ISO 9403:2000
(Main)Crude petroleum — Transfer accountability — Guidelines for cargo inspection
Crude petroleum — Transfer accountability — Guidelines for cargo inspection
Pétrole brut — Prise en compte des quantités chargées ou déchargées — Principes directeurs pour les contrôles des cargaisons
La présente Norme internationale établit les procédures et décrit les pratiques recommandées pour la mesure manuelle et automatique et la prise en compte de quantités en vrac de pétrole brut [y compris le pétrole brut «brisé» (spiked), mélangé et reconstitué] transporté d'un port à l'autre par le biais de pétroliers. La présente Norme internationale donne une base sérieuse pour l'établissement des quantités de pétrole brut transférées. Les procédures s'appliquent au transport du pétrole brut du chargement au déchargement.
General Information
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INTERNATIONAL ISO
STANDARD 9403
First edition
2000-05-15
Crude petroleum — Transfer
accountability — Guidelines for cargo
inspection
Pétrole brut — Prise en compte des quantités chargées ou déchargées —
Principes directeurs pour les contrôles des cargaisons
Reference number
ISO 9403:2000(E)
©
ISO 2000
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ISO 9403:2000(E)
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Contents
Foreword.iv
Introduction.v
1 Scope .1
2 Normative references .1
3 Terms and definitions .2
4 General recommendations .6
5 Documentation.8
6 Procedure at the time of loading.8
7 Procedure at the time of discharge.17
Annex A (informative) Checklist — Typical information to be reported.27
Annex B (informative) Typical forms.34
Bibliography.55
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ISO 9403:2000(E)
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards bodies (ISO
member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out through ISO technical
committees. Each member body interested in a subject for which a technical committee has been established has
the right to be represented on that committee. International organizations, governmental and non-governmental, in
liaison with ISO, also take part in the work. ISO collaborates closely with the International Electrotechnical
Commission (IEC) on all matters of electrotechnical standardization.
International Standards are drafted in accordance with the rules given in the ISO/IEC Directives, Part 3.
Draft International Standards adopted by the technical committees are circulated to the member bodies for voting.
Publication as an International Standard requires approval by at least 75 % of the member bodies casting a vote.
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this International Standard may be the subject of
patent rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights.
International Standard ISO 9403 was prepared by Technical Committee ISO/TC 28, Petroleum products and
lubricants, Subcommittee SC 6, Bulk cargo transfer, accountability, inspection and reconciliation.
Annexes A and B of this International Standard are for information only.
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ISO 9403:2000(E)
Introduction
This International Standard is intended to encourage uniformity of crude petroleum cargo measurement, accounting
and reporting procedures. It is of necessity generalized in recognition of the fact that considerable variation in local
conditions exists between seaboard terminals. The guidelines are intended to be implemented worldwide and used
in agreements that can be clearly interpreted and executed between parties. The recommendations embodied in
this International Standard are not intended to interfere in any way with business contracts, statutory regulations in
force at a particular terminal, with safety considerations, or with relevant environmental practices required by any of
the parties involved.
The procedures and practices relate to action by producers, buyers, sellers, shore terminal operators, vessel
owners and their crews, customs authorities, independent inspectors, and other parties having an interest in crude
petroleum measurements. Since the control of the cargo may pass from shore terminal to vessel, vessel to vessel,
and vessel to shore terminal, the determination of quantity and quality at these interfaces is important to the crude
petroleum supplier, the vessel operator and the cargo receiver.
© ISO 2000 – All rights reserved v
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INTERNATIONAL STANDARD ISO 9403:2000(E)
Crude petroleum — Transfer accountability — Guidelines for cargo
inspection
WARNING — This International Standard may involve hazardous materials, operations and equipment. This
International Standard does not purport to address all of the safety problems associated with its use. It is
the responsibility of the user of this International Standard to establish appropriate safety and health
practices and determine the applicability or regulatory limitation prior to use.
1 Scope
This International Standard establishes procedures and describes the recommended practices for the manual and
automatic measurement and accounting of bulk quantities of crude petroleum (including spiked, blended and
reconstituted crude petroleum) transferred from one port to another by marine tank vessels.
This International Standard provides a reliable basis for establishing the quantities of crude petroleum transferred.
The procedures apply to the transportation of crude petroleum from loading to discharge.
2 Normative references
The following normative documents contain provisions which, through reference in this text, constitute provisions of
this International Standard. For dated references, subsequent amendments to, or revisions of, any of these
publications do not apply. However, parties to agreements based on this International Standard are encouraged to
investigate the possibility of applying the most recent editions of the normative documents indicated below. For
undated references, the latest edition of the normative document referred to applies. Members of ISO and IEC
maintain registers of currently valid International Standards.
ISO 91-1:1992, Petroleum measurement tables — Part 1: Tables based on reference temperatures of 15 �C and
60 �F.
ISO 2714:1980, Liquid hydrocarbons — Volumetric measurement by displacement meter systems other than
dispensing pumps.
ISO 2715:1981, Liquid hydrocarbons — Volumetric measurement by turbine meter systems.
ISO 3170:1988, Petroleum liquids — Manual sampling.
ISO 3171:1988, Petroleum liquids — Automatic pipeline sampling.
ISO 4267-2:1988, Petroleum and liquid petroleum products — Calculation of oil quantities — Part 2: Dynamic
measurement.
ISO 7278-1:1987, Liquid hydrocarbons — Dynamic measurement — Proving systems for volumetric meters —
Part 1: General principles.
ISO 7278-2:1988, Liquid hydrocarbons — Dynamic measurement — Proving systems for volumetric meters —
Part 2: Pipe provers.
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ISO 9403:2000(E)
ISO 7278-3:1998, Liquid hydrocarbons — Dynamic measurement — Proving systems for volumetric meters —
Part 3: Pulse interpolation techniques.
ISO 7278-4:1999, Liquid hydrocarbons — Dynamic measurement — Proving systems for volumetric meters —
Part 4: Guide for operators of pipe provers.
3 Terms and definitions
For the purposes of this International Standard, the following terms and definitions apply.
3.1
bill of lading
B/L
document which states the quantity of crude petroleum delivered to the vessel
3.2
calibration table
table, often referred to as a tank table or tank capacity table, showing the capacity of, or volumes in, a tank
corresponding to various liquid levels measured from a reference point
3.3
critical zone
vertical segment close to the bottom of a floating roof tank, where the roof is neither fully floating nor resting on its
legs, in which there are complex interactions and buoyancy effects as the floating roof comes to rest on its legs
NOTE The zone is usually clearly marked on tank calibration tables, and measurements for custody transfer should not be
made within it.
3.4
datum point
point at or near the bottom of a tank from which the reference height is established and from which all
measurements for the calibration of a tank are related
SEE also reference point (3.27)
3.5
dip
innage
depth of a liquid in a tank, measured from the surface of the liquid to a fixed datum point
3.6
dissolved water
water contained within the crude petroleum forming a solution at the prevailing temperature
3.7
free water
FW
water that exists as a separate layer from the crude petroleum, and typically lies beneath the crude petroleum
3.8
gross observed volume
GOV
volume of crude petroleum including dissolved water, suspended water and suspended sediment, but excluding
free water and bottom sediment, measured at the crude petroleum temperature and pressure prevailing
NOTE This may be either the volume in a tank or the difference between the volumes before and after a transfer.
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ISO 9403:2000(E)
3.9
gross standard volume
GSV
volume of crude petroleum including dissolved water, suspended water and suspended sediment, but excluding
free water and bottom sediment, calculated at standard conditions
NOTE 1 The standard conditions are in general 15 �C and 101,325 kPa
NOTE 2 This may be either the volume in a tank or the difference between the volumes before and after a transfer.
3.10
gross apparent mass-in-air of oil
mass which a GSV of oil has when weighed in air
3.11
in-transit difference
difference between a vessel's total calculated volume immediately after loading and immediately before discharge
3.12
key person
person who, by virtue of his/her employment, has a direct interest in a transfer of a cargo of crude petroleum
NOTE Such persons could include representatives of the terminal, the vessel, the cargo supplier, the cargo receiver,
independent inspectors representing those parties, and representatives of fiscal bodies.
3.13
letter of protest
letter issued by any participant in a custody transfer citing any condition with which issue is taken, which serves as
a written record that the particular action or findings was questioned at the time of occurrence
3.14
line circulation
petroleum or other liquid delivered through a pipeline system into a receiving vessel or tank to ensure that the
section of pipeline designated to load or discharge cargo is full of liquid
NOTE It should be ensured that there is sufficient material in the tank to prevent air from entering the line during the
circulation. Properly performed, a line circulation is the preferred method of ensuring that a pipeline is full of liquid.
3.15
line displacement
operation to replace previous material in a pipeline to ensure that the section of pipeline designated to load or
discharge cargo is full of liquid
3.16
line press (line pack)
pressurizing the contents of a designated pipeline system with a liquid to determine if gases are present
3.17
line drop
opening (venting to atmosphere) a vessel's piping system to allow drainage into a tank(s) where the material may
be gauged and accounted for
NOTE When carried out prior to taking ullages, the line drop should include all deck cargo lines, risers and drops. When
carried out at completion of a discharge, it should include the vessel's bottom cargo lines. For the purpose of accounting, it is
recommended that the draining be confined to as few tanks as possible.
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ISO 9403:2000(E)
3.18.1
load on top
LOT
�procedure� shipboard procedure of collecting and settling water and oil mixtures, resulting from ballasting and tank
operations (usually in a special slop tank or tanks) and the subsequent preparation for loading of cargo onto such
mixtures
3.18.2
load on top
LOT
�practice� act of co-mingling an on-board quantity with cargo being loaded
3.19
meter factor
ratio of the actual volume of liquid passing through a meter to the volume indicated by the meter
3.20
net standard volume
NSV
volume of crude petroleum excluding total water and total sediment, calculated at standard conditions
NOTE 1 The standard conditions are in general 15 �C and 101,325 kPa.
NOTE 2 This may be either the volume in a tank or the difference between the volumes before and after a transfer.
3.21
net apparent mass-in-air of oil
value obtained by weighing the NSV of oil in air against standard masses without making correction for the effect of
air buoyancy on either the standard masses or the object weighed
3.22
on-board quantity
OBQ
sum of liquid volume and non-liquid volume in cargo tanks just before loading, excluding clingage, hydrocarbon
vapours and the contents of associated pipelines and pumps
3.23
outturn quantity
quantity of crude petroleum discharged from a vessel as measured in the shore system
3.24
outturn certificate
document issued by the receiving party, certifying the outturn quantity
3.25
outturn loss/gain
difference in NSV between the quantity shown on the bill of lading and the quantity shown on the outturn certificate
NOTE It may be expressed as a volume or a percentage of the bill of lading quantity.
3.26
quantity remaining on board
ROB
sum of liquid volume and non-liquid volume in cargo tanks just after completion of discharge, excluding clingage,
hydrocarbon vapours and the contents of associated lines and pumps
3.27
reference point
point on the gauge hatch or top of a tank from which the reference height of the tank is established
SEE also datum point (3.4)
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3.28
reference height
distance from the datum point (3.4) to the reference point (3.27)
3.29
slops
material contained in slop tanks or other designated tanks, resulting from tank washing, change of ballast, and oil-
recovery procedures
3.30
suspended sediment
non-hydrocarbon solids present within the crude petroleum but not in solution
3.31
suspended water
water contained within the crude petroleum that is finely dispersed as small droplets
NOTE It may, over a period of time, either collect as free water or become dissolved water, depending on the conditions of
temperature and pressure prevailing.
3.32
total calculated volume
TCV
gross standard volume plus the free water measured at the temperature and pressure prevailing
3.33
total observed volume
TOV
volume of crude petroleum, total water and total sediment, measured in a tank at the crude petroleum temperature
and pressure prevailing
NOTE This may be either the volume in a tank or the difference between the volumes before and after a transfer.
3.34
ullage
outage
distance between the surface of a liquid in a tank and a fixed reference point on the top of the tank, or capacity of a
tank not occupied by liquid
3.35
vessel experience factor
VEF
mean value of the vessel load ratios (VLRs) or vessel discharge ratios (VDRs) obtained after the required number
of qualifying voyages
3.36
vessel load ratio
VLR
ratio of the TCV measured on board a vessel immediately after loading, less the OBQ, to the TCV measured by the
loading terminal
3.37
vessel discharge ratio
VDR
ratio of the TCV measured on board a vessel immediately before discharge, less the ROB, to the TCV measured
by the receiving terminal
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3.38
vessel-shore difference
difference between the TCV recorded by the vessel corrected for OBQ or ROB as appropriate, and the TCV
recorded by the shore
3.39
volume correction factor
VCF
factor for correcting oil volumes to a standard reference temperature
3.40
water cut
dip
procedure of locating the oil/water interface for the purpose of determining the volume of free water in a shore tank
or vessel compartment
3.41
wedge formula
mathematical means to assess small quantities of measurable liquid and/or non-liquid material which is in a wedge
configuration and does not touch all bulkheads of the vessel’s tank
NOTE 1 The formula is based on cargo compartments characteristics, vessel trim and the depth of the material.
NOTE 2 The wedge formula should be used only when the liquid does not cover the entire bottom of the vessel's tank.
3.42
weight conversion factor
WCF
factor for converting volumes to apparent mass-in-air
See ISO 91-1:1992, table 56.
4 General recommendations
4.1 General responsibilities
4.1.1 It is essential that safe practices be followed.
NOTE In addition to governmental safety regulations, these may include individual company requirements and those
outlined in ICS/OCIMF, International Safety Guide for Oil Tankers and Terminals (ISGOTT).
4.1.2 Each party having facilities or equipment, or supplying equipment used for cargo transfer, measurements,
sampling and testing, is responsible for the items being in safe and serviceable condition and if appropriate, with an
accuracy traceable to national standards.
4.1.3 Each party involved, including inspectors appointed by the parties, is responsible within their domain, for
ensuring that operations are conducted by persons trained in the use of measurement, sampling and testing
equipment and the procedures given in this International Standard.
4.1.4 Each party involved in sampling/sample handling operations should ensure that the integrity of each
sample is maintained, for example, samples are securely closed, properly labelled, not exposed to artificial heat or
direct sunlight, and not unduly shaken.
4.1.5 Each party involved in the operation is responsible within their domain for contributing to a reconciliation of
vessel and shore quantities, and for seeking explanation for any discrepancies.
4.1.6 Each party should maintain their own complete and accurate records of all relevant data. Such data should
be available to all parties.
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4.1.7 Each party should maintain up-to-date manuals or instructions describing the applicable procedures and
methods of test for which they are responsible.
4.2 Volume measurement
4.2.1 Shore-tank measurement
The use of an automatic means of tank level measurement may be acceptable to parties by mutual agreement, in
which case proof of accuracy should be provided, if requested, (e.g. by reference to proving records complying with
appropriate standards, certification documents, etc.). If there is any doubt about the performance of the instrument,
manual procedures should be followed.
It is important when tanks are being gauged that the temperature of the contents be measured and recorded.
4.2.2 Metering
It is the responsibility of the shore terminal to maintain and operate metering facilities in accordance with ISO 2714,
ISO 2715 and ISO 7278.
Calculations should conform to ISO 4267-2.
4.2.3 Ship-tank measurement
If a ship's tanks are under inert gas pressure, agreement should be sought to allow depressurization to enable
manual measurements and sampling.
If the vessel is fitted with a closed ullage system with facilities for the use of portable or permanently installed
ullage/temperature and interface equipment whilst the tanks are under pressure, then this procedure can be
adopted, provided that the equipment used is accurate and safe. Adequate data should be available in the
calibration tables relating to the appropriate corrections to be applied to obtain the true ullage reading. Sampling by
this method is limited and may have to be restricted to manifold sampling during operations.
If the vessel tanks are to be kept closed, readings from automatic gauging equipment, if available, should be
recorded. When no means are available to make manual measurements or to take samples through pressure-tight
gauge-hatch fittings, then it should be recognized that reconciliation between vessel and shore quantities may not
be possible.
Temperatures should be taken whilst gauging.
4.3 Reconciliation and records
Discrepancies between shipboard measurements and shore measurements should be recorded. It is essential that
every effort should be made to resolve such discrepancies before the vessel departs. Unresolved discrepancies
may lead to a letter of protest being issued.
The vessel should maintain cargo records which should be available for inspection by all key persons (see 6.2.1
and 7.2.1).
Vessel documents which relate to cargo quantity and quality assessment should also be available for inspection by
all key persons (see 6.2.1 and 7.2.1).
4.4 Independent inspectors
In many cases, the interested parties need an unbiased representative who will verify custody transfer volumes to
their mutual satisfaction.
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Independent inspectors will conduct or witness all gauging and sampling, verify and report quantities and complete
a report which describes all facets of the operation including a reconciliation of quantity differences. They work
together with shore personnel and ship officers in the performance of the necessary tasks in accordance with this
International Standard. The role of an independent inspector may vary considerably from case to case in
accordance with instructions received from their principals. Their presence is agreed upon by the parties involved.
It is recommended that reports prepared by independent inspectors should address all the matters and calculations
described in, but not limited to, this International Standard.
4.5 Notices
If any problems occur at any stage of the transfer that may affect subsequent stages, all key persons involved
should be notified promptly so that necessary and timely action can be taken. Any action not in accordance with the
procedures given in this International Standard, or refusal to observe its procedures or existing contractual
agreements, should be reported to the key persons.
5 Documentation
5.1 Data collection and reporting
This International Standard provides procedures for the collection of data in a systematic manner.
Calculation of oil quantities should be in accordance with International Standards. For the purpose of dynamic
measurement, ISO 4267-2 should apply. Where no International Standard yet exists, other recognized methods
and procedures, preferably those published by the American Society for Testing and Materials (ASTM)/Institute of
Petroleum (IP)/American Petroleum Institute (API), should be used.
NOTE A set of forms has been designed which enable the data to be recorded and reported in a standard format, and a
checklist has been added for quickly checking the completeness of the information. The checklist and the forms are not a
normative part of this International Standard, and have been included as annexes A and B.
Their contents should be considered as minimum reporting requirements.
5.2 Signing of the forms
This International Standard recommends that forms should be signed by
� the party or parties designated to fill out the forms, and
� the party or parties witnessing the measurements and/or providing the indirect data mentioned above.
NOTE All parties have the right to include comments.
6 Procedure at the time of loading
6.1 Measurement, calculation and reporting
All measurements and calculations should be in accordance with International Standards. If no International
Standard exists, other recognized methods and procedures, preferably those published by ASTM/IP/API should be
used.
Measurements, calculations, other relevant checks and observations should be reported.
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6.2 Procedure before loading
6.2.1 Key meeting
Before loading begins, a meeting or meetings should be held between the vessel's representatives, shore
operational personnel and cargo inspectors, involved in the loading operation. The meeting should be called by one
or more of the foregoing parties. At these meetings, key operational people are identified, responsibilities are
defined, communication procedures are arranged, and loading procedures and plans are reviewed to ensure good
operating practices and a full understanding of all activities by all concerned. Any of the above parties not able to
attend the key meeting should be advised of the decisions taken at this meeting. The vessel’s representatives
should report any unusual events that may have occurred during the sea passage or at the previous port that may
require special vigilance during loading. Shore and ship personnel should advise on any special conditions existing
on shore and ship respectively, that may adversely affect the loading activity or measurements.
Any operational procedures not capable of yielding acceptable measurement control should be reviewed and (an)
alternative procedure(s) investigated.
6.2.2 Shore measurements
6.2.2.1 Terminal loading lines
6.2.2.1.1 Record the total capacity of the terminal loading lines from the vessel's flange to the shore tank(s).
Ascertain the quantity and quality, and where possible the temperature, of the material in the terminal loading line.
The contents of the terminal loading line forms an extension of the loading tanks, and changes in properties can
result in a change of quantity which should be accounted for. If neglected, this can contribute to discrepancies.
6.2.2.1.2 Record the steps taken to determine that the terminal line is full of liquid.
6.2.2.1.3 The terminal should arrange for loading lines and valves to be set so as to avoid the risk of cargo being
contaminated or lost to other lines and tanks, for example, as a result of ballasting operations or from other loading
and discharge activities occurring at the same time. If deemed appropriate, the valves can be locked.
6.2.2.2 Tank measurements
6.2.2.2.1 General
Take opening dips or ullages, temperatures and samples, and measure the depth of free water in each tank to be
used for the loading. Obtain the reference height from the calibration tables before taking level measurements and
water cuts. Any discrepancy between the observed reference height and the reference height shown on the tank
calibration tables should be noted, with an explanation, if possible. Under such circumstances, ullage
measurements may be the best alternative. If the tank has recently been in active service, wait for the liquid level to
reach equilibrium conditions. If it is impossible to wait, state the reasons for not doing so, and indicate in the
remarks section of the inspection report how long the cargo was held in the tank before shipment.
On tanks having floating roofs, gauging should be avoided while the roof is in the critical zone. The placement of
roof legs on the high or low position should be noted in the inspection report.
Estimate and report any material, including water or ice, on the floating roof, and the weather conditions under
which measurements were taken.
6.2.2.2.2 Tank levels
All dips or ullages should be recorded. Carry out two measurements, and if they agree to within 3 mm, report the
average; otherwise the average of at least three measurements should be reported.
Measure the depth of free water. Whilst determining free-water depth or taking a dip, the observed tank reference
height should be noted.
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ISO 9403:2000(E
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 9403
Première édition
2000-05-15
Pétrole brut — Prise en compte des
quantités chargées ou déchargées —
Principes directeurs pour les contrôles des
cargaisons
Crude petroleum — Transfer accountability — Guidelines for cargo
inspection
Numéro de référence
ISO 9403:2000(F)
©
ISO 2000
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ii © ISO 2000 – Tous droits réservés
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ISO 9403:2000(F)
Sommaire Page
Avant-propos.iv
Introduction.v
1 Domaine d'application.1
2 Références normatives .1
3 Termes et définitions.2
4 Recommandations générales.6
5 Documentation.8
6 Procédure à suivre lors du chargement.9
7 Procédure à suivre lors du déchargement.19
Annexe A (informative) Liste de contrôle — Informations caractéristiques à noter.29
Annexe B (informative) Formulaires caractéristiques.36
Bibliographie .62
© ISO 2000 – Tous droits réservés iii
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ISO 9403:2000(F)
Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes nationaux de
normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est en général confiée aux
comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit de faire partie du comité
technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non gouvernementales, en
liaison avec l'ISO participent également aux travaux. L'ISO collabore étroitement avec la Commission
électrotechnique internationale (CEI) en ce qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les Normes internationales sont rédigées conformément aux règles données dans les Directives ISO/CEI, Partie 3.
Les projets de Normes internationales adoptés par les comités techniques sont soumis aux comités membres pour
vote. Leur publication comme Normes internationales requiert l'approbation de 75 % au moins des comités
membres votants.
L’attention est appelée sur le fait que certains des éléments de la présente Norme internationale peuvent faire
l’objet de droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L’ISO ne saurait être tenue pour responsable de
ne pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence.
La Norme internationale ISO 9403 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 28, Produits pétroliers et
lubrifiants, sous-comité SC 6, Transfert des livraisons en vrac, prise en compte, inspection et résolution des
divergences.
Les annexes A et B de la présente Norme internationale sont données uniquement à titre d’information.
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ISO 9403:2000(F)
Introduction
La présente Norme internationale a pour but d'encourager l'uniformité des procédures de mesure, de prise en
compte des quantités chargées ou déchargées et des rapports en découlant. Une telle uniformité doit être
généralisée étant donné que des variations importantes existent sur le plan des conditions locales entre terminaux
littoraux. Ces lignes directrices sont conçues pour être mises en œuvre dans le monde entier et être utilisées dans
des accords susceptibles d'une interprétation claire et d'une exécution conforme entre parties. Les
recommandations intégrées au présent document ne sont pas conçues pour s'immiscer de quelque façon que ce
soit dans les contrats commerciaux, les réglementations statutaires en vigueur au niveau d'un terminal particulier,
les considérations en matière de sécurité ou les pratiques applicables en matière d'environnement exigées par
l'une quelconque des parties impliquées.
Les procédures et les pratiques se réfèrent à l'activité menée par les producteurs, les acheteurs, les vendeurs, les
exploitants de terminaux, les armateurs et leurs équipages, les autorités douanières, les inspecteurs indépendants
et les autres parties intéressées à la mesure du pétrole brut. Étant donné que le contrôle de la cargaison peut
passer du terminal au navire, d'un navire à un autre navire, et d'un navire à un terminal, la détermination de la
quantité et de la qualité à ces interfaces est importante pour le fournisseur de pétrole brut, l’opérateur du navire et
le réceptionnaire de la cargaison.
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NORME INTERNATIONALE ISO 9403:2000(F)
Pétrole brut — Prise en compte des quantités chargées ou
déchargées — Principes directeurs pour les contrôles des
cargaisons
AVERTISSEMENT — L'utilisation de la présente Norme internationale peut impliquer l'intervention de
produits, d'opérations et d'équipements à caractère dangereux. La présente Norme internationale n'est pas
censée aborder tous les problèmes de sécurité concernés par son usage. Il est de la responsabilité de
l'utilisateur de consulter et d'établir des règles de sécurité et d'hygiène appropriées et de déterminer
l'applicabilité des restrictions réglementaires avant utilisation.
1 Domaine d'application
La présente Norme internationale établit les procédures et décrit les pratiques recommandées pour la mesure
manuelle et automatique et la prise en compte de quantités en vrac de pétrole brut [y compris le pétrole brut
«brisé» (spiked), mélangé et reconstitué] transporté d'un port à l'autre par le biais de pétroliers.
La présente Norme internationale donne une base sérieuse pour l’établissement des quantités de pétrole brut
transférées.
Les procédures s’appliquent au transport du pétrole brut du chargement au déchargement.
2 Références normatives
Les documents normatifs suivants contiennent des dispositions qui, par suite de la référence qui y est faite,
constituent des dispositions valables pour la présente Norme internationale. Pour les références datées, les
amendements ultérieurs ou les révisions de ces publications ne s’appliquent pas. Toutefois, les parties prenantes
aux accords fondés sur la présente Norme internationale sont invitées à rechercher la possibilité d'appliquer les
éditions les plus récentes des documents normatifs indiqués ci-après. Pour les références non datées, la dernière
édition du document normatif en référence s’applique. Les membres de l'ISO et de la CEI possèdent le registre des
Normes internationales en vigueur.
ISO 91-1:1992, Tables de mesure du pétrole — Partie 1: Tables basées sur les températures de référence de
15 °C et 60 °F.
ISO 2714: 1980, Hydrocarbures liquides — Mesurage volumétrique au moyen de compteurs à chambre mesureuse
autres que ceux des ensembles de mesurage routiers.
ISO 2715:1981, Hydrocarbures liquides — Mesurage volumétrique au moyen de compteurs à turbine.
ISO 3170:1988, Produits pétroliers liquides — Échantillonnage manuel.
ISO 3171:1988, Produits pétroliers liquides — Échantillonnage automatique en oléoduc.
ISO 4267-2:1988, Pétrole et produits pétroliers liquides — Calcul des quantités de pétrole — Partie 2: Mesurage
dynamique.
ISO 7278-1:1987, Hydrocarbures liquides — Mesurage dynamique — Systèmes d’étalonnage des compteurs
volumétriques – Partie 1: Principes généraux.
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ISO 9403:2000(F)
ISO 7278-2:1988, Hydrocarbures liquides — Mesurage dynamique — Systèmes d’étalonnage des compteurs
volumétriques — Partie 2: Tubes étalons.
ISO 7278-3: 1998, Hydrocarbures liquides — Mesurage dynamique — Systèmes d’étalonnage pour compteurs
volumétriques — Partie 3: Techniques d’interpolation des impulsions.
ISO 7278-4:1999, Hydrocarbures liquides — Mesurage dynamique — Systèmes d’étalonnage des compteurs
volumétriques — Partie 4: Manuel de référence pour les opérateurs de tubes étalons.
3 Termes et définitions
Pour les besoins de la présente Norme internationale, les termes et définitions suivants s'appliquent.
3.1
connaissement
document qui indique la quantité de pétrole brut livrée au navire
3.2
barème de jaugeage
table, souvent appelée table de jaugeage ou table d’épalement de réservoir, indiquant la capacité de, ou les
volumes dans, un réservoir correspondant à divers niveaux de liquide repérés à partir d'un point de référence
3.3
zone d’indétermination
segment vertical proche du fond d'un réservoir à toit flottant, dans lequel le toit n’est ni complètement flottant, ni au
repos sur ses pieds, où des interactions complexes et des effets de poussée ont lieu lorsque le toit flottant repose
sur ses pieds
NOTE Cette zone est généralement marquée de manière bien évidente sur les barèmes de jaugeage de réservoir, il
convient de ne pas effectuer normalement les mesures pour le transfert à l’intérieur de cette zone.
3.4
point de repère
point situé au fond ou près du fond d’un réservoir à partir duquel la hauteur de référence est établie et à partir
duquel sont liées toutes les mesures pour l'étalonnage d'un réservoir
VOIR également point de référence (3.27).
3.5
hauteur de liquide
jaugeage par le plein
hauteur d'un liquide dans un réservoir, mesurée à partir de la surface du liquide jusqu'à un point de repère fixe
3.6
eau dissoute
eau présente dans le pétrole brut formant une solution à la température courante
3.7
eau libre
FW
eau qui existe en tant que couche séparée du pétrole brut et qui se situe, de manière typique, en dessous du
pétrole brut
3.8
volume brut observé
GOV
volume de pétrole brut comprenant l’eau dissoute, l’eau et les sédiments en suspension, à l'exclusion de l'eau libre
et du dépôt, mesuré à température et pression ambiantes du pétrole brut
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ISO 9403:2000(F)
NOTE Ceci peut être soit le volume dans un réservoir, soit la différence entre les volumes avant et après le transfert.
3.9
volume brut de référence
GSV
volume de pétrole brut comprenant l’eau dissoute, l’eau et les sédiments en suspension, à l'exclusion de l'eau libre
et du dépôt, calculé aux conditions de référence
NOTE 1 Les conditions de référence sont en général 15 °C et 101,325 kPa.
NOTE 2 Ceci peut être soit le volume dans un réservoir, soit la différence entre les volumes avant et après le transfert.
3.10
masse brute apparente dans l'air du pétrole
masse que présente un GSV de pétrole lorsqu'il est pesé dans l'air
3.11
écart de transit
différence entre le volume total calculé d’un navire immédiatement après un chargement et le volume total calculé
d’un navire immédiatement avant le déchargement
3.12
personne clé
personne qui, en vertu de son emploi, a un intérêt direct dans le transfert de la cargaison d’un pétrole brut
NOTE Les représentants du terminal, du navire, le fournisseur de la cargaison, le réceptionnaire de la cargaison, les
inspecteurs indépendants représentant ces parties et les représentants des entités fiscales peuvent être compris dans cette
catégorie.
3.13
lettre de réserves
lettre émise par tout participant à un transfert de garde et mentionnant tout état donnant lieu à controverse, et qui
établit par écrit que l'action ou les observations concernées ont été mises en doute au moment de leur survenance
3.14
circulation de ligne
pétrole ou autre liquide délivré à l’aide d’un système de tuyautages dans un navire ou un réservoir de réception de
manière à assurer que la partie de tuyautage destinée à charger ou décharger la cargaison est pleine de liquide
NOTE Il convient de s’assurer qu'il existe suffisamment de matériau dans le réservoir pour empêcher que l'air ne pénètre
dans le tuyautage pendant la circulation. Correctement réalisée, une circulation de ligne constitue la méthode la plus fiable pour
s'assurer qu’un tuyautage est rempli de liquide.
3.15
déplacement de ligne
opération de remplacement du matériau précédent dans une conduite de manière à s’assurer que la section de
tuyautage destinée à charger ou décharger la cargaison est pleine de liquide
3.16
mise en pression des lignes
action de pressurisation du contenu d’un système de tuyautage désigné à l’aide d’un liquide afin de déterminer la
présence de gaz
3.17
vidange de ligne
ouverture (mise à l'atmosphère) d'un système de tuyautages de navire pour permettre l’écoulement vers une (des)
citerne(s) où le matériau peut être mesuré et pris en compte
NOTE Si elle est réalisée avant les mesures par le creux, il est recommandé que la vidange de ligne comprenne tous les
tuyautages de chargement de pont, les colonnes de refoulement et les descentes. Lorsqu'elle est réalisée après le
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ISO 9403:2000(F)
déchargement, cette opération devrait inclure les tuyautages de fond du navire. Dans le cadre de la prise en compte, il est
recommandé de limiter la vidange à un nombre de citernes aussi réduit que possible.
3.18.1
load on top
LOT
procédure suivie à bord pour rassembler et décanter les mélanges d'eau et d'huile qui résultent des
opérations de ballastage et de nettoyage de citernes (généralement dans une ou plusieurs citernes de décantation
spéciales) et préparer le chargement ultérieur de la cargaison sur de tels mélanges
3.18.2
load on top
LOT
action qui consiste à co-mélanger une quantité déjà à bord avec une cargaison en cours de
chargement
3.19
coefficient de correction de compteur
rapport entre le volume réel de liquide passant dans un compteur et le volume que ce compteur indique
3.20
volume net aux conditions de référence
NSV
volume de pétrole brut, à l’exclusion du volume total de l’eau et des sédiments, calculé aux conditions de référence
NOTE 1 Les conditions de référence sont en général 15 °C et 101,325 kPa.
NOTE 2 Ceci peut être soit le volume dans un réservoir, soit la différence entre les volumes avant et après le transfert.
3.21
masse apparente nette du pétrole dans l'air
valeur obtenue en pesant le NSV d’un pétrole dans l’air vis-à-vis des masses étalons, sans faire de correction de la
poussée de l’air sur les masses étalons ou sur l’objet pesé
3.22
quantité à bord
OBQ
quantité du volume liquide et du volume non liquide dans les citernes de cargaison juste avant le chargement, à
l’exclusion du mouillage des parois, des vapeurs d’hydrocarbures et des contenus des tuyautages et pompes
associés
3.23
quantité déchargée
quantité de pétrole brut déchargée d’un navire telle que mesurée par le système à terre
3.24
certificat de déchargement
document émis par la partie réceptionnaire et certifiant la quantité déchargée
3.25
perte/gain au déchargement
différence, en NSV, entre la quantité mentionnée sur le connaissement et la quantité indiquée sur le certificat de
déchargement
NOTE Elle peut être exprimée sous la forme d'un volume ou d'un pourcentage de la quantité du connaissement.
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ISO 9403:2000(F)
3.26
quantité restant à bord
ROB
quantité de volume liquide ou non liquide dans les citernes de cargaison juste après le déchargement, à l’exclusion
du mouillage des parois, des vapeurs d’hydrocarbures et des contenus des tuyautages et pompes associés
3.27
point de référence
point sur l’orifice de jaugeage ou sur le sommet de la citerne à partir duquel la hauteur de référence de la citerne
est établie
VOIR également point de repère (3.4).
3.28
hauteur de référence
distance entre le point de repère (3.4) et le point de référence (3.27)
3.29
résidus
matériau contenu dans les citernes à résidus ou tout autre citerne désignée, et résultant du nettoyage des citernes,
du changement de ballast, et de procédures de récupération des huiles
3.30
sédiments en suspension
solides non hydrocarbonés présents dans le pétrole brut mais non sous forme de solution
3.31
eau en suspension
eau contenue dans le pétrole brut qui est finement dispersée sous forme de gouttelettes
NOTE Après un certain temps, cette eau peut soit s'agglomérer sous forme d'eau libre, soit devenir de l'eau dissoute, en
fonction des conditions de température et de pression rencontrées.
3.32
volume total calculé
TCV
somme du volume brut aux conditions de référence et du volume de l’eau libre à température et pression
ambiantes
3.33
volume total observé
TOV
volume total de l’ensemble pétrole brut, eau totale, sédiments totaux, mesuré dans le réservoir à la température et
à la pression ambiantes du pétrole brut
NOTE Ceci peut être soit le volume dans un réservoir, soit la différence entre les volumes avant et après le transfert.
3.34
creux d’un réservoir
jaugeage par le creux
distance entre la surface d'un liquide dans un réservoir et un point de référence fixe au niveau supérieur de la
citerne, ou capacité d'un réservoir non occupé par du liquide
3.35
facteur d’expérience de navire
VEF
valeur moyenne des quotients de chargement du navire (VLR) ou des quotients de déchargement du navire (VDR)
obtenue après le nombre demandé de voyages certifiés
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ISO 9403:2000(F)
3.36
quotient de chargement de navire
VLR
quotient du TCV mesuré à bord d'un navire immédiatement après le chargement, moins l’OBQ, au TCV mesuré
par le terminal de chargement
3.37
quotient de déchargement de navire
VDR
quotient du TCV mesuré à bord d'un navire immédiatement avant le déchargement, moins le ROB, au TCV mesuré
par le terminal de destination
3.38
différence à bord terre
différence entre le TCV enregistré à bord du navire, avec correction pour I'OBQ ou le ROB selon le cas, et le TCV
enregistré à terre
3.39
facteur de correction de volume
VCF
facteur pour corriger les volumes de pétrole par rapport à une température de référence standard
3.40
fraction d’eau
hauteur de liquide
procédure qui consiste à localiser l'interface huile/eau afin de déterminer le volume de l'eau libre dans un réservoir
à terre ou dans un compartiment d'un navire
3.41
formule de l’onglet
moyen mathématique pour déterminer les petites quantités de matière liquide et/ou non liquide mesurable dans
une configuration en onglet, et ne touchant pas aux cloisons de la citerne du navire
NOTE 1 La formule est basée sur les caractéristiques des compartiments de cargaison, de l’assiette du navire et de la
hauteur de la matière.
NOTE 2 Il est recommandé d’utiliser la formule de l’onglet uniquement lorsque le liquide ne recouvre pas la totalité du fond
de la citerne du navire.
3.42
facteur de conversion de poids
WCF
facteur de conversion des volumes en masse apparente dans l'air
Voir ISO 91-1:1992, Tableau 56.
4 Recommandations générales
4.1 Responsabilités générales
4.1.1 Il est essentiel que les mesures de sécurité soient suivies.
NOTE Ces dernières peuvent inclure les exigences particulières des sociétés et celles soulignées dans l’ICS/OCIMF,
International Safety Guide for Oil Tankers and Terminals (ISGOTT), en complément des règles de sécurité gouvernementales.
4.1.2 Chaque partie disposant d'installations ou d'équipements, ou fournissant des équipements utilisés pour le
transfert, les mesures, l'échantillonnage et l’analyse des cargaisons, est responsable de la sûreté et du bon ordre
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ISO 9403:2000(F)
de marche de ces éléments, et si nécessaire, d’une précision que l’on peut retrouver dans les Normes
internationales.
4.1.3 Chacune des parties impliquées, y compris les inspecteurs désignés par les parties, a pour responsabilité,
chacune dans son domaine, de s'assurer que les opérations sont menées par des personnes formées à l'utilisation
des équipements de mesure, d'échantillonnage et d’analyse et des procédures données dans la présente Norme
internationale.
4.1.4 Chacune des parties impliquées dans les opérations d'échantillonnage/de manutention des échantillons
doit s'assurer que l'intégrité de chaque échantillon est maintenue, par exemple que les échantillons sont bien
fermés, étiquetés correctement, ne sont pas exposés à la chaleur artificielle, au rayonnement solaire direct, et ne
sont trop secoués.
4.1.5 Chacune des parties impliquées par l'opération doit concourir, dans les limites de son domaine, à la
conciliation des quantités à bord et des quantités à terre et rechercher l'explication de tout écart.
4.1.6 Il convient que chaque partie conserve ses propres documents complets et précis concernant toutes les
données adéquates. Il convient que ces données soient mises à la disposition de toutes les parties.
4.1.7 Il convient que chaque partie conserve des manuels ou des instructions à jour décrivant les procédures et
les méthodes d'analyses applicables dont elle est responsable.
4.2 Mesure du volume
4.2.1 Mesure de réservoir à terre
L'utilisation de moyens automatiques de mesure de niveau de réservoir peut être acceptable pour les parties par
accord mutuel, auquel cas la preuve de l'exactitude doit être fournie, si elle est demandée (par exemple en se
référant à des documents de preuve satisfaisant à des normes appropriées, à des documents de certification etc).
S'il existe un doute quelconque concernant la performance de l'instrument, il convient de suivre des procédures
manuelles.
Lors du jaugeage des réservoirs, il est important que toutes les températures de leur contenu soient mesurées et
enregistrées
4.2.2 Comptage
Le terminal est responsable du maintien en état et du fonctionnement des installations de comptage conformément
à l'ISO 2714, l'ISO 2715 et l'ISO 7278.
Il convient que les calculs soient conformes à l’ISO 4267-2.
4.2.3 Mesure de citerne de navire
Si des citernes de navire sont sous gaz inerte, il convient de chercher un accord pour permettre la dépressurisation
de manière à permettre des mesures et un échantillonnage manuels.
Si le navire est équipé d’un système fermé de jaugeage par le creux, avec des dispositifs pour l’utilisation d’un
équipement de mesure du jaugeage/température et un équipement d’interface portable ou fixe, tandis que les
réservoirs sont sous pression, alors la présente procédure peut être acceptée, sous réserve que l’équipement
utilisé soit sûr et adéquat. Il convient que des données adéquates soient disponibles dans les barèmes de
jaugeage relatifs aux corrections appropriées à appliquer pour obtenir la lecture vraie du ullage. L’échantillonnage
par cette méthode est limité et peut nécessiter d’être restreint à un échantillonnage au manifold lors des
opérations.
Si les réservoirs du navire doivent rester fermés, il convient d’enregistrer les lectures à partir des équipements
automatiques de mesure. Lorsqu’il n’existe aucun moyen de réaliser des mesures manuelles ou de prendre des
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échantillons à travers des sas étanches, alors il convient de reconnaître qu’une conciliation entre le navire et les
quantités à terre peut ne pas être possible.
Il convient de recueillir les températures pendant le jaugeage.
4.3 Conciliations et enregistrements
Il convient de noter tout écart entre les mesures à bord et les mesures à terre. Il est essentiel de mettre tout en
œuvre pour résoudre un tel écart avant que le navire n’appareille. Une lettre de réserves risque d’être établie s’il
reste des écarts non résolus.
Il convient que le navire tienne à jour un journal dit de cargaison, et qu’il soit accessible pour inspection pour toutes
les personnes clés (voir 6.2.1 et 7.2.1).
Il convient que les documents du navire qui ont trait à l'évaluation des quantités et de la qualité chargées soient
accessibles aux personnes clés (voir 6.2.1 et 7.2.1).
4.4 Inspecteurs indépendants
Dans de nombreux cas, les parties intéressées ont besoin de recourir à un représentant impartial qui vérifiera les
volumes transférés à leur satisfaction mutuelle.
Des inspecteurs indépendants effectueront ou assisteront à tous les jaugeages et les échantillonnages, vérifieront
et noteront les quantités et établiront un rapport qui décrit toutes les phases de l'opération, y compris la conciliation
des différences quantitatives. Ils travailleront avec le personnel de terre et les officiers du navire pour exécuter les
tâches nécessaires conformément à la présente Norme internationale. Ce rôle d'inspecteur indépendant peut
varier très fortement d'un cas à l'autre conformément aux instructions reçues de ses mandants. La présence de cet
inspecteur indépendant est convenue entre les parties intéressées.
Il est recommandé que les rapports établis par des inspecteurs indépendants concernent tous les sujets et les
calculs décrits dans la présente Norme internationale, sans toutefois être limités à cette dernière.
4.5 Avis
Si des problèmes quelconques surviennent à tout stade du transfert et que ces problèmes sont susceptibles d'avoir
une influence sur les stades ultérieurs, il convient d’avertir sans délai toutes les personnes responsables
impliquées, de manière à pouvoir prendre les mesures nécessaires en temps utile. Il convient de porter à la
connaissance des personnes concernées toute action non conforme aux procédures de la présente Norme
internationale, ou tout refus de respecter ces procédures ou des accords contractuels préalables.
5 Documentation
5.1 Recueil des données et rapports
La présente Norme internationale donne des procédures pour le recueil systématique des données.
Il convient que le calcul des quantités de pétrole soit conforme aux Normes internationales. Il convient d’appliquer
l’ISO 4267-2 pour le mesurage dynamique. Si aucune Norme internationale n’existe encore, il convient d’utiliser
d'autres méthodes et procédures reconnues, et de préférence celles publiées par l’American Society for Testing
and Materials(ASTM)/Institute of Petroleum (IP)/American Petroleum Institute (API).
NOTE Un ensemble de formulaires a été conçu qui permettent l'enregistrement des données et leur mention sous un
format normalisé, une liste de contrôle a été ajoutée afin de vérifier rapidement le caractère complet des informations. Cette
liste de contrôle et ces formulaires ne constituent pas une partie normative de la présente Norme internationale, et ont été
ajoutés à celle-ci sous forme d'annexes A et B.
Il convient de considérer leur contenu comme des exigences minimales.
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ISO 9403:2000(F)
5.2 Signature des formulaires
La présente Norme internationale recommande que ces formulaires soient signés par
— la ou les parties désignées pour compléter les formulaires, et
— la ou les parties qui assistent aux mesures et/ou fournissent les données indirectes mentionnées ci-dessus.
NOTE Toutes les parties ont le droit d'indiquer leurs commentaires.
6 Procédure à suivre lors du chargement
6.1 Mesures, calculs et rapports
Il convient que toutes les mesures et tous les calculs soient conformes aux Normes internationales. Si aucune
Norme internationale n'existe encore, il convient
...
Questions, Comments and Discussion
Ask us and Technical Secretary will try to provide an answer. You can facilitate discussion about the standard in here.