ПРИКАЗ МИНИСТРА ЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

от 5 мая 2018 года №163

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

В соответствии с пунктом 1 статьи 152 Кодекса Республики Казахстан от 27 декабря 2017 года "О недрах и недропользовании" ПРИКАЗЫВАЮ:

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 "Аділет").

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.

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

Правила измерения и взвешивании нефти, добытой недропользователем на участке недр

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Правила измерения и взвешивании нефти, добытой недропользователем на участке недр,(далее - Правила) разработаны в соответствии с пунктом 1 статьи 152 Кодекса Республики Казахстан от 27 декабря 2017 года "О недрах и недропользовании" (далее - Кодекс) и определяют порядок измерения и взвешивания массы нефти, добытой недропользователем на участке недр.

2. В настоящих Правилах используются следующие основные понятия:

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

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

3) 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;

4) масса балласта нефти - общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

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

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

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

8) измерительная линия (далее - ИЛ) - часть конструкции системы измерения количества нефти (далее - СИКН), состоящая из ПР или массомера с прямолинейными участками трубопроводов, оснащенными средствами измерений давления и температуры, задвижками и фильтрами;

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

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

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 ПР (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 ПР 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 другие).

Массу нефти определяют по результатам измерений:

1) в мерах вместимости:

уровня нефти - стационарным уровнемером или другими средствами измерений уровня жидкости;

плотности нефти - переносным или стационарным средством измерений плотности, или ареометром;

температуры нефти - термометром в точечных пробах или с помощью переносного или стационарного преобразователя температуры;

объема нефти - по градуировочной таблице меры вместимости с использованием результата измерений уровня;

2) в мерах полной вместимости:

плотности нефти - переносным средством измерений плотности, или ареометром в лаборатории, лабораторным плотномером, или с применением преобразователя плотности;

температуры нефти - переносным преобразователем температуры или термометром в точечной пробе нефти;

объема нефти, принятого равным действительной вместимости меры, значение которой нанесено на маркировочную табличку и указано в свидетельстве о поверке, с учетом изменения уровня нефти относительно указателя уровня.

Результаты измерений плотности и объема нефти приводят к нормальным условиям или результат измерений плотности нефти приводит 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.