| В частности, правила изложены в следующе редакции: 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 преобразователей расхода (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 преобразователем расхода 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 цистерны). Массу нефти определяют по результатам измерений: 1) в мерах вместимости: уровня нефти – стационарным уровнемером или средствами измерений уровня жидкости (лазерного, механического, гидростатического, электрического, акустического, радарного, рефлексного микроволнового, радиационного типов); 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 сертификате 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 приводят 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 массу 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. Гидростатическое давление столба нефти измеряется манометром. Измерение производится с учетом давления паров нефти. Для определения средней площади сечения части резервуара металлической измерительной рулеткой или уровнемером измеряют уровни нефти в начале и в конце товарной операции и по данным градуировочной таблицы резервуара вычисляют соответствующие этим уровням средние площади сечения. Также вместо измерения уровня измеряется плотность нефти и определяется объем нефти для определения массы балласта нефти, как частного от деления массы на плотность. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти не превышают: ± 0,40 % – при прямом статическом способе измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн; ± 0,50 % – при прямом статическом способе измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них; ± 0,25 % – при прямом и косвенном динамических способах измерений; ± 0,60 % – при косвенном статическом способе измерений и косвенном способе измерений, основанном на гидростатическом принципе, массы нефти от 120 тонн и более; ± 0,75 % – при косвенном статическом способе измерений и косвенном способе измерений, основанном на гидростатическом принципе, массы нефти до 120 тонн. 17. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти не превышают: ± 0,50 % – при прямом статическом способе измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн; ± 0,60 % – при прямом статическом способе измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них; ± 0,35 % – при прямом и косвенном динамических способах измерений; ± 0,50 % – при косвенном статическом способе измерений и косвенном способе измерений, основанном на гидростатическом принципе, от 120 тонн и более; ± 0,65 % – при косвенном статическом способе измерений и косвенном способе измерений, основанном на гидростатическом принципе, до 120 тонн. Приказ вводится в действие по истечении шестидесяти календарных дней после дня его первого официального опубликования. | 
