Утверждены Правила измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на участке недр (аннотация к документу от 05.05.2018)

Утверждены Правила измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на участке недр

Аннотация к документу: Приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 5 мая 2018 года № 163 «Об утверждении Правил измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на участке недр» (не введен в действие)

В соответствии с пунктом 1 статьи 152 Кодекса Республики Казахстан от 27 декабря 2017 года «О недрах и недропользовании» утверждены Правила измерения и взвешивания нефти, добытой недропользователем на участке недр. 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. Измерение и взвешивание нефти осуществляются прямыми и косвенными способами. 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). Косвенный способ подразделяют на объемно-массовый способ и способ, основанный на гидростатическом принципе. 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). 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. 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. 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. 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. Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта нефти. Массу балласта нефти определяют как общую массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти. Для этого определяют массовые доли воды, механических примесей и хлористых солей в нефти и рассчитывают их массу. При применении косвенного способа, основанного на гидростатическом принципе, измеряют гидростатическое давление столба нефти, определяют среднюю площадь заполненной части резервуара и рассчитывают массу нефти, как произведение значений этих величин, деленное на ускорение силы тяжести. Массу отпущенной (принятой) нефти определяют двумя способами: 1) как разность масс, определенных в начале и в конце товарной операции способами, предусмотренными в пункте 5 настоящих Правил; 2) как произведение разности гидростатических давлений в начале и в конце товарной операции на среднюю площадь сечения части резервуара, из которого отпущена нефть, деленное на ускорение силы тяжести. Приказ вводится в действие с 29 июня 2018 года и подлежит официальному опубликованию.