiпорындарымен келiсiлген және "МКӨЖ пайдалану жөнiндегi нұсқаулықта" келтiрiлген резервтiк схема бойынша анықтайды.
13. МКӨЖ-дi ағытқан кездерi төменде келтiрiлген нысанда үш дана акт жасалады.
14. Актiлер бiр-бiр данадан тапсырушы және қабылдаушы тараптардың кәсiпорындарында және МКӨЖ-ге техникалық қызмет көрсетудi жүзеге асыратын мердiгер ұйымда 12 ай бойы сақталады.
15. Негiзгi және резервтiк есептеу схемалары iстен шыққан жағдайда мұнайды қабылдау мен тапсыру тараптардың келiсiмiмен регламенттелген тәсiлмен жүзеге асырылуы тиiс.
16. Таңбалар немесе пломбылар бүлiнген жағдайда мұнай мөлшерiн анықтау тәртiбi.
17. Әр ауысымды тапсыру мен қабылдау кезiнде қабылдаушы-тапсырушы тараптардың жауапты өкiлдерi таңбалар мен пломбылардың сақталуын тексеруi, сондай-ақ журналда тиiстi белгi қоюы тиiс.
18. Таңбалардың немесе пломбылардың бүлiнгенiн байқаған жағдайда қабылдаушы-тапсырушы тараптардың жауапты өкiлдерi ол туралы қабылдаушы және тапсырушы тараптардың диспетчерлiк қызметтерiне бiлдiредi.
19. Сенiм таңбаларының бүлiнуi байқалған жағдайда ШТ-ларда, сапа аспаптары мен АӨҚ-тарда метрологиялық сипаттамаларды бақылау жүргiзiледi.
20. Бақылаудың оң нәтижелерi алынған жағдайда қабылдаушы-тапсырушы тараптардың өкiлдерi есептеу операцияларын жүргізудiң мүмкiндiгi туралы комиссиялық шешiм қабылдайды және кезектен тыс тексерiс жүргiзу үшiн сенiмгердi шақырады.

Келiсiм-шарт аумағында өндiрiлген
мұнайды мердiгер жүргiзетiн өлшеу
және салмақтау ережесiне 3-қосымша

МКӨЖ өлшеу құралдары көрсеткіштерін тіркеу журналының нысаны

МКӨЖ N _____________________________________________________________
____________________________________________________________________
бірлестік, МГБД, РНУ, НПЗ
Кәсіпорын (иесі) ___________________________________________________
ПТП (қабылдау-тапсыру пункті) ______________________________________

МКӨЖ өлшеу құралдары көрсеткіштерін тіркеу журналы

Р/с N	Күні	Уақыты, с.мин.		Мұнайдың көлемін және жалпы массасын өлшеу нәтижелері (АӨҚ немесе ШТ қайталама аспаптарының көрсеткіштері)
		баста- луы	аяқта- луы	көлем, м3		жалпы массасы
				басталуы	соңы	басталуы	соңы
1	2	3	4	5	6	7	8

кестенің жалғасы

Мұнай мөлшері		Интервал үшін орташа температурасы, 0С		Интервал үшін орташа қысым, МПа		Ес- керт- пе
көлемі,	массасы	ШТ	БИК	ШТ	БИК
м3	жалпы массасы, т
9	10	11	12	13	14	15

Мұнайдың жалпы массасының ауысым үшін жиынтығы (жазу
үлгісімен) _________________________________________________________
Мұнайдың жалпы массасының тәулік үшін жиынтығы (жазу
үлгісімен) _________________________________________________________
Мұнай өткізетін кәсіпорынның операторы
Ауысымды өткіздім ____________________________________________
Т.А.Ә. қолы
Ауысымды қабылдадым __________________________________________
Т.А.Ә. қолы

Мұнай қабылдайтын кәсіпорынның операторы
Ауысымды өткіздім ____________________________________________
Т.А.Ә. қолы
Ауысымды қабылдадым __________________________________________
Т.А.Ә. қолы