Рекомендации по метрологии государственная система обеспечения единства измерений метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. Метрологическое обеспечение учета нефти


"Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе

УтвержденыПриказом Федеральногоагентства по техническомурегулированию и метрологииот 23 декабря 2004 г. N 125-стДата введения -1 января 2005 годаРЕКОМЕНДАЦИИ ПО МЕТРОЛОГИИГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙМЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ УЧЕТА НЕФТИПРИ ЕЕ ТРАНСПОРТИРОВКЕ ПО СИСТЕМЕМАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯР 50.2.040-2004Предисловие1. Разработаны Федеральным Государственным Унитарным предприятием Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии (ФГУП ВНИИР).Внесены Управлением метрологии и надзора Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии.2. Приняты и введены в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23.12.2004 N 125-ст.3. Взамен Инструкции по учету нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть".1. Область примененияНастоящие Рекомендации распространяются на метрологическое обеспечение учета нефти (массы нефти) при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть" и устанавливают основные положения данного метрологического обеспечения, а также порядок организации и ведения учета массы нефти при ее транспортировке.Рекомендации предназначены для юридических лиц всех форм собственности, участвующих в операциях сдачи и приема нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть".2. Нормативные ссылкиВ настоящих Рекомендациях использованы ссылки на следующие нормативные документы (далее - НД):ГОСТ 33-2000 (ИСО 3104-94). Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкостиГОСТ 1437-75. Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серыГОСТ 1510-84. Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранениеГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99). Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паровГОСТ 2177-99 (ИСО 3405-88). Нефтепродукты. Методы определения фракционного составаГОСТ 2477-65. Нефть и нефтепродукты. Методы определения содержания водыГОСТ 2517-85. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора пробГОСТ 3900-85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотностиГОСТ 6370-83. Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесейГОСТ 7502-98. Рулетки измерительные металлические. Технические условияГОСТ 11851-85. Нефть. Метод определения парафинаГОСТ 21534-76. Нефть. Методы определения содержания хлористых солейГОСТ 29329-92. Весы для статического взвешивания. Общие технические требованияГОСТ 30414-96. Весы для взвешивания транспортных средств в движении. Общие технические требованияГОСТ 8.346-2000. ГСИ. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверкиГОСТ 8.570-2000. ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверкиПМГ 65-2003. ГСИ. Цистерны железнодорожные. Общие требования к методикам поверки объемным методомГОСТ Р 50802-95. Нефть. Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптановГОСТ Р 51000.4-96. ГСС РФ. Система аккредитации в Российской Федерации. Общие требования к аккредитации испытательных лабораторийГОСТ Р 51069-97. Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометромГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условияГОСТ Р 51947-2002. Нефть и нефтепродукты. Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрииГОСТ Р 8.563-96. ГСИ. Методики выполнения измеренийГОСТ Р 8.569-98. ГСИ. Автоцистерны для жидких нефтепродуктов. Методика поверкиГОСТ Р 8.595-2004. ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измеренийГОСТ Р 8.599-2003. ГСИ. Плотность и объем нефти. Таблицы коэффициентов пересчета плотности и массыПР 50.2.009-94. ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измеренийРД 08.00-74.30.10-КТН-001-1-03. Испытательные лаборатории, осуществляющие контроль качества нефти при приемосдаточных операциях. Основные требованияРД 39-105-91. Правила клеймения средств измерений узлов учета нефти и трубопоршневых установокРД 50-156-79. Определение вместимости и градуировка железобетонных цилиндрических резервуаров со сборной стенкой вместимостью до 30000 куб. м геометрическим методомРД 153-39.4-042. Инструкция по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефтиРД 153-39.4-078-01. Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебазМИ 1001-99. ГСИ. Определение поправочного коэффициента на полную вместимость нефтеналивных танков судов при измерении объема нефти. Методика расчетаМИ 1124-86. ГСИ. Вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров с теплоизоляцией. Методика выполнения измерений геометрическим методомМИ 2153-2003. ГСИ. Плотность нефти. Требования к методикам выполнения измерений ареометром при учетных операцияхМИ 2174-91. ГСИ. Аттестация алгоритмов и программ обработки данных при измерениях. Основные положенияМИ 2379-96. ГСИ. Давление насыщенных паров нефти. Методика выполнения измеренийМИ 2575-2000. ГСИ. Нефть. Остаточное газосодержание. Методика выполнения измеренийМИ 2579-2000. ГСИ. Резервуары (танки) речных и морских наливных судов. Методика поверки объемным методомМИ 2632-2001. ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемного расширения и сжимаемости. Методы и программа расчетаМИ 2736-2002. ГСИ. Нормы погрешности баланса сдаваемой и принимаемой массы нетто нефти по ОАО "АК "Транснефть"МИ 2724-2002. ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические теплоизолированные. Методика поверки геометрическим методомМИ 2773-2002. ГСИ. Порядок метрологического и технического обеспечения ввода в промышленную эксплуатацию систем измерений количества и показателей качества нефтиМИ 2775-2002. ГСИ. Порядок метрологического и технического обеспечения промышленной эксплуатации систем измерений количества и показателей качества нефти, трубопоршневых поверочных установок и средств измерений в их составеМИ 2778-2002. ГСИ. Резервуары железобетонные вертикальные. Методика поверки объемным методомМИ 2795-2003. ГСИ. Потенциальные потери углеводородов в нефти от испарения. Методика выполнения измеренийМИ 2825-2003. ГСИ. Системы измерительные количества и показателей качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированиюМИ 2837-2003. ГСИ. Приемосдаточные пункты нефти. Метрологическое и техническое обеспечениеАСТМ Д 445-96. Метод определения кинематической вязкости в прозрачных и непрозрачных жидкостях (и расчет динамической вязкости)АСТМ Д 3230-90(97). Сырая нефть. Определение солей электрометрическим методомАСТМ Д 4006-81. Вода в сырых нефтях. Метод дистилляцииАСТМ Д 4929-99. Стандартный метод определения органических хлоридов, содержащихся в сырой нефтиАСТМ Д 4294-98. Нефтепродукты. Определение серы бездисперсионным рентгеноспектральным флюоресцентным методомАСТМ Д 5002-99. Стандартный метод определения плотности и относительной плотности сырой нефти цифровым анализатором плотностиАСТМ Д 6377-99. Стандартный метод определения давления паров сыройнефти VPCR (метод расширения).XПримечание - При пользовании настоящими Рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных НД по указателю "Государственные стандарты", составленному по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящими Рекомендациями следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяют в части, не затрагивающей эту ссылку.3. Термины и определенияВ настоящих Рекомендациях применены следующие термины с соответствующими определениями:3.1. Товарная нефть (нефть): нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858.3.2. Приемосдаточный пункт (ПСП): пункт по учету количества и оценке качества нефти, на котором подразделения принимающей и сдающей нефть сторон выполняют операции приема-сдачи нефти.3.3. ОАО (ООО) МН: акционерные общества магистральных нефтепроводов, обеспечивающие эксплуатацию (обслуживание) магистральных нефтепроводов.3.4. Собственная нефть ОАО (ООО) МН: нефть, находящаяся на балансе обществ магистральных нефтепроводов на основании прав владения, пользования и распоряжения. Собственная нефть ОАО (ООО) МН включает технологический остаток, временно вытесненную нефть и товарный остаток.3.5. Технологический остаток: количество нефти в нефтепроводах и резервуарах, необходимое для осуществления непрерывного технологического процесса перекачки нефти.3.6. Временно вытесненная нефть: количество нефти, вытесненное из выведенных из эксплуатации нефтепроводов и резервуаров, которое впоследствии будет направлено на заполнение вновь вводимых или отремонтированных нефтепроводов и резервуаров, а также находящееся в резервуарном парке за счет изменения условий инвентаризации (температуры, давления, плотности, балласта).3.7. Товарный остаток собственной нефти: остаток нефти, предназначенный для реализации, расходов на собственные нужды в качестве топлива и другие технологические нужды.3.8. Товарный остаток нефти грузоотправителей: остаток нефти, включающий мобильный остаток, переходящий остаток и нераспределенный остаток.3.9. Мобильный (минимально необходимый) остаток нефти грузоотправителей: остаток нефти грузоотправителей, предназначенный для устойчивой работы ОАО "АК "Транснефть" для выполнения договорных обязательств по транспортировке нефти и рассчитываемый исходя из двухсуточной сдачи нефти в систему магистральных нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть" от количества, заявленного грузоотправителем на месяц.3.10. Переходящий остаток нефти грузоотправителей: остаток нефти, принятой в систему магистральных нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть" от грузоотправителей на основании маршрутных поручений, но не сданный конечному грузополучателю.3.11. Нераспределенный остаток нефти грузоотправителей: остаток нефти, принятой в систему магистральных нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть" от грузоотправителей на основании их заявок, но не оформленный в текущем месяце маршрутными поручениями.3.12. Транспортировка: совокупность операций, включающая в себя операции приема нефти на начальном ПСП, перекачку по системе магистральных нефтепроводов, сдачу на конечном ПСП, слив, налив и перевалку.3.13. Грузоотправитель: сторона по договору об оказании услуг по транспортировке нефти.3.14. Грузополучатель: организация, являющаяся получателем нефти в пункте назначения и подписывающая акты приема-сдачи.3.15. Производитель: производитель нефти, включенный Министерством промышленности и энергетики Российской Федерации в учетную структуру нефтяных компаний и нефтедобывающих организаций.3.16. Нефть клиентов: нефть грузоотправителей (производителей).3.17. Наличие нефти клиентов: фактическое наличие нефти грузоотправителей (производителей) в системе магистральных нефтепроводов в соответствии с исполнительными балансами ОАО (ООО) МН.3.18. Документальные остатки нефти клиентов: расчетные остатки нефти грузоотправителей (производителей), определяемые исходя из остатков нефти на начало отчетного периода, количества принятой нефти в систему магистральных нефтепроводов, количества сданной нефти конечным грузополучателям, с учетом потерь нефти, рассчитанных в соответствии с "Нормами естественной убыли нефти при транспортировке нефти по маршрутам ОАО "АК "Транснефть".3.19. Маршрутное поручение: поручение ОАО "АК "Транснефть" дочерним ОАО (ООО) МН на транспортировку партии нефти грузоотправителя.3.20. Пункт отправления: начальный ПСП маршрута транспортировки (пункт приема нефти от грузоотправителя).3.21. Пункт назначения: конечный ПСП маршрута транспортировки (пункт сдачи нефти грузополучателю).3.22. Промежуточный пункт: пункт приема-сдачи между смежными ОАО (ООО) МН.3.23. Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН): совокупность средств измерений, системы обработки информации, технологического оборудования и трубопроводной арматуры, функционирующих как единое целое, основанная на методе динамических измерений массы брутто нефти и предназначенная для:- получения информации об измеряемых параметрах нефти,- автоматической и ручной обработки результатов измерений,- индикации и регистрации результатов измерений и результатов их обработки.3.24. Мера вместимости: средство измерений объема нефти, имеющее свидетельство о поверке и градуировочную таблицу (резервуары, железнодорожные цистерны, танки наливных судов).3.25. Мера полной вместимости: средство измерений объема нефти, имеющее свидетельство о поверке и оснащенное указателем уровня наполнения (автоцистерны, прицепы-цистерны, полуприцепы-цистерны).3.26. Партия нефти: количество нефти, сопровождаемое одним маршрутным поручением.3.27. Схема нормальных (технологических) грузопотоков нефти: документ, утвержденный уполномоченным государственным органом и устанавливающий нормы качества нефти в транспортных потоках.3.28. Стандартные условия: условия, соответствующие температуре 20 °C или 15 °C и избыточному давлению, равному нулю.3.29. Масса брутто нефти: общая масса нефти, включающая массу балласта.3.30. Масса балласта: общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.3.31. Масса нетто нефти: разность массы брутто нефти и массы балласта.3.32. Система обработки информации (СОИ): вычислительное устройство, принимающее, обрабатывающее информацию о количественно-качественных параметрах нефти, измеренных первичными преобразователями, и включающее в себя блоки индикации и регистрации результатов измерений.3.33. Испытательная (аналитическая) лаборатория нефти: лаборатория, осуществляющая контроль качества нефти при приемосдаточных операциях.4. Общие положения4.1. ОАО "АК "Транснефть" осуществляет транспортировку нефти на основании договоров, заключаемых с грузоотправителями.4.2. Транспортировку нефти осуществляют партиями.4.3. Транспортировку осуществляют в соответствии со Схемой нормальных (технологических)

'Способ определения пищевого статуса больных и методы его коррекции специализированными продуктами лечебного питания в условиях стационарного и санаторно-курортного лечения. Методическое письмо' (утв. Минздравсоцразвития РФ 23.12.2004)  »

www.lawmix.ru

Р 50.2.040-2004 - Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. Основные положения.

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения

4 Общие положения

5 Порядок приема и сдачи нефти

6 Определение массы нефти с применением СИКН

7 Определение массы нефти в мерах вместимости и мерах полной вместимости

8 Определение массы нефти при отгрузке в танки наливных судов

9 Определение массы нефти при отгрузке в железнодорожные цистерны

10 Определение массы нефти в нефтепроводах

11 Инвентаризация нефти на предприятиях

12 Оформление документов о приеме и сдаче нефти

13 Определение потерь нефти и их оформление

14 Порядок разработки отчетов и исполнительных балансов

15 Отпуск нефти в качестве топлива и на другие технологические нужды

16 Особенности оформления отчетной документации при приеме-сдаче нефти на экспорт

Приложение А Методика введения поправки на результат измерений массы нефти при наличии свободного газа

Приложение Б Форма Акта приема-сдачи нефти по показаниям СИКН для оформления партии нефти

Приложение В Формы Акта приема-сдачи нефти по показаниям СИКН для оформления партий, перемещаемых через таможенную границу Российской Федерации и Акта приема-сдачи нефти по показаниям СИКН для оформления партий на зарубежных ПСН

Приложение Г Форма Акта приема-сдачи нефти по показаниям СИКН для валовых суточных объемов нефти

Приложение Д Форма Акта приема-сдачи нефти по резервуарам для оформления партии нефти

Приложение Е Форма Акта приема-сдачи нефти по резервуарам для валовых объемов нефти

Приложение Ж Форма Паспорта качества при приеме нефти грузоотправителей

Приложение И Форма Паспорта качества при сдаче нефти на НПЗ РФ и при приеме-сдаче между предприятиями трубопроводного транспорта

Приложение К Форма Паспорта качества для поставки нефти на экспорт

Приложение Л Форма Паспорта качества для поставки нефти на экспорт морским транспортом

Приложение М Расчет коэффициента заполнения К3 для самотечного участка

Приложение Н Таблицы значений поправочных коэффициентов на вместимость трубопровода

Приложение П Форма Акта инвентаризации нефти в трубопроводах

Приложение Р Форма Акта инвентаризации нефти в резервуарах

Приложение С Форма сводной ведомости инвентаризации нефти по ОАО (ООО) МН

Приложение Т Форма сличительной ведомости инвентаризации нефти

Приложение У Форма журнала учета приемо-сдаточных Актов

Приложение Ф Форма журнала регистрации показаний средств измерений

Приложение X Форма Акта технического расследования аварии (отказа) линейной части магистрального трубопровода

Приложение Ц Форма Акта списания потерь нефти, принадлежащей ОАО (ООО) МН, при техническом обслуживании и ремонте оборудования и сооружений магистральных нефтепроводов, а так же при выводе из эксплуатации участков нефтепровода

Приложение Ч Форма Акта об отпуске нефти на собственные нужды

Приложение Ш Форма сведений о расходовании нефти на собственные нужды

snipov.net

50.2.040-2004 ГСИ. Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. Основные положения

ГСИ. Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. Основные положения

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения

4 Общие положения

5 Порядок приема и сдачи нефти

6 Определение массы нефти с применением СИКН

7 Определение массы нефти в мерах вместимости и мерах полной вместимости

8 Определение массы нефти при отгрузке в танки наливных судов

9 Определение массы нефти при отгрузке в железнодорожные цистерны

10 Определение массы нефти в нефтепроводах

11 Инвентаризация нефти на предприятиях

12 Оформление документов о приеме и сдаче нефти

13 Определение потерь нефти и их оформление

14 Порядок разработки отчетов и исполнительных балансов

15 Отпуск нефти в качестве топлива и на другие технологические нужды

16 Особенности оформления отчетной документации при приёме-сдаче нефти на экспорт

Приложение А Методика введения поправки на результат измерений массы нефти при наличии свободного газа

Приложение Б Форма Акта приема-сдачи нефти по показаниям СИКН для оформления партии нефти

Приложение В Формы Акта приема-сдачи нефти по показаниям СИКН для оформления партий, перемещаемых через таможенную границу Российской Федерации и Акта приема-сдачи нефти по показаниям СИКН для оформления партий на зарубежных ПСН

Приложение Г Форма Акта приема-сдачи нефти по показаниям СИКН для валовых суточных объемов нефти

Приложение Д Форма Акта приема-сдачи нефти по резервуарам для оформления партии нефти

Приложение Е Форма Акта приема-сдачи нефти по резервуарам для валовых объемов нефти

Приложение Ж Форма Паспорта качества при приеме нефти от грузоотправителей

Приложение И Форма Паспорта качества при сдаче нефти на НПЗ РФ и при приеме-сдаче между предприятиями трубопроводного транспорта

Приложение К Форма Паспорта качества для поставки нефти на экспорт

Приложение Л Форма Паспорта качества для поставки нефти на экспорт морским транспортом

Приложение М Расчет коэффициента заполнения Кз для самотечного участка

Приложение Н Таблицы значений поправочных коэффициентов на вместимость трубопровода

Приложение П Форма Акта инвентаризации нефти в трубопроводах

Приложение Р Форма Акта инвентаризации нефти в резервуарах

Приложение С Форма сводной ведомости инвентаризации нефти по ОАО

standartgost.ru

Метрологическое обеспечение учета газа, нефти и нефтепродуктов. | ЦНТС Диалог

Семинар проходит по двум секциям:

Секция №1:Коммерческий учет расхода и количества жидких и газообразных сред.

1. Построение метрологического обеспечения учета природного газа согласно новым положениям ФЗ №102 «Об обеспечении единства измерений», «Правил учета газа», приказ Минэнерго №179 «Об утверждении видов измерений…».

2. Выбор метрологически правильного применения документов устанавливающих методики измерений (ГОСТ 8.586, ГОСТ 8.740, ГОСТ 8.611, МИ 2664, МИ 3213, МИ 3173) в соответствии с требованиями действующей нормативной базы РФ.

3. Практическое применение положений стандарта ГОСТ Р 8.899-2015, устанавливающимметрологический контроль за комплексами с сужающими устройствами.

4. Организация метрологического подхода к проведению проверки объектов измерения (узловучета) на правильность применения применяемой методики измерений в соответствии стребованиями действующей нормативной базы РФ.

5. Вопросы применения в РФ программного обеспечения и алгоритмов вычисления по учету расхода и количества жидких и газообразных сред (ГОСТ 30319-2015, ГОСТ 8.662, ГСССД МР 113 и т.д.).

Секция №2: Метрологическое обеспечение учета ПНГ, нефти и нефтепродуктов.

1. Попутный нефтяной газ (ПНГ):— Современное состояние метрологического обеспечения измерений ПНГ.— Построение метрологического обеспечения учета ПНГ в соответствии с ГОСТ 8.733-2011, ГОСТ 8.615;— Практические примеры применения средств измерений параметров ПНГ и расходомеров при учете ПНГ;

2. Нефтепродукты, ШФЛУ, СУГ и газовые конденсаты:— Построение метрологического обеспечения измерений при учете ШФЛУ, СУГ и газовых конденсатов согласно положениям ФЗ №102 «Об обеспечении единства измерений», ГОСТ Р 8.785-2012, РД 39-083-91, ГОСТ 28656–90, ГОСТ 10679-76, ГОСТ Р 54484-2011, ГОСТ Р 55609-2013, ГСССД МР 107-98, ГСССД МР 116-2004, МИ 1953-2011, МИ 3115-2008— Анализ методов определения физических свойств ШФЛУ, СУГ.— Особенности процессов отбора пробы и анализа компонентного состава.— Метрологическое обеспечение при приёме, хранении и отпуске ШФЛУ, СУГ. Определение потерь. Сведение баланса.— Практическое ознакомление с ГОСТ 8.785-2012 «Масса газового конденсата, сжиженного углеводородного газа и широкой фракции легких углеводородов. Общие требования к методикам (методам) измерений».

Конференц-центр гостиницы «Азимут»,190103, Санкт-Петербург, Лермонтовский пр-т, 43/1

Сайт отеля.

Для иногородних участников забронированы места в гостинице «Азимут», проживание не входит в оплату оргвзноса.

cnts-dialog.ru

IX. Метрологическое обеспечение нефтебаз

9.1. Метрологическое обеспечение (МО) нефтебаз - это комплекс организационно-технических мероприятий, технических средств, правил и норм, обеспечивающих единство и требуемую точность измерений при эксплуатации оборудования нефтебаз, количественном учете нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске и транспортировании, а также при определении показателей качества нефтепродуктов.

Основными задачами МО нефтебаз являются:

- создание необходимых условий для получения достоверной измерительной информации при определении количества и показателей качества нефтепродуктов при торговых и учетных операциях;

- организация поверки средств измерений, используемых в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора;

- обеспечение калибровки средств измерений;

- организация и проведение ремонта средств измерений, находящихся в эксплуатации;

- обеспечение аттестации испытательного оборудования;

- организация аттестации методик выполнения измерений (МВИ) и методик испытаний;

- проведение систематического анализа состояния измерений, контроля и испытаний на нефтебазах;

- внедрение современных методов и средств измерений, автоматизированного контрольно-измерительного оборудования, измерительно-информационных систем и комплексов на эксплуатируемом объекте или на вновь строящемся (реконструируемом, технически перевооружаемом) объекте;

- осуществление надзора метрологической службой или иной организационной структурой нефтебазы по обеспечению единства измерений за состоянием и применением средств измерений, аттестованными МВИ, рабочими эталонами, применяемыми для калибровки средств измерения (далее - СИ).

9.2. На нефтебазе (предприятии, включающем в себя несколько нефтебаз) создают метрологическую службу или иную организационную структуру по обеспечению единства измерений, распорядительным документом руководителя назначают лиц, ответственных за организацию и проведение работ по метрологическому обеспечению и соблюдение метрологических правил и норм.

При выполнении работ в сферах распространения государственного метрологического надзора (торговых операций, взаимных расчетов между поставщиком и потребителем, государственных учетных операций, проведении сертификации (декларировании) нефтепродуктов) создаются метрологические службы или иные организационные структуры по обеспечению единства измерений.

9.3. Основные требования к средствам и методам измерений.

9.3.1. Средства измерений, используемые для определения количества нефтепродуктов при торговых операциях индивидуально или в составе ИИС, должны обеспечивать выполнение измерений с пределами относительной погрешности, установленной стандартом.

9.3.2. СИ, находящиеся в эксплуатации на нефтебазах и используемые при торговых операциях, взаимных расчетах между поставщиком и потребителем, государственных учетных операциях, при хранении и потреблении энергетических ресурсов и определении показателей энергоэффективности, характеризующих энергосбережение на предприятии, при обеспечении охраны окружающей среды и безопасности труда, при сертификации (декларировании) нефтепродуктов, подвергают поверке при выпуске из производства, при ввозе по импорту и эксплуатации в соответствии с действующими нормативно-техническими документами.

СИ могут также поверяться метрологической службой нефтебазы (предприятия) или организацией, если они аккредитованы на право проведения поверочных работ.

Нефтебазой должны быть составлены и согласованы с территориальным органом ГМС перечень СИ, подлежащих поверке, и график поверки.

9.3.3. СИ, эксплуатируемые на нефтебазах, которые не подлежат государственному метрологическому контролю, могут подвергаться калибровке метрологической службой нефтебазы (предприятия) или организацией, аккредитованной на проведение калибровочных работ.

9.4. Порядок осуществления поверки и калибровки резервуаров и технологических трубопроводов.

9.4.1. Резервуары нефтебаз, используемые при государственных учетных и торговых операциях при взаиморасчетах между поставщиком и потребителем, подлежат поверке органами ГМС или организацией, аккредитованной на проведение поверочных работ.

Порядок проведения поверки и оформление градуировочных таблиц регламентируется действующими государственными стандартами.

9.4.2. Резервуары и технологические трубопроводы нефтебаз, используемые для технологических операций и при внутреннем учете, подлежат калибровке (определению вместимости и градуировке).

Калибровку резервуаров рекомендуется проводить в соответствии с положением действующих государственных стандартов, используемых при поверке. Калибровку технологических трубопроводов - в соответствии с действующими нормативно-техническими документами.

Градуировочные таблицы утверждаются руководителем нефтебазы.

Калибровка резервуаров и технологических трубопроводов проводится перед вводом их в эксплуатацию (после строительства и гидравлических испытаний), по истечении срока действия градуировочной таблицы, после капитального ремонта в случае внесения конструктивных изменений, влияющих на вместимость.

При изменении схемы технологических трубопроводов, их протяженности и диаметров проводится внеочередная калибровка.

9.4.3. Срок действия градуировочных таблиц резервуаров и технологических трубопроводов - не более 5 лет.

9.5. Порядок проведения поверки автоцистерн регламентируется стандартом. Погрешность измерения массы нефтепродукта в автоцистерне должна соответствовать погрешности, установленной стандартом. Межповерочный интервал для автоцистерн не должен превышать одного года. Свидетельство о поверке должно находиться у водителя автоцистерны.

studfiles.net

Рекомендации по метрологии государственная система обеспечения единства измерений метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов

Р 50.2.040-2004УДК 53.089.6:621.642.2/3.001.4:531.73 Т86.2Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО МЕТРОЛОГИИГосударственная система обеспечения единства измеренийМЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ УЧЕТА НЕФТИ ПРИ ЕЕ ТРАНСПОРТИРОВКЕ ПО СИСТЕМЕ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯОКС 17.020

Дата введения 2005-01-01

Предисловие1 РАЗРАБОТАНЫ Федеральным Государственным Унитарным предприятием Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии (ФГУП ВНИИР)ВНЕСЕНЫ Управлением метрологии и надзора Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии2 ПРИНЯТЫ И ВВЕДЕНЫ В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23.12.2004 г. № 125-ст3 ВЗАМЕН Инструкции по учету нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть»

^ Настоящие рекомендации распространяются на метрологическое обеспечение учета нефти (массы нефти) при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» и устанавливают основные положения данного метрологического обеспечения, а также порядок организации и ведения учета массы нефти при ее транспортировке.

Рекомендации предназначены для юридических лиц всех форм собственности, участвующих в операциях сдачи и приема нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».^ В настоящих рекомендациях использованы ссылки на следующие нормативные документы (далее – НД):

ГОСТ 33-2000 (ИСО 3104-94) Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости.

ГОСТ 1437-75 Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серы.

ГОСТ 1510-84 Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение.

ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99) Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров.

ГОСТ 2177-99 (ИСО 3405-88) Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава.

ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Методы определения содержания воды.

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.

ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.

ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей.

ГОСТ 7502-98 Рулетки измерительные металлические. Технические условия.

ГОСТ 11851-85 Нефть. Метод определения парафина.

ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей.

ГОСТ 29329-92 Весы для статического взвешивания. Общие технические требования.

ГОСТ 30414-96 Весы для взвешивания транспортных средств в движении. Общие технические требования.

ГОСТ 8.346-2000 ГСИ. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки.

ГОСТ 8.570-2000 ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки.

ПМГ 65-2003 ГСИ. Цистерны железнодорожные. Общие требования к методикам поверки объемным методом.

ГОСТ Р 50802-95 Нефть. Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов.

ГОСТ Р 51000.4-96 ГСС РФ. Система аккредитации в Российской Федерации. Общие требования к аккредитации испытательных лабораторий.

ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром.

ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия.

ГОСТ Р 51947-2002 Нефть и нефтепродукты. Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии.

ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений.

ГОСТ Р 8.569-98 ГСИ. Автоцистерны для жидких нефтепродуктов. Методика поверки.

ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.

ГОСТ Р 8.599-2003 ГСИ. Плотность и объем нефти. Таблицы коэффициентов пересчета плотности и массы.

ПР 50.2.009-94 ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений.

РД 08.00-74.30.10-КТН-001-1-03 Испытательные лаборатории, осуществляющие контроль качества нефти при приемо-сдаточных операциях. Основные требования.

РД 39-105-91 Правила клеймения средств измерений узлов учета нефти и трубопоршневых установок.

РД 50-156-79 Определение вместимости и градуировка железобетонных цилиндрических резервуаров со сборной стенкой вместимостью до 30000 м3 геометрическим методом.

РД 153-39.4-042 Инструкция по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти.

РД 153-39.4-078-01 Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз.

МИ 1001-99 ГСИ. Определение поправочного коэффициента на полную вместимость нефтеналивных танков судов при измерении объема нефти. Методика расчета

МИ 1124-86 ГСИ. Вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров с теплоизоляцией. Методика выполнения измерений геометрическим методом.

МИ 2153-2003 ГСИ. Плотность нефти. Требования к методикам выполнения измерений ареометром при учетных операциях.

МИ 2174-91 ГСИ. Аттестация алгоритмов и программ обработки данных при измерениях. Основные положения.

МИ 2379-96 ГСИ. Давление насыщенных паров нефти. Методика выполнения измерений.

МИ 2575-2000 ГСИ. Нефть. Остаточное газосодержание. Методика выполнения измерений.

МИ 2579-2000 ГСИ. Резервуары (танки) речных и морских наливных судов. Методика поверки объемным методом.

МИ 2632-2001 ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемного расширения и сжимаемости. Методы и программа расчета.

МИ 2736-2002 ГСИ. Нормы погрешности баланса сдаваемой и принимаемой массы нетто нефти по ОАО «АК «Транснефть».

МИ 2724-2002 ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические теплоизолированные. Методика поверки геометрическим методом.

МИ 2773-2002 ГСИ. Порядок метрологического и технического обеспечения ввода в промышленную эксплуатацию систем измерений количества и показателей качества нефти.

МИ 2775-2002 ГСИ. Порядок метрологического и технического обеспечения промышленной эксплуатации систем измерений количества и показателей качества нефти, трубопоршневых поверочных установок и средств измерений в их составе.

МИ 2778-2002 ГСИ. Резервуары железобетонные вертикальные. Методика поверки объемным методом.

МИ 2795-2003 ГСИ. Потенциальные потери углеводородов в нефти от испарения. Методика выполнения измерений.

МИ 2825-2003 ГСИ. Системы измерительные количества и показателей качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированию.

МИ 2837-2003 ГСИ. Приемо-сдаточные пункты нефти. Метрологическое и техническое обеспечение.

АСТМ Д 445-96 Метод определения кинематической вязкости в прозрачных и непрозрачных жидкостях (и расчет динамической вязкости).

АСТМ Д 3230-90(97) Сырая нефть. Определение солей электрометрическим методом.

АСТМ Д 4006-81 Вода в сырых нефтях. Метод дистилляции.

АСТМ Д 4929-99 Стандартный метод определения органических хлоридов, содержащихся в сырой нефти.

АСТМ Д 4294-98 Нефтепродукты. Определение серы бездисперсионным рентгеноспектральным флюоресцентным методом.

АСТМ Д 5002-99 Стандартный метод определения плотности и относительной плотности сырой нефти цифровым анализатором плотности.

АСТМ Д 6377-99 Стандартный метод определения давления паров сырой нефти VPCRX (метод расширения).

Примечание – При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных НД по указателю «Государственные стандарты», составленному по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяют в части, не затрагивающей эту ссылку.^ В настоящих рекомендациях применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 товарная нефть (нефть): Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858.

3.2 приемо-сдаточный пункт (ПСП): Пункт по учету количества и оценке качества нефти, на котором подразделения принимающей и сдающей нефть сторон выполняют операции приема-сдачи нефти.

3.3 ОАО (ООО) МН: Акционерные общества магистральных нефтепроводов, обеспечивающие эксплуатацию (обслуживание) магистральных нефтепроводов.

3.4 собственная нефть ОАО (ООО) МН: Нефть, находящаяся на балансе обществ магистральных нефтепроводов на основании прав владения, пользования и распоряжения. Собственная нефть ОАО (ООО) МН включает технологический остаток, временно вытесненную нефть и товарный остаток.

3.5 технологический остаток: Количество нефти в нефтепроводах и резервуарах, необходимое для осуществления непрерывного технологического процесса перекачки нефти.

3.6 временно вытесненная нефть: Количество нефти, вытесненное из выведенных из эксплуатации нефтепроводов и резервуаров, которое впоследствии будет направлено на заполнение вновь вводимых или отремонтированных нефтепроводов и резервуаров, а также находящееся в резервуарном парке за счет изменения условий инвентаризации (температуры, давления, плотности, балласта).

3.7 товарный остаток собственной нефти: Остаток нефти, предназначенный для реализации, расходов на собственные нужды в качестве топлива и другие технологические нужды.

3.8 товарный остаток нефти грузоотправителей: Остаток нефти, включающий мобильный остаток, переходящий остаток и нераспределенный остаток.

3.9 мобильный (минимально-необходимый) остаток нефти грузоотправителей: Остаток нефти грузоотправителей, предназначенный для устойчивой работы ОАО «АК «Транснефть» для выполнения договорных обязательств по транспортировке нефти и рассчитываемый исходя из двухсуточной сдачи нефти в систему магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» от количества, заявленного грузоотправителем на месяц.

3.10 переходящий остаток нефти грузоотправителей: Остаток нефти, принятой в систему магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» от грузоотправителей на основании маршрутных поручений, но не сданный конечному грузополучателю.

3.11 нераспределенный остаток нефти грузоотправителей: Остаток нефти, принятой в систему магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» от грузоотправителей на основании их заявок, но не оформленный в текущем месяце маршрутными поручениями.

3.12 транспортировка: Совокупность операций, включающая в себя операции приема нефти на начальном ПСП, перекачку по системе магистральных нефтепроводов, сдачу на конечном ПСП, слив, налив и перевалку.

3.13 грузоотправитель: Сторона по договору об оказании услуг по транспортировке нефти.

3.14 грузополучатель: Организация, являющаяся получателем нефти в пункте назначения и подписывающая акты приема-сдачи.

3.15 производитель: Производитель нефти, включенный Министерством промышленности и энергетики Российской Федерации в учетную структуру нефтяных компаний и нефтедобывающих организаций.

3.16 нефть клиентов: Нефть грузоотправителей (производителей).

3.17 наличие нефти клиентов: Фактическое наличие нефти грузоотправителей (производителей) в системе магистральных нефтепроводов в соответствии с исполнительными балансами ОАО (ООО) МН.

3.18 документальные остатки нефти клиентов: Расчетные остатки нефти грузоотправителей (производителей), определяемые исходя из остатков нефти на начало отчетного периода, количества принятой нефти в систему магистральных нефтепроводов, количества сданной нефти конечным грузополучателям, с учетом потерь нефти, рассчитанных в соответствии с «Нормами естественной убыли нефти при транспортировке нефти по маршрутам ОАО «АК «Транснефть».

3.19 маршрутное поручение: Поручение ОАО «АК «Транснефть» дочерним ОАО (ООО) МН на транспортировку партии нефти грузоотправителя.

3.20 пункт отправления: Начальный ПСП маршрута транспортировки (пункт приема нефти от грузоотправителя).

3.21 пункт назначения: Конечный ПСП маршрута транспортировки (пункт сдачи нефти грузополучателю).

3.22 промежуточный пункт: Пункт приема-сдачи между смежными ОАО (ООО) МН.

3.23 система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН): Совокупность средств измерений, системы обработки информации, технологического оборудования и трубопроводной арматуры, функционирующих как единое целое, основанная на методе динамических измерений массы брутто нефти, и предназначенная для:

- получения информации об измеряемых параметрах нефти,

- автоматической и ручной обработки результатов измерений,

- индикации и регистрации результатов измерений и результатов их обработки.

3.24 мера вместимости: Средство измерений объема нефти, имеющее свидетельство о поверке и градуировочную таблицу (резервуары, железнодорожные цистерны, танки наливных судов).

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

3.26 партия нефти: Количество нефти, сопровождаемое одним маршрутным поручением.

3.27 схема нормальных (технологических) грузопотоков нефти: Документ, утвержденный уполномоченным государственным органом и устанавливающий нормы качества нефти в транспортных потоках.

3.28 стандартные условия: Условия, соответствующие температуре 20 °С или 15 °С и избыточному давлению, равному нулю.

3.29 масса брутто нефти: Общая масса нефти, включающая массу балласта.

3.30 масса балласта: Общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

3.31 масса нетто нефти: Разность массы брутто нефти и массы балласта.

3.32 система обработки информации (СОИ): Вычислительное устройство, принимающее, обрабатывающее информацию о количественно-качественных параметрах нефти, измеренных первичными преобразователями, и включающее в себя блоки индикации и регистрации результатов измерений.

3.33 испытательная (аналитическая) лаборатория нефти: Лаборатория, осуществляющая контроль качества нефти при приемо-сдаточных операциях.4 Общие положения4.1 ОАО «АК «Транснефть» осуществляет транспортировку нефти на основании договоров, заключаемых с грузоотправителями.

4.2 Транспортировку нефти осуществляют партиями.

4.3 Транспортировку осуществляют в соответствии со Схемой нормальных (технологических) грузопотоков нефти.

4.4 Каждый маршрут включает пункт отправления и пункт назначения.5 Порядок приема и сдачи нефти5.1 Учет нефти в системе магистральных нефтепроводов осуществляют по массе нетто в тоннах, с округлением до целых значений.

5.2 Требования к нефти, предъявленной для транспортировки на нефтеперерабатывающие заводы (далее –НПЗ) России и на экспорт: по ГОСТ Р 51858. Содержание свободного газа в нефти не допускается.

5.3 В случае обнаружения в принимаемой партии нефти свободного газа прием нефти прекращают. По согласованию сдающей и принимающей нефть сторон допускается продолжать прием нефти, при этом на результат измерений количества нефти вводят поправку в соответствии с приложением А.

5.4 При приеме и сдаче партии нефти на ПСП определяют ее массу и значения показателей качества нефти. По их результатам оформляют Акт приема-сдачи нефти (приложения Б, В, Г, Д, Е) и Паспорт качества нефти (приложения Ж, И, К, Л). Кроме того, при отгрузке нефти морским, речным и железнодорожным транспортом оформляют коносамент и накладную в соответствии с правилами, установленными на этом транспорте. Сведения, отраженные в коносаменте и в железнодорожных накладных, соответствуют данным в Актах приема-сдачи.

Должностных лиц, ответственных за прием-сдачу нефти, составление и подписание актов приема-сдачи нефти, назначают приказами руководителей сдающей и принимающей нефть сторон. Образцы подписей ответственных лиц хранят в бухгалтериях сдающей и принимающей нефть сторон.

Полномочия должностных лиц оформляют доверенностями. Подлинники доверенностей или нотариально заверенные копии находятся у представителей сдающей и принимающей сторон.

5.5 Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта.

5.6 Измерения массы брутто нефти на ПСП при приеме (сдаче) проводят следующими методами по ГОСТ Р 8.595:

- прямым методом динамических измерений,

- косвенным методом динамических измерений,

- прямым методом статических измерений,

- косвенным методом статических измерений,

- косвенным методом, основанным на гидростатическом принципе.

5.7 Нормы погрешности измерений массы нефти: по ГОСТ Р 8.595.

5.8 Технологическую обвязку и запорную арматуру СИКН содержат технически исправными и не допускают перетока и утечки нефти. При этом обеспечен контроль отсутствия утечек с помощью врезных вентилей, установкой заглушек или автоматический контроль герметичности запорной арматуры, применяемой при проведении контроля метрологических характеристик расходомеров.

5.9 Отбор проб нефти проводят по ГОСТ 2517. Испытания нефти проводят в аккредитованной испытательной (аналитической) лаборатории сдающей или принимающей стороны, входящей в состав соответствующего ПСП. Требования к испытательной лаборатории: по РД-08.00-74.30.10-КТН-001-1-03.

5.10 Требования к показателям качества нефти: по ГОСТ Р 51858. Для проверки соответствия нефти требованиям настоящего стандарта проводят приемо-сдаточные и периодические испытания.

Приемосдаточные испытания проводят один раз в смену по следующим показателям: плотность, массовая доля серы, давление насыщенных паров (при приеме нефти для транспортировки по системе магистрального транспорта), массовая доля воды и концентрация хлористых солей.

Периодические испытания проводят в сроки, согласованные принимающей и сдающей нефть сторонами, но не реже одного раза в 10 дней по показателям: массовая доля механических примесей, давление насыщенных паров (при сдаче нефти из системы магистрального транспорта, при приеме-сдаче между смежными ОАО (ООО) МН), массовая доля сероводорода и легких меркаптанов, выход фракций, содержание хлорорганических соединений, массовая доля парафина.

Показатели «выход фракций» и «массовая доля парафина» определяют при приеме нефти в систему магистральных нефтепроводов и при сдаче нефти на экспорт.

Для определения массовой доли механических примесей, массовой доли органических хлоридов и парафина составляют накопительную пробу равных количеств нефти всех суточных объединенных проб за период между измерениями, отобранных по ГОСТ 2517.

Давление насыщенных паров, выход фракций, содержание сероводорода и легких меркаптанов определяют по точечным пробам нефти.

Остальные показатели качества нефти определяют по объединенной пробе нефти, отобранной по ГОСТ 2517.

Содержание свободного газа в нефти определяют не реже одного раза в месяц, а так же по требованию одной из сторон.

5.11 Показатели качества нефти определяют стандартизованными методами по 6.6.2. Определение показателей качества нефти может быть проведено с применением анализаторов, прошедших испытания с целью утверждения типа по ПР 50.2.009. Погрешность анализаторов: не хуже установленных стандартизованными методами. При применении автоматизированных анализаторов, в которых МВИ реализованы алгоритмами и программными средствами, разработку и аттестацию дополнительных МВИ не осуществляют.

5.12 Арбитражную (контрольную) пробу нефти хранят в соответствии с ГОСТ 2517 и ГОСТ 1510. При разногласиях в оценке показателей качества нефти, возникших после приемо-сдаточных испытаний и в срок не более срока хранения арбитражной пробы, проводят испытания (вскрытие) арбитражной пробы. Решение об испытании арбитражной пробы нефти принимают на основании письменного заявления одной из сторон с указанием причины, вызвавшей разногласие и при согласовании принимающей и сдающей нефть сторон. Снятие с хранения арбитражной пробы нефти проводят в присутствии принимающей и сдающей сторон с оформлением Акта снятия с хранения арбитражной пробы нефти, подписанного уполномоченными лицами от принимающей и сдающей стороны и соответствующей записи в журнале хранения арбитражных проб. Испытания проводят в лаборатории, определенной соглашением сторон. Результаты, полученные при испытании арбитражной пробы, считают окончательными.

5.13 Количество сданной и принятой нефти на ПСП измеряют по СИКН и мерам вместимости каждые два часа, посменно и ежесуточно по состоянию на 24 часа московского времени.

skachate.ru