учет нефти и нефтепродуктов
Длительный переход на эффективный метод учета нефти успешно завершается
Решение, что учет в килограммах оптимальный вариант, привело к другому вопросу: как в реальности выполнить этот процесс? Производители России в свое время не смогли предоставить рынку измерительные приборы такого формата, массомеры.
В сложившейся ситуации возникла необходимость закупать оборудование из Америки и Европы. Иностранные производители активно удовлетворяли потребность российских нефтяных компаний. Переоборудование такого формата стало далеко не дешевым. Массомер с параметрами: диаметр 80 мм и пропускной скоростью 180 м?/ч стоит в пределах 1 200 000 рублей.
Сегодня предприятие AО “ ПРОМПРИБОР” и другие отечественные производители предлагают аналогичное оборудование в ценовом интервале от 600 000 до 900 000 рублей.
Приборы, ведущие измерение нефти в объемных единицах, находятся в ценовом промежутке от 200 000 до 250 000. Количество нефти рассчитывается путем приведения полученного объема к стандартно установленной температуре.
Если говорить о перевалке нефтепродуктов в Америке и странах Европы, то там ведется учет в объемных единицах измерения, используются галлоны, литры, баррели и кубические метры.
Разберем почему переход на измерение массы нефтепродуктов важен. Как измерительный процесс такого формата сказался на нефтебазах? Что нужно для полного переоборудования, ведь процесс не дешевый.
Крупные нефтяные компании такие, как ПАО «ЛУКОЙЛ», АО «Транснефтепродукт», ООО «ИК «Сибинтек», ПО «Белоруснефть», ПАО «ННК», АО «Сибур», ПАО «Башнефть», АО «Газпромнефть-Терминал», ПАО «Казаньоргсинтез», ПАО «Роснефть» после перехода на массовый учет будут экономить крупные суммы, переоборудование окупит себя в короткие сроки. Для этого необходимо закупить на нефтебазы компании и автозаправочные станции массомеры, подготовить оборудование для поверки, разработать новые инструкции по эксплуатации и предоставить методические материалы.
Сотни тысяч массомеров иностранного производства уже закуплено российскими компаниями. Результат переоборудования можно посмотреть на примере конкретной нефтебазы, которая получает нефтепродукты Ж/Д цистернами. Сделаем сравнительный анализ и оценим преимущества измерения продукта при помощи массомера.
Как проходит прием нефтепродуктов в железнодорожных цистернах
Определить общую массу или объем продукта сразу в поступившей цистерне невозможно, так как не существует измерительных приборов способных выполнить задачу.
Поэтому прием нефтепродуктов происходит по сопровождающим документам данными, которые регистрируют в журнал учета в соответствии с формой №13-НП, эти же данные идут в учет бухгалтерии. При получении цистерны вскрывают пломбы и выполняют замеры фактического уровня взлива в конкретный момент условий окружающей среды, получает не метрологические данные. Для определения примерного значения температуры и объема используют значение высоты взлива и таблицы вместимости цистерны. Для точности измерения производят анализ в лабораторных условиях. Для этого берется проба поступившей партии или с каждой цистерны, в лаборатории при стандартном значении температуры определяется плотность жидкости, которую рассчитывают на фактическую температуру и применяют значение ко всему объему поступившей партии.
Количество продукта, полученное путем проведенных замеров и расчетов, может быть близко по значению к данным сопровождающей документации, а может и сильно отличаться. Причина большой разницы в цифрах заключаться в особенности способа учета при загрузке Ж/Д цистерн на нефтеперерабатывающем заводе. Наливной терминал завода может иметь массовый учет, или использовать расчетную систему по неутвержденным метрологическим величинам, вместимости цистерны и средней плотности продукта. Второй способ подразумевает примерное определение массы путем умножения объема продукта на его плотность при фактической температуре во время загрузки. Фактический объем цистерны не является метрологической величиной, в документах заносится как расчетное значение с допустимой погрешностью ±0,5%.
Что же происходит на нефтебазе которая получила цистерну с продуктом и перекачала ее в свои резервуары. Во время слива уровень взлива в цистерне снижается, пустота замещается воздухом, в результате чего происходит испарение нефтепродукта, который частично оседает на стенках цистерны, увеличивая цифру потерь.
До загрузки в резервуаре делаются замеры остаточного топлива, уровень взлива и плотность, по калибровочной таблице резервуара определяется объем топлива. Масса рассчитывается по той же формуле путем умножения объема на плотность, получится значение при фактической температуре.
После перелива продукта из цистерны в резервуар делаются снова замеры, таким же способом определяется объем и средняя плотность, так как плотность поступившего продукта из цистерны отличается от той, что определена в резервуаре на остатке. В итоге все три значения плотности будут отличаться друг от друга.
Почти все процессы измерения и возможно расчетов проводятся оператором вручную, поэтому есть место ошибке и объективности. Результат измерений может быть искажен по ряду многих причин.
Существуют более современные приборы измерения и учета, которые автоматизированы и частично исключают влияние на результат человеческого фактора. Данный прибор измеряет давление придонное и над продуктовом, путем расчета можно определить массу продукта находящегося в резервуаре хранения.
При этом приборы определяющие давление находятся под постоянным воздействием внешних факторов, это гидростатическое давление, сезонные и суточные температурные изменения, сюда добавляется неравномерное действие солнечных лучей в течение дня. Такой учет не имеет метрологического подтверждения, плотность продукта постоянно изменяется под воздействием перечисленных выше внешних факторов. В данном случае погрешность учета также высока.
Так как нет возможности прямого измерения массы, учет в килограммах не может быть близок к точному из-за погрешностей в измерении объема и плотности, которые сильно зависят от температурных изменений. Точность можно получить только при прямом измерении массы, на которую не влияет температура.
Ручной и полуавтоматический способ приема продукции в килограммах, который имеется, дает возможность управлять объемом и плотностью с учетом разных температур, что в итоге не дает точнее результата, чем прием продукта по объему.
Также нельзя использовать резервуар как часть измерительного процесса, но это делалось, так как не было альтернативы, несмотря на то, что резервуар должен быть исключительно местом хранения.
Хоть и по нормативным документам подавляющего большинства компаний установлена погрешность ±0,3 кг/м? на любую температуру, это далеко от реальности. Такая точность измерения плотности возможна только в условиях лаборатории, где средняя плотность измеряется через точное взвешивание конкретного объема, на весах соответствующей точности.
Отгрузка нефтепродукта на АЗС с нефтебаз
На нефтебазах в основном отгрузка происходит через Измерительные установки типа АСН, оснащенную массомерами. Измерение происходит системой в кг и м?, также есть дополнительная возможность определить среднюю плотность при средней фактической температуре каждой партии. Полученные результаты измерения: масса, плотность, объем, температура заносятся в документацию ТТН. Такого рода установки учета подходят для верхнего, нижнего и комбинированного наполнения цистерн.
Установки АСН всех типов налива поверяют мерниками УПМ-М 2000.
Какие действия стоит предпринять для более совершенного учета
На сегодняшний день при отгрузке точность измерений и учета нефтепродукта установкой АСН любого типа не превышает пределы ±0,25%. Но прием этой же цистерны с учетом баланса движения за конкретный период может не соответствовать требуемой погрешности ±0,25%.
При наличии такого метода учета резервуар можно смело исключить из последовательности измерительного процесса. Теперь емкость для хранения топлива может быть любой формы и высоты. Количество топлива в резервуаре рассчитывается на основе данных измерителя массы поверенного с фиксированными значениями придонных давлений для любого значения интервала массы. При движении продукции по нефтебазе, имея такую систему учета, нет необходимости делать замеры плотности и температуры, а также вычислять среднее значение этих величин.
Движение нефтепродукта и учет на АЗС, продажа
На АЗС в резервуаре есть остаток топлива, которое имеет свою среднюю температуру, плотность и объем, к существующему остатку добавляется поступившая партия топлива со своими параметрами. В результате в резервуаре АЗС образуется продукт с новыми третьими значениями величин, который через раздаточные колонки поступает к потребителю, измеряется объем, учет ведется в литрах. На АЗС мы имеем все данные, чтобы пересчитать количество продукта в кг и вести учет движения по АЗС в единице массы, но это не имеет смысла, поэтому на практике такие расчеты не ведутся, и по АЗС учет топлива ведется в объемных единицах.
Так как нефтепродукты меняют объем в зависимости от температурных изменений, то одинаковый объем летом и зимой имеет разные значения плотности и массы. В итоге можно сделать вывод, что учет продукта на предыдущих этапах при помощи непосредственного измерения массы массомерами бесполезен. Вся проделанная работа сводится к нулю.
На данный момент времени есть некоторые сложности с установкой колонок такого типа на АЗС Российской федерации.
Если реализовывать топливо в литрах, но с отображением массы, то теряется весь смысл вести учет в единицах массы. Так как масса единицы объема в разное время года меняется, собственнику будет не выгодно, переоборудование себя не оправдает.
Мы верим, что нефтяные компании смогут решить данный вопрос и наконец завершится 20-тилетний период перехода на новый, более выгодный метод учета топлива и на всех этапах передвижения продукт будет учитываться в килограммах, а не в единицах объема.
Генеральный директор АО «Промприбор» Николай Иванович КОБЫЛКИН
Моб. тел. 8-910-266-48-60
Контакты для связи:
Заместитель генерального директора Кирилл Викторович Рябов
Моб.: 8-991-410-17-15
E-mail: kr@prompribor.ru
Прямо сейчас заберите у «Клерка» 4 000 рублей при подписке на « Клерк.Премиум» до 12 ноября.
Подробности и условия самой обсуждаемой акции «Клерка» здесь.
Учет нефти и нефтепродуктов
(в ред. Постановлений Правительства РФ от 27.11.2014 N 1255,
2. Используемые в настоящих Правилах понятия означают следующее:
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
3. Учет нефти осуществляется при:
б) подготовке и (или) транспортировке, переработке и (или) потреблении нефти, принятой от третьего лица;
в) передаче нефти третьим лицам для подготовки и (или) транспортировки, переработки и (или) потребления;
г) производстве широкой фракции легких углеводородов в процессе стабилизации;
д) использовании для производства нефтепродуктов;
е) использовании для производственно-технологических нужд и в качестве топлива;
ж) определении остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти на начало и конец отчетного периода, в том числе после проведения ремонтных работ на объектах сбора и подготовки нефти или переработки нефти;
з) определении потерь нефти фактических за отчетный период.
4. Учет нефти, в том числе для целей налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых, осуществляется в тоннах с точностью до третьего знака после запятой.
(п. 4 в ред. Постановления Правительства РФ от 27.11.2014 N 1255)
(см. текст в предыдущей редакции)
5. Определение массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при отборе на объектах сбора и подготовки нефти, а также при отборе нефти после ее подготовки осуществляется в соответствии с настоящими Правилами и проектной документацией.
6. Нефть, передаваемая для транспортировки, должна сопровождаться паспортом качества нефти, устанавливающим соответствие значений показателей нефти, полученных в результате лабораторных испытаний, требованиям нормативной документации, составляемым организацией по форме, установленной Министерством энергетики Российской Федерации.
7. Нефть, принимаемая от третьих лиц для подготовки и (или) транспортировки, переработки, учитывается обособленно от собственной нефти организации.
8. Учетные операции с нефтью осуществляются на основе информации, полученной с применением средств измерений или технических устройств с измерительными функциями по методикам измерений, отвечающим требованиям законодательства Российской Федерации об обеспечении единства измерений и о техническом регулировании.
9. При осуществлении учетных операций с нефтью:
объем и масса брутто нефти, объем и масса нефтегазоводяной смеси определяются с применением средств измерений;
масса балласта нефти и масса нетто нефти определяются с применением средств измерений и результатов лабораторных испытаний.
10. Масса нетто нефти, добытой в отчетный период (Дф), определяется по завершении подготовки нефти по формуле 1:
— изменение массы нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти в отчетный период (тонн);
При подготовке нефти, добытой на разных месторождениях (залежах, участках недр), на одном объекте подготовки в соответствии с проектной документацией масса нетто нефти, добытой за отчетный период, определяется по завершении подготовки нефти на таком объекте.
(п. 10 в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
11. Изменение массы нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти ( ) в отчетный период определяется по формуле 2:
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
— масса нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти на конец отчетного периода (тонн);
— масса нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти на начало отчетного периода (тонн);
— изменение массы нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти, принятой от третьих лиц для подготовки и последующей транспортировки (тонн).
(см. текст в предыдущей редакции)
13. Масса нетто нефти, отпущенной в отчетном периоде до завершения технологического процесса подготовки нефти на производство продукции в соответствии с технологическими процессами, на технологические нужды, ремонтные работы (в том числе для закачки в скважины) и использование в качестве топлива (Мнгдо), определяется по формуле 4:
(п. 13 в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
14. Изменение остатков массы нетто нефти, находящейся у третьих лиц в целях подготовки и последующей транспортировки ( ), определяется по формуле 5:
— масса нетто нефти, переданной в отчетный период третьим лицам для подготовки и последующей транспортировки (тонн);
— масса нетто нефти, подготовленной в отчетный период третьими лицами и переданной для транспортировки (тонн);
— масса нетто потерь нефти фактических технологических, возникших при подготовке нефти на объектах третьих лиц, предусмотренных проектной документацией (тонн).
15. Масса нетто нефти, возвращенной на объекты сбора и подготовки нефти ( ), определяется:
16. Масса нетто потерь нефти фактических на объектах сбора и подготовки нефти ( ) определяется по формуле 6:
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
— масса нетто потерь нефти фактических технологических в отчетный период, возникших на объектах сбора и подготовки нефти (тонн);
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
— масса нетто потерь нефти непроизводственных в отчетный период, возникших на объектах сбора и подготовки нефти (тонн).
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
17. Количество нефтегазоводяной смеси, а также ее компонентов, в том числе нефти, по скважине (группе скважин) определяется с использованием:
а) стационарных или передвижных измерительных установок;
б) градуированных емкостей;
в) весоизмерительных установок;
г) автоцистерн для перевозки нефтегазоводяной смеси с одиночных скважин или групп скважин на объекты подготовки нефти;
д) средств измерений и результатов лабораторных испытаний.
(п. 18 в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
(см. текст в предыдущей редакции)
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
21. Дебит i-й скважины по нефтегазоводяной смеси в j-й период измерения в течение отчетного периода определяется:
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
22. Дебит i-й скважины по массе нетто нефти в j-й период измерения в течение отчетного периода с применением косвенных методов измерений определяется:
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
— дебит i-й скважины по нефтегазоводяной смеси в j-й период измерения (куб. м в сутки);
— объемная доля воды в нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины в j-й период измерения в течение отчетного периода;
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
— дебит i-й скважины по объему нефти (куб. м в сутки);
— плотность нефти i-й скважины в j-й период измерения, определенная в порядке, установленном Министерством энергетики Российской Федерации, исходя из состава нефтегазоводяной смеси (тонн/куб. м).
23. Дебит i-й скважины в j-й период измерения в течение отчетного периода по массе нетто нефти ( ) определяется с применением прямых методов измерения массы по формуле 11:
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
— дебит i-й скважины по нефтегазоводяной смеси в j-й период измерения в течение отчетного периода (тонн в сутки);
— массовая доля воды в нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины в j-й период измерения в течение отчетного периода.
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
24. Результаты определения дебитов скважин по нефтегазоводяной смеси, содержания воды в нефтегазоводяной смеси, массы нетто нефти по каждой скважине в каждый период измерения в течение отчетного периода фиксируются в эксплуатационном рапорте не реже 1 раза в месяц, если иное не установлено законодательством Российской Федерации о налогах и сборах.
(п. 24 в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
25. На основании данных эксплуатационного рапорта и массы нетто нефти, добытой в отчетный период (Дф), определяется масса нетто нефти, добытой по каждой скважине в отчетный период. На основании массы нетто нефти, добытой по каждой скважине в отчетный период, составляется сводный месячный эксплуатационный рапорт, содержащий информацию о массе нетто нефти, добытой в отчетный период по каждой скважине, каждой залежи месторождения и по месторождению (участку недр) в целом, по форме, установленной Министерством энергетики Российской Федерации.
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
Хранение сводного месячного эксплуатационного рапорта, информации о дате и результатах измерения количества извлеченной нефтегазоводяной смеси по каждой скважине, а также результатов определения содержания воды (в процентах) в нефтегазоводяной смеси осуществляется на бумажном или электронном носителе в течение времени, позволяющем обеспечить соблюдение норм законодательства Российской Федерации о налогах и сборах.
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
26. Данные о дебитах скважин по нефтегазоводяной смеси, из которых извлекается нефтегазоводяная смесь, отображаются отдельно.
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
27. Определение массы нетто нефти, добытой в отчетный период, осуществляется в следующем порядке:
— масса нетто нефти, добытой через i-ю скважину в отчетный период (тонн);
— количество скважин на участке недр (штук);
— масса нетто нефти, добытой через i-ю скважину в отчетный период (тонн);
— количество скважин, которыми разрабатывается пласт (штук);
— масса нетто нефти, добытой через i-ю скважину в отчетный период (тонн);
— количество скважин, которыми разрабатывается залежь (штук).
28. При наличии расхождения между массой нетто нефти ( ),определенной в соответствии с пунктом 10 настоящих Правил, и суммарной массой нетто нефти в нефтегазоводяной смеси, извлеченной в течение отчетного периода, определенной по результатам измерения дебитов скважин по массе нетто нефти, осуществляется уточнение результатов определения массы нетто нефти, добытой в отчетный период по каждой скважине.
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
29. Разница между массой нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси, извлеченной из недр в отчетный период, определенной по результатам измерения дебитов скважин по массе нетто нефти, и массой нетто нефти ( ) (дисбаланс) ( ) определяется по формуле 15:
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
— масса нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины в отчетный период (тонн);
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
30. Масса нетто нефти, добытой через i-ю скважину в отчетный период ( ), определяется по формуле 16:
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
— масса нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины в отчетный период (тонн);
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
— дисбаланс, определяемый по формуле 15 (тонн);
— погрешность средств измерений, с помощью которых проведено измерение количества нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины (процентов);
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
31. Масса нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины в отчетный период ( ), определяется по формуле 17:
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
— дебит i-й скважины по массе нетто нефти в j-м периоде измерений (тонн в сутки);
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
— количество суток в j-м периоде измерений i-й скважины в течение отчетного периода.
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
32. Погрешность средств измерений принимается исходя из свидетельств об утверждении типа средств измерений либо на основании расчета, проводимого в соответствии с законодательством Российской Федерации об обеспечении единства измерений.
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
33. Количество нефти в резервуарах (резервуар вертикальный стальной, резервуар горизонтальный стальной, резервуар железобетонный) при наливе в автомобильные и железнодорожные цистерны, танки нефтеналивных судов определяется с применением методов, основанных на прямых или косвенных измерениях массы продукта, в том числе с использованием массомеров, в трубопроводах, а также методов, основанных на прямых измерениях массы продукта статическим взвешиванием или взвешиванием в железнодорожных или автомобильных цистернах и составах в процессе их движения на весах (методы статических и динамических измерений).
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
34. Нефть для транспортирования железнодорожным транспортом отгружается одиночными цистернами либо маршрутами.
Общая масса брутто нефти в маршруте определяется путем суммирования результатов измерений массы брутто в отдельных цистернах.
Общая масса нетто нефти в маршруте определяется путем суммирования результатов измерений массы нетто в отдельных цистернах.
35. Для учета нефти при погрузке в железнодорожные цистерны применяются следующие методы измерений:
а) прямой метод статических измерений;
б) косвенный метод статических измерений;
в) прямой метод динамических измерений.
36. При применении прямого метода статических измерений массу брутто нефти определяют путем взвешивания цистерн с нефтью и порожних цистерн на железнодорожных весах.
При применении косвенного метода статических измерений массу брутто нефти определяют путем измерения объема, температуры и плотности нефти с использованием средств измерений.
При наливе цистерн в пунктах налива масса брутто нефти определяется с применением прямого метода динамических измерений с использованием средств измерений.
37. Точечная проба отбирается из железнодорожной цистерны переносным пробоотборником с уровня, расположенного на высоте 0,33 диаметра цистерны от нижней внутренней образующей. Точечные пробы для маршрута с нефтью одного вида отбираются из каждой четвертой цистерны при поставках по Российской Федерации, но не менее чем из 2 цистерн, и из каждой цистерны при поставках на экспорт.
38. Количество нефти при наливе в танки нефтеналивных судов определяется с применением средств измерений, расположенных на берегу.
При отсутствии средств измерений, расположенных на берегу, количество нефти в танках нефтеналивных судов определяется с применением косвенных методов статических измерений с использованием градуировочных таблиц танков.
39. Погрешность средств измерений при определении количества нефти в танках нефтеналивных судов допускается при измерении:
40. Масса брутто нефти определяется как произведение объема нефти и плотности, приведенных к условиям измерений объема, или как произведение объема и плотности нефти, приведенных к стандартным условиям.
41. Масса балласта нефти определяется с применением средств измерений по результатам лабораторных испытаний объединенной пробы нефти, отобранной из танка нефтеналивного судна (для оценки качества остатка нефти), из береговых резервуаров или блока качества системы измерений количества и показателей качества нефти (при наливе в танки нефтеналивных судов).
42. При применении прямого метода динамических измерений масса брутто нефти измеряется с использованием средств измерений, а масса балласта определяется по результатам лабораторных испытаний.
43. Учет нефти при отпуске в автоцистерны осуществляется в отношении каждой автоцистерны отдельно.
При применении прямого метода статических измерений масса брутто нефти определяется по результатам взвешивания на автомобильных весах автоцистерны с нефтью и порожней автоцистерны.
При применении косвенного метода статических измерений масса брутто нефти определяется по результатам измерения объема (действительной вместимости автоцистерны, значение которой указано в свидетельстве о поверке), плотности и температуры нефти в автоцистерне.
При применении прямого метода динамических измерений масса брутто нефти определяется с использованием средств измерений и по результатам лабораторных испытаний.
44. Масса нетто добытой нефти, расходуемой на производство нефтепродуктов и возвращенной на объекты сбора и подготовки нефти, определяется с применением средств измерений и по результатам лабораторных испытаний.
45. Учет нефти, расходуемой на производство нефтепродуктов, осуществляется при наличии производственных мощностей по переработке нефти (нефтебитумные заводы, блочно-модульные установки, нефтеперерабатывающие заводы, нефтехимические комбинаты и др.).
46. Показатели нефти, используемой для производства нефтепродуктов, определяются с применением средств измерений и (или) по результатам лабораторных испытаний отобранной пробы.
47. Масса нетто нефти, израсходованной на производство продукции в соответствии с технологическими процессами, на технологические нужды, ремонтные работы и в качестве топлива, определяется с использованием средств измерений и результатов лабораторных испытаний.
48. Масса нетто нефти, используемой для ремонтных работ и возвращенной на объекты сбора и подготовки нефти, подлежит учету. Масса нетто нефти, возвращенной на объекты сбора и подготовки нефти, определяется в соответствии с документацией на ремонтные работы.
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
49. Организация ведет отдельный учет приема, остатков и сдачи нефти, принадлежащей третьим лицам.
Изменение остатков нефти, принадлежащей третьим лицам, в отчетный период ( ) определяется по формуле 18:
— масса нетто нефти, принадлежащей третьим лицам, принятой для подготовки и транспортировки (тонн);
— масса нетто нефти, принадлежащей третьим лицам, переданной для транспортировки (реализованной собственником нефти) (тонн);
— фактические потери нефти, принадлежащей третьим лицам, при ее подготовке (тонн).
50. Масса нетто нефти, принимаемой от третьих лиц, определяется с применением средств измерений и по результатам лабораторных испытаний.
51. Фактические потери нефти при добыче включают в себя потери нефти фактические технологические и потери нефти непроизводственные.
52. Масса нетто потерь нефти фактических технологических при добыче определяется по формуле 19:
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
— норматив технологических потерь, утвержденный в установленном порядке (процентов);
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
— изменение массы нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти в отчетный период (тонн);
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
— масса нетто нефти, израсходованной в отчетный период на производство продукции в соответствии с технологическими процессами, на технологические нужды, ремонтные работы, в качестве топлива (тонн);
— масса нетто нефти, переданной в отчетный период третьим лицам для подготовки и последующей транспортировки (тонн);
— масса нетто нефти, принятой на объекты сбора и подготовки нефти от третьих лиц для хозяйственных нужд в отчетный период (тонн);
— масса нетто нефти, возвращенной в отчетный период на объекты сбора и подготовки нефти после проведения ремонтных работ на объектах сбора и подготовки нефти и переработки нефти (тонн).
53. Количество потерь нефти непроизводственных при разливе определяется как разница между количеством нефти, разлитой в отчетный период, и количеством собранной нефти.
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
54. Масса нетто нефти разлитой, в том числе в составе нефтегазоводяной смеси, подтверждается и определяется на месте аварии, повреждения по объему грунта, насыщенного нефтью.
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
Масса нетто нефти, впитавшейся в грунт, определяется как разница веса 100 куб. см грунта, взятого с места разлива нефти, пропитавшегося нефтью, и веса 100 куб. см грунта, взятого вблизи места разлива нефти, но не пропитавшегося нефтью (пара проб). Отбор проб осуществляется равномерно по всей площади грунта, залитого нефтью.
Количество отбираемых пар проб грунта определяется в зависимости от площади, залитой нефтью, но должно быть не менее 5.
55. Масса нетто нефти, содержащейся в грунте (G), определяется по формуле 20:
— приведенная масса образца объемом 100 куб. см грунта, впитавшего разлитую нефть (граммов в 100 куб. см);
— приведенная масса образца объемом 100 куб. см грунта, не впитавшего разлитую нефть (граммов в 100 куб. см);
56. Количество собранной при разливе массы нетто нефти определяется с использованием промежуточных калиброванных емкостей или с применением других методов измерений. Количество собранной при разливе массы нетто нефти (M) определяется по формуле 21:
— плотность нефти при условиях измерения объема нефти (тонн/куб. м);
Плотность нефти и содержание балласта нефти определяются в испытательной лаборатории.
57. Потери нефти непроизводственные фиксируются организацией в актах при каждом разливе в течение отчетного периода.
58. Потери нефти фактические при ее подготовке на объектах третьих лиц определяются расчетным путем.
59. Определение количества остатков нефти проводится ежемесячно, последнего числа отчетного месяца по состоянию на 24 часа московского времени, путем проверки ее фактического наличия.
60. Количество остатков нефти определяется в порядке, определенном организацией, с учетом настоящих Правил.
61. Остатки нефти, принадлежащей третьим лицам, не учитываются при определении количества нефти, добытой организацией.
62. Определение количества остатков нефти осуществляется без прекращения сбора и подготовки нефти.
63. Определение количества остатков нефти осуществляется путем измерений и (или) расчетов фактических остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти по форме, установленной Министерством энергетики Российской Федерации:
а) в технологических трубопроводах, в том числе межпромысловых;
б) в технологических аппаратах, емкостях и буллитах, конструкция которых не позволяет проводить ручное или автоматизированное измерение количества нефти в целях определения массы;
в) в технологических резервуарах, аппаратах и емкостях, конструкция которых позволяет проводить ручное или автоматизированное измерение количества нефти в целях определения массы.
64. Расчет массы нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти осуществляется по форме, установленной Министерством энергетики Российской Федерации.
(в ред. Постановления Правительства РФ от 30.11.2016 N 1271)
(см. текст в предыдущей редакции)
66. Масса нетто остатков нефти в технологических резервуарах определяется на основе объема и показателей находящейся в них нефтегазоводяной смеси. Объем нефтегазоводяной смеси и (или) нефти определяется по градуировочным таблицам.
67. Масса нетто остатков нефти в аппаратах ( ) определяется по формуле 22:
— вместимость аппарата (куб. м);
— коэффициент заполнения аппарата;
— плотность нефти при условиях определения объема (тонн/куб. м);
68. Коэффициент заполнения аппарата ( ) определяется по формуле 23:
— вместимость аппарата (куб. м).
69. Масса нетто остатков нефти, находящейся в i-м участке трубопровода ( ), определяется по формуле 24:
— геометрический объем i-го участка трубопровода или вместимость трубопровода (куб. м);
— коэффициент заполнения трубопровода;
— плотность нефти при условиях определения объема (тонн/куб. м);
70. Коэффициент заполнения трубопровода ( ) определяется по формуле 25:
— объем участка трубопровода, занятого газом, приведенный к условиям работы трубопровода (куб. м);
— геометрический объем i-го участка трубопровода или вместимость трубопровода (куб. м).
При отсутствии газовой фазы в трубопроводах коэффициент заполнения трубопровода ( ) принимается равным 1.
71. Расчет остатков массы нетто нефти в трубопроводе выполняется в отношении каждого участка трубопровода. Масса нетто остатков нефти в трубопроводе в целом ( ) определяется по формуле 26:
— масса нетто остатков нефти, находящейся в i-м участке трубопровода (тонн).
Полученные результаты округляются до целого значения тонн.
72. Вместимость участка трубопровода ( ) определяется по формуле 27:
— вместимость i-го участка трубопровода (куб. м);
— коэффициент, учитывающий влияние температуры нефти в трубопроводе, установленный Министерством энергетики Российской Федерации;
— коэффициент, учитывающий влияние давления нефти в трубопроводе, установленный Министерством энергетики Российской Федерации.
73. Допускается определять среднее значение плотности, давления и температуры расчетным путем:
74. Результаты определения массы нетто остатков нефти заносятся в акты, содержащие результаты определения массы нетто остатков нефти в трубопроводах, аппаратах и резервуарах, а также в емкостях, используемых при технологических процессах по обезвоживанию, обессоливанию и стабилизации нефтегазоводяной смеси.
75. Форма баланса нефти определяется организацией с учетом производственных особенностей добычи нефти, предусмотренных проектной документацией на разработку месторождения и проектной документацией на обустройство месторождения.
76. Баланс нефти формируется на основе результатов учетных операций, проведенных с добытой нефтью по массе нетто.
77. При применении коэффициента, характеризующего степень сложности добычи нефти (Кд), предусмотренного статьей 342.2 Налогового кодекса Российской Федерации, в размере менее 1 должны быть соблюдены настоящие Правила в части определения количества добытой нефти и установленные Налоговым кодексом Российской Федерации требования к учету количества добытой нефти, измерению количества добываемой скважинной жидкости и определению ее физико-химических свойств.