ИЗМЕНЕНИЯ, КОТОРЫЕ ВНОСЯТСЯ В ПРАВИЛА УЧЕТА НЕФТИ

1. В пункте 2:

а) абзац третий изложить в следующей редакции:

"балласт нефти" - масса содержащихся в нефти воды, хлористых солей и нерастворимых в воде твердых веществ в виде осадка или во взвешенном состоянии (далее - механические примеси), определенных с применением средств измерений и (или) результатов лабораторных испытаний";";

б) после абзаца пятого дополнить абзацами следующего содержания:

"косвенные методы измерений массы нефти" - методы измерений, при которых значение массы нефти определяют на основании результатов прямых измерений объема (объемного расхода) или уровня нефти в резервуарах, а также ее плотности, давления, температуры, либо гидростатического давления, температуры и уровня нефти в резервуарах;

"прямые методы измерений массы нефти" - методы, основанные на непосредственных измерениях массы нефти с применением средств измерений массы или массового расхода;".

2. Дополнить пунктом 17(1) следующего содержания:

"17(1). Физико-химические свойства нефтегазоводяной смеси определяются при определении дебита скважин по массе нетто нефти в зависимости от применяемых методов измерений:

при применении косвенных методов измерений массы нефти в соответствии с пунктом 22 настоящих Правил определяются плотность нефти при температуре 15 или 20 градусов Цельсия либо при температуре проведения измерений объема, температура (в градусах Цельсия) и давление (в паскалях), определяемые с применением средств измерений при проведении измерений объема, содержание воды в нефтегазоводяной смеси (объемная доля воды в нефтегазоводяной смеси в процентах);

при применении прямых методов измерений массы нефти в соответствии с пунктом 23 настоящих Правил определяется содержание воды в нефтегазоводяной смеси (массовая доля воды в нефтегазоводяной смеси в процентах).

Содержание воды в нефтегазоводяной смеси определяется как объемная или массовая доля воды, включающая общий балласт нефтегазоводяной смеси (хлористые соли, механические примеси в растворенном и взвешенном состоянии).

Объемная доля воды, массовая доля воды определяются с применением средств измерений и (или) по результатам лабораторных испытаний.".

3. Пункт 18 изложить в следующей редакции:

"18. В целях определения массы нетто нефти, добытой из скважины (группы скважин) в отчетный период, измерение количества нефтегазоводяной смеси и определение физико-химических свойств нефтегазоводяной смеси производятся с учетом времени работы скважины не реже 1 раза в месяц, если иное не установлено законодательством Российской Федерации о налогах и сборах.".

4. Пункт 39 признать утратившим силу.

Постановление