Временные рекомендации по учету нефти в нефтедобывающих организациях

.
Статус документа:Действует
Название:Временные рекомендации по учету нефти в нефтедобывающих организациях
Область применения:Временные рекомендации содержат рекомендательные положения к организации учета, в том числе оперативного, добытой нефти, а также к порядку проведения учетных операций в нефтегазодобывающих организациях, осуществляющих добычу нефти из недр на территории Российской Федерации и ее континентальном шельфе, независимо от их организационно-правовой формы и формы собственности.
Краткое содержание:

1. Общие положения

2. Термины и определения

3. Сокращения

4. Основные положения

5. Рекомендации по методам измерений и средствам измерений

6. Оперативный учет нефтегазоводяной смеси

7. Учет нефтегазоводяной смеси и нефти по скважинам и лицензионным участкам недр

8. Учет нефти с использованием систем измерений количества и параметров нефти сырой и резервуаров по лицензионным участкам недр

9. Учет нефти с использованием систем измерений количества и показателей качества нефти

10. Учет нефти с использованием мер вместимости и мер полной вместимости

11. Учет нефти, передаваемой сторонним организациям

12. Учет нефти, израсходованной при получении широкой фракции легких углеводородов

13. Учет нефти, расходуемой на производство нефтепродуктов

14. Учет нефти, расходуемой на производственно-технологические нужды, ремонт и топливо

15. Учет нефти сторонних организаций

16. Учет потерь нефти

17. Учет остатков нефти

18. Порядок составления исполнительного баланса

Приложение

Дата добавления в базу:01.09.2013
Дата актуализации:01.12.2013
Доступно сейчас для просмотра:100% текста. Полная версия документа.
Организации:
Связанные документы:

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

Федеральный закон 128-ФЗ О лицензировании отдельных видов деятельности

ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия

.

Утверждаю

Заместитель Министра энергетики

Российской Федерации

_______________ С.И. Кудряшов

«15» ноября 2011 г.

Временные рекомендации
по учету нефти в нефтедобывающих организациях

1. Общие положения

1.1. Настоящие Временные рекомендации содержат рекомендательные положения к организации учета, в том числе оперативного, добытой нефти, а также к порядку проведения учетных операций в нефтегазодобывающих организациях (далее - Организациях), осуществляющих добычу нефти из недр на территории Российской Федерации и ее континентальном шельфе, независимо от их организационно-правовой формы и формы собственности.

1.2. Документы, разрабатываемые Организациями в целях конкретизации и детализации отдельных операций по учету нефти, исходя из технологических, технических, климатических и географических особенностей разрабатываемых месторождений, могут быть выполнены в соответствии с положениями настоящих Временных рекомендаций.

1.3. Учет нефти в Организациях может включать в себя регистрацию, упорядоченный сбор и обобщение информации о количестве нефти.

1.4. Учет нефти рекомендуется проводить с целью:

- составления исполнительного баланса нефти.

- предоставления сведений в органы государственной власти;

- осуществления хозяйственной деятельности Организации и оценки результатов этой деятельности;

- оперативного контроля и управления технологическими процессами добычи нефти.

2. Термины и определения

В целях применения настоящих Временных рекомендаций используются следующие термины и определения:

2.1 баланс нефти исполнительный - сводный документ, составляемый по результатам учетных операций, содержащий сведения о количестве добытой нефти, ее расходе и остатках нефти на начало и конец отчетного периода;

2.2 добыча нефти - комплекс технологических и производственных процессов по извлечению нефти из недр на земную поверхность, сбору и подготовке в соответствии с принятой схемой и технологией разработки месторождения, проектом обустройства месторождения или планом пробной эксплуатации скважин;

2.3 документ о качестве (паспорт качества) - документ, составленный на основании протокола испытаний нефти, выполненных в испытательных лабораториях (испытательных центрах), устанавливающий соответствие экспериментально определенных показателей качества нефти требованиям ГОСТ Р 51858 или договора на поставку;

2.4 лицензионный участок недр - геометризированный участок недр, на котором юридическому лицу предоставлено исключительное право на проведение лицензионных работ и пространственные границы которого определены в порядке, установленном Федеральным законом «О лицензировании отдельных видов деятельности» (от 08 августа 2001 г. № 128-ФЗ);

2.5 масса балласта - масса содержащихся в нефти воды, хлористых солей и механических примесей, определенных в испытательной лаборатории;

2.6 нефтегазодобывающая организация - юридическое лицо, осуществляющая добычу нефти из недр на территории Российской Федерации и ее континентальном шельфе в соответствии с законодательством Российской Федерации;

2.7 нефть - полезное ископаемое, представляющее собой природную смесь углеводородов;

2.8 масса брутто нефти - масса нетто нефти с массой балласта;

2.9 масса нетто нефти - масса нефти в нефтегазоводяной смеси за вычетом отделенной воды, свободного попутного нефтяного газа и примесей, а также за вычетом содержащихся во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей, определенных в испытательной лаборатории;

2.10 остаток не мобильный (мертвый остаток) - количество нефти в резервуарах и емкостях, ниже верхней образующей приемораздаточного патрубка и в трубопроводах.

2.11 остаток нефти - количество нефти в технологических аппаратах, трубопроводах и резервуарах, имеющееся в наличии на момент снятия остатков;

2.12 остаток технологический - количество нефти в технологических аппаратах, трубопроводах и резервуарах, необходимое для обеспечения и поддержания технологического режима в системах сбора и подготовки нефти;

2.13 партия нефти - количество нефти, сопровождаемое одним документом о количестве и качестве;

2.14 показатели нефти и продуктов ее переработки - величины, определяемые методами прямых и косвенных измерений;

2.15 потери нефти при добыче - безвозвратные фактические технологические и непроизводственные потери нефти, а также потери при ее подготовке на объектах сторонних организаций;

2.16 пункт приемо-сдаточный - производственный объект, представляющий собой совокупность технологических объектов, средств и систем измерений предназначенный для проведения учетных операций при сдаче-приеме нефти;

2.17 подготовка нефти - совокупность технологических процессов по получению нефти, соответствующей национальному стандарту Российской Федерации;

2.18 пункт подготовки нефти - производственный объект (технологическая установка или комплекс), предназначенный для доведения нефтегазоводяной смеси до соответствия требованиям национального стандарта;

2.19 сбор нефти - транспортировка нефтегазоводяной смеси от скважины до пункта подготовки нефти;

2.20 смесь нефтегазоводяная - смесь, извлеченная из недр, содержащая углеводороды широкого физико-химического состава, газ, воду, минеральные соли, механические примеси и другие химические соединения.

2.21 учет нефти (добытой нефти) - документирование установленным порядком по результатам учетных операций количественных и качественных показателей добытой нефти;

2.22 учет нефтегазоводяной смеси - документирование установленным порядком по результатам учетных операций количества нефтегазоводяной смеси и ее компонентов;

2.23 учетные операции - последовательно выполняемые организационные, технологические, измерительные и вычислительные действия по определению количественных (качественных) показателей, а также по составлению первичных учетных документов.

3. Сокращения

В целях применения настоящих Временных рекомендаций используются следующие сокращения:

ДНС - дожимная насосная станция;

ИУ - измерительная установка;

ЖБР - железобетонный резервуар;

МИ - методика измерений;

МЭР - месячный эксплуатационный рапорт;

НГДО - нефтегазодобывающая организация;

НПЗ - нефтеперерабатывающий завод;

ПП - преобразователь плотности;

ПР - преобразователь расхода;

ПСП - приемо-сдаточный пункт;

РВС - резервуар вертикальный стальной;

РГС - резервуар горизонтальный стальной;

СИ - средство измерений;

СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти;

СИКНС - систем измерений количества и параметров нефти сырой;

ТП - товарный парк;

ЦПС - центральный пункт сбора;

ШФЛУ - широкая фракция легких углеводородов.

4. Основные положения

4.1. Учету подлежит нефть:

- добытая;

- принятая от сторонних организаций (в том числе для подготовки и/или транспортировки);

- переданная сторонним организациям (для подготовки и/или транспортировки, переработки и/или потребления);

- израсходованная при получении широких фракций легких углеводородов в процессе стабилизации;

- расходуемая на производство нефтепродуктов;

- используемая на производственно-технологические нужды и топливо;

- в остатках на начало и конец отчетного периода;

- составляющая фактические потери нефти за отчетный период.

Учет нефти рекомендуется проводить по массе нетто, в тоннах.

4.2. В целях учета нефти, относящегося к сфере государственного регулирования (для формирования государственной статистической отчетности, исполнения договорных отношений и т.д.), рекомендуется осуществлять измерения количества нефти после завершения комплекса технологических операций (процессов) по добыче нефти из недр в соответствии с принятой схемой и технологией разработки месторождения, проектом обустройства месторождения или плана пробной эксплуатации скважин.

Учет нефти рекомендуется проводить ежемесячно по состоянию на 24-00 часа московского времени последнего числа каждого календарного месяца.

4.3. В целях учета нефти, не относящегося к сфере государственного регулирования (оперативный учет) и осуществляемого для контроля технологического процесса, рекомендуется осуществлять измерения количества нефти в составе нефтегазоводяной смеси на этапах ее движения в системе сбора и подготовки в соответствии с принятой схемой и технологией разработки месторождения, проектом обустройства месторождения или плана пробной эксплуатации скважин.

Оперативный учет нефти рекомендуется проводить ежесуточно по состоянию на 24-00 часов московского времени.

4.4. Отчетным периодом признается календарный месяц. Результатом учета нефти в Организации является составление исполнительного баланса, подписанного уполномоченными лицами Организации.

4.5. Организации рекомендуется определить лиц, ответственных за соблюдение положений настоящих Временных рекомендаций.

4.6. Порядок определения по результатам измерений и оперативного учета предварительного количества нефти добытой Организация устанавливает самостоятельно.

4.7. Движение учетных документов осуществляется в соответствии с порядком документооборота, установленным в Организации.

4.8. Нефть, принимаемую от сторонних организаций, рекомендуется учитывать обособленно от собственной нефти Организации.

4.9. Учет нефти рекомендуется осуществлять на основе информации, полученной посредством применения средств измерений, поверенных (калиброванных) в установленном порядке, и по результатам лабораторных испытаний.

4.10. Рекомендуется:

- объем нефти и массу брутто нефти измерять с помощью СИ;

- массу балласта и массу нетто нефти определять с помощью СИ и результатов лабораторных испытаний.

4.11. Результаты измерений количества нефтегазоводяной смеси по скважинам, группам скважин на лицензионном участке вследствие обводненности нефтегазоводяной смеси, наличия в ней газа, неустойчивой динамики потока рекомендуется применять в целях оперативного учета.

Результаты измерений количества нефтегазоводяной смеси по скважинам рекомендуется уточнять. Порядок и методы (методики) уточнения количества нефти добытой Организация устанавливает самостоятельно.

4.12. Масса нетто фактического количества добытой нефти (Дф), т, определяется в том периоде, в котором проводились измерения, с учетом фактических потерь нефти в этом же периоде:

Дф = DМост + Мод + МНГДО + Мподг - Мкуп - Мвозвр + Пф,                        (1)

где:

DМост - масса нетто изменяемых остатков нефти в системе сбора и подготовки Организации, т;

Мсд - масса нетто нефти, учтенной при передаче сторонним организациям для последующей транспортировки, т;

МНГДО - масса нетто нефти, учтенной при расходовании на производство продукции в соответствии с имеющимися технологическими процессами, на технологические нужды, ремонт, в качестве топлива, т;

Мподг - масса нетто нефти, учтенной при передаче сторонним организациям для подготовки с последующей транспортировкой, т;

Мкуп - масса нетто нефти, учтенной при покупке у сторонних организаций в отчетном периоде, т;

Мвозвр - масса нетто нефти, учтенной при возврате в систему подготовки нефти после проведения ремонтных работ и нефтепереработки, т;

Пф - масса нетто фактических потерь нефти, т.

При определении фактического количества нефти добытой Организацией не учитывается нефть в составе нефтегазоводяной смеси, принятой от сторонних организаций для подготовки, и нефть, принадлежащая сторонним организациям, полученная вследствие подготовки и переданная на транспортировку.

Порядок учета передающей организацией переданного количества нефти, остатков нефти на начало и конец отчетных периодов в составе нефтегазоводяной смеси в системе сбора и подготовки принимающей организации, фактических технологических потерь на объектах сбора и подготовки нефти принимающей организации (кроме технологических потерь передающей организации), количества нефти, хранимой и переданной для транспортировки принимающей организацией, определяется договорными отношениями,

4.12.1. Изменение остатков нефти (DМост), т, в системе сбора и подготовки Организации рекомендуется определять:

DМост = (Мост оконч - Мост нач) - DМост стор,                                      (2)

где:

Мост окоич - масса нетто остатков на окончание отчетного периода, т;

Мост нач - масса нетто остатков на начало отчетного периода, т;

DМост стор - масса нетто изменения остатков нефти сторонних организаций, принятой для подготовки и транспортировки, т.

4.12.2. Количество нефти, переданной сторонним организациям для транспортировки, (Мсд), т, определяется:

Мсд = МТР + МЖД + Мтанк + Мавт,                                               (3)

где:

МТР - масса нетто нефти, переданной для транспортировки в систему магистральных трубопроводов, т;

MЖД - масса нетто нефти, отгруженной железнодорожным транспортом, т;

Мтанк - масса нетто нефти, отгруженной водным транспортом, т;

Мавт - масса нетто нефти, отгруженной автомобильным транспортом, т.

4.12.3. Количество нефти, израсходованной Организацией на производство продукции, на технологические нужды, ремонт и в качестве топлива, (МНГДО), т, рекомендуется определять:

МНГДО = МНП + МШФЛУ + Мт + Мрем,                                          (4)

где:

МШФЛУ - масса нетто нефти, израсходованной при получении ШФЛУ, т;

МНП - масса нетто нефти, израсходованной на производство нефтепродуктов, т;

Мрем - масса нетто нефти, израсходованной на ремонтные нужды, т;

Мт - масса нетто нефти, израсходованной в качестве топлива, т.

Нефть, израсходованную Организацией на производство продукции, на технологические нужды, ремонт и в качестве топлива, рекомендуется учитывать в фактическом количестве добытой нефти в том случае, если измерение отобранного количества для указанных нужд осуществляется с использованием СИ до проведения учетных операций по передаче сторонним организациям для последующей транспортировки.

4.12.4. Количество нефти, переданной, сторонним организациям для дальнейшей подготовки с последующей транспортировкой, (Мподг), т, рекомендуется определять:

Мподг = Мподг сд + DМподг ост,                                                   (5)

где:

Мподг сд - масса нетто нефти, подготовленной сторонней организацией и (или) переданной для транспортировки, т;

DМподг ост - изменение массы нетто остатков нефти, сданной на подготовку сторонней организации и (или) в систему транспортировки сторонней организации, т;

DМподг ост = Мподг ст - Mподг сд,                                              (6)

где:

Мподг ст - масса нетто нефти, переданной сторонней организации на подготовку и транспортировку нефти, т.

4.12.5. Количество нефти, возвращенной в систему подготовки нефти, (Мвозвр) определяют следующим образом:

- после проведения ремонтных работ: по результатам измерений и на основании документации на проведение ремонтных работ;

- после нефтепереработки: по результатам измерений непосредственно при возврате нефти.

4.12.6. Фактические потери нефти (Пф), т, рекомендуется определять:

Пф = Пф технол + Пнепр + Пподг,                                           (7)

где:

Пф технол - масса нетто фактических технологических потерь нефти при сборе и подготовке нефти, т;

Пнепр - масса нетто непроизводственных потерь нефти, т;

Пподг - масса нетто потерь нефти при ее подготовке на объектах (сооружениях) сторонней организации, т.

4.13. Если документация на обустройство месторождения предусматривает измерение количества нефти непосредственно на месте получения, масса нетто фактического количества нефти добытой (Дф), т, рекомендуется определять на основании результатов измерений, по формуле:

Дф = М'сд + DМост + Мподг - Мкуп - Мвозвр + Пф,                                  (8)

где:

DМост - изменение массы нетто остатков нефти в системе сбора и подготовки Организации, т;

М'сд - масса нетто нефти, учтенной непосредственно на месте ее получения, т;

Мподг - масса нетто нефти, учтенной при передаче сторонним организациям для подготовки с последующей транспортировкой, т;

Мкуп - масса нетто нефти, учтенной при покупке у сторонних организаций в отчетном периоде, т;

Мвозвр - масса нетто нефти, учтенной при возврате в систему подготовки нефти после проведения ремонтных работ, т;

Пф - масса нетто фактических потерь нефти, т.

4.14. Если документация на обустройство месторождения предусматривает измерение количества нефти в резервуарах, с последующей передачей для транспортировки всеми видами транспорта либо использования ее для собственных нужд и (или) технологических целей, фактическое количество добытой нефти (Дф), т, рекомендуется определять на основании результатов измерений по формуле:

Дф = М"сд + DМост + Мподг - Мкуп - Мвозвр + Пф,                                   (9)

где:

DМост - изменение массы нетто остатков нефти в системе сбора и подготовки Организации, т;

М"сд - масса нетто нефти, учтенной по измерениям в резервуарах, т;

Мподг - масса нетто нефти, учтенной при передаче сторонним организациям для подготовки с последующей транспортировкой, т;

Mкуп - масса нетто нефти, учтенной при покупке у сторонних организаций в отчетном периоде, т;

Мвозвр - масса нетто нефти, учтенной при возврате в систему подготовки нефти после проведения ремонтных работ, т;

Пф - масса нетто фактических потерь нефти, т.

4.15. Не рекомендуется осуществлять отбор нефтегазоводяной смеси из системы сбора и подготовки нефти, системы межпромысловой транспортировки, а также отбор нефти добытой, без измерения ее количества и учета в соответствии с положениями настоящих Временных рекомендаций.

5. Рекомендации по методам измерений и средствам измерений

5.1. При проведении учетных операций применяются следующие методы измерений массы нефти:

- прямой метод динамических измерений;

- косвенный метод динамических измерений;

- прямой метод статических измерений;

- косвенный метод статических измерений;

- косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе.

5.2. Методы измерений выбираются Организацией самостоятельно в соответствии с требованиями нормативных документов и условиями проведения измерений.

5.3. Для учета добытой нефти рекомендуется применять средства измерений, утвержденного типа.

5.4. СИ, применяемые в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, должны быть поверены в установленном порядке.

СИ, не предназначенные для применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, могут в добровольном порядке подвергаться калибровке.

5.5. Технические и метрологические характеристики СИ должны соответствовать паспорту и описанию типа на СИ, состав СИ должен соответствовать проекту строительства производственных объектов.

5.6. СИ при приеме-сдаче могут принадлежать как сдающей, так и принимающей стороне.

5.7. Измерения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений выполняются по аттестованным в установленном порядке методикам (методам) измерений за исключением методик (методов) измерений, предназначенных для выполнения прямых измерений, с применением средств измерений утвержденного типа, прошедших поверку.

5.8. Учет нефти осуществляется средствами измерений, указанными в договорах между сторонами.

6. Оперативный учет нефтегазоводяной смеси

6.1. Оперативный учет нефтегазоводяной смеси рекомендуется осуществлять в соответствии с проектными решениями.

6.2. Оперативный учет нефтегазоводяной смеси по лицензионным участкам недр (месторождениям) рекомендуется осуществлять по результатам измерений СИКНС или измерительных систем, реализующих статические методы измерений. По лицензионным участкам недр (месторождениям), на которых отсутствуют СИКНС и измерительные системы, реализующие статические методы измерений, оперативный учет нефти рекомендуется осуществлять, группируя данные оперативного учета нефти по соответствующим скважинам (группам скважин), полученные по результатам измерений измерительными установками.

6.3. Данные оперативного учета добытой нефти за отчетный период по скважинам и лицензионным участкам рекомендуется уточнять по данным учета добытой нефти по Организации в целом.

7. Учет нефтегазоводяной смеси и нефти по скважинам и лицензионным участкам недр

7.1. Количество компонентов нефтегазоводяной смеси и нефти по скважине (группе скважин) определяется с использованием:

- стационарных или передвижных измерительных установок;

- градуированных емкостей;

- весооизмерительных установок;

- автоцистерн для перевозки нефтегазоводяной смеси с одиночных скважин или групп скважин на объекты подготовки нефти.

7.2. В целях организации учета добытой нефти по скважине рекомендуется проводить измерение дебита (суточной производительности) с учетом отработанного скважиной времени.

7.3. В зависимости от применяемых на скважине (группе скважин) СИ часть параметров измеряются непосредственно на скважине (группе скважин) с помощью измерительных установок, часть определяются в испытательной лаборатории по отобранной пробе нефтегазоводяной смеси, часть параметров принимаются постоянными величинами на определенный период времени.

7.4. Дебит i-ой скважины по нефтегазоводяной смеси (Qжил i), м3/сут, (Мжил i), т/сут, рекомендуется определять по формулам:

- с использованием установок, оборудованных преобразователями объемного расхода, или градуированных емкостей, не оснащенных системами измерения массы:

                                                       (10)

где Qскв i - объем нефтегазоводяной смеси, добытой из i-ой скважины, м3, за время ti, ч;

- с использованием установок, оборудованных преобразователями массового расхода, весоизмерительных установок или градуированных емкостей, оснащенных системами измерения массы:

                                                   (11)

где Мскв i - масса нефтегазоводяной смеси, добытой из i-ой скважины, т, за время ti, ч.

7.5. Дебит i-ой скважины по нефти с учетом балласта (Qнеф i), м3/сут, (Мнеф i), т/сут, рекомендуется определять по формулам:

7.5.1. Для косвенных методов измерения массы:

                                  (12)

где:

WQi - объемная доля балласта в нефти, добытой из i-ой скважины, %, определяется по результатам лабораторных испытаний;

Kсг, Kрг - коэффициенты, учитывающие наличие свободного и растворенного газа в нефти.

Коэффициент (Kрг) рекомендуется определять по формуле:

                                  (13)

где:

ρрг - относительная плотность растворенного газа, определяют по формуле;

Vрг - объемная доля растворенного газа в единице объема нефтегазоводяной смеси в условиях измерений, приведенного к нормальным условиям, м3/м3;

W - объемная доля балласта в пробе нефти, %.

                                                          (14)

где

ρвозд = 1,293 кг/м3 - плотность воздуха в нормальных условиях, кг/м3.

Коэффициент (Kсг) рекомендуется определять по формуле:

                                                     (15)

где Vсг - объемная доля свободного газа в нефтегазоводяной смеси, %.

Допускается для определения содержания свободного и растворенного газа поправочные коэффициенты, учитывающие наличие свободного и растворенного газа, определять на основе статистических и экспериментальных данных с привлечением специализированных организаций.

При косвенном методе измерения массы (Мнеф i), т/сут, определяют по формуле:

Mнеф i = Qнеф I · ρi,                                                    (16)

где ρi - плотность нефти, приведенная к условиям измерения объема, т/м3.

7.5.2. Для прямых методов измерения массы дебит i-ой скважины по массе нетто нефти (Мнеф i), т/сут, определяют:

Мнеф i = Мжид i[1 - 0,01 · WМi],                                              (17)

где WMi - массовая доля балласта в нефти, добытой из i-ой скважины, %.

7.6. Оперативным отчетным документом при определении количества нефти по скважине (группе скважин) является ежесуточный эксплуатационный рапорт, формируемый в Организации (или ее структурными подразделениями, непосредственно осуществляющими добычу нефти) по результатам измерений дебита скважин.

7.7. Форма ежесуточного эксплуатационного рапорта устанавливается в Организации (или ее подразделениях, осуществляющих добычу нефти) самостоятельно.

7.8. Порядок определения массы нетто нефти, добытой по каждому лицензионному участку, Организацией рекомендуется осуществлять самостоятельно.

7.9. На основании данных оперативного учета в Организации (или ее подразделениях, осуществляющих добычу нефти) составляется предварительный месячный эксплуатационный рапорт, содержащий информацию о количестве добытой в отчетном периоде нефти по каждой скважине и по каждому участку недр.

7.10. При составлении сводного МЭР количество нефти, определенное по результатам оперативного учета, уточняется.

Порядок и методики (методы) уточнения массы нетто добытой нефти Организация устанавливает самостоятельно.

7.11. Сводный МЭР является оперативным учетным документом по добыче нефти. Форма сводного МЭР устанавливается Организацией самостоятельно.

8. Учет нефти с использованием систем измерений количества и параметров нефти сырой и резервуаров по лицензионным участкам недр

8.1. Применение систем измерений количества и параметров нефти сырой, выбор метода измерений определяются экономической целесообразностью. Технические и метрологические характеристики должны соответствовать проектной документацией на СИКНС.

8.2. Учет добытой нефти по СИКНС в случае передачи ее от одного (нескольких) подразделения другому внутри Организации в целях последующего уточнения количества нефти по результатам измерений по СИКН рекомендуется определять Организацией самостоятельно.

8.3. Количество нефти, измеренное СИКНС, рекомендуется ежесуточно отражать в документации Организации.

8.4. Массу брутто нефти рекомендуется определять за период времени (2 часа, смена, сутки, месяц и т.д.).

8.5. Расчет массы нетто нефти рекомендуется выполнять по аттестованным методикам измерений.

8.6. При применении измерительных систем, реализующих статические методы измерений (по РВС или РГС), рекомендуется использовать положения настоящего раздела.

9. Учет нефти с использованием систем измерений количества и показателей качества нефти

9.1. Применение систем измерений количества и показателей качества нефти, выбор метода измерений определяются экономической целесообразностью. Технические и метрологические характеристики должны соответствовать проектной документацией на СИКН.

9.2. Учет добытой нефти по СИКН в случае передачи ее от одного (нескольких) подразделения другому внутри Организации в целях последующего уточнения количества нефти по результатам измерений по общей СИКН рекомендуется определять Организацией самостоятельно.

9.3. По результатам учетных операций с использованием СИКН оформляют акты приема сдачи (Приложения № 1, № 2).

Оформление других документов с использованием СИКН определяется Организацией самостоятельно.

10. Учет нефти с использованием мер вместимости и мер полной вместимости

10.1. Определение количества нефти в резервуарах (РВС, РГС, ЖБР), при наливе в автомобильные и железнодорожные цистерны, танки нефтеналивных судов рекомендуется выполнять методами статических и динамических измерений.

Для обеспечения достоверности измерений на учетных операциях используемые меры вместимости и полной вместимости подлежат очистке от отложений, высоковязких остатков, ржавчины.

10.2. Учет нефти при отгрузке в железнодорожные цистерны.

10.2.1. Нефть для транспортирования железнодорожным транспортом отгружается одиночными цистернами либо маршрутами.

Общую массу брутто нефти в маршруте определяют суммированием результатов измерений массы брутто в отдельных цистернах.

Общую массу нетто нефти в маршруте определяют суммированием результатов измерений массы нетто в отдельных цистернах.

10.2.2. Перед наливом нефти для транспортирования цистерна должна быть освобождена от остатков нефти (других нефтепродуктов), посторонних предметов, загрязнений, атмосферных осадков (наледи) как внутри, так и снаружи и подготовлена согласно ГОСТ 1510.

10.2.3. Налив нефти в железнодорожные цистерны осуществляется до уровня, предусмотренного «Правилами перевозок железнодорожным транспортом грузов наливом в вагонах-цистернах и вагонах бункерного типа для перевозки нефтебитума».

10.2.4. Для учета нефти при погрузке в железнодорожные цистерны используют следующие методы измерений:

- прямой метод статических измерений;

- косвенный метод статических измерений;

- прямой метод динамических измерений,

10.2.5. При прямом методе статических измерений массу брутто нефти определяют взвешиванием на железнодорожных весах цистерн с нефтью и порожних цистерн.

10.2.6. При косвенном методе статических измерений массу брутто нефти определяют измерением уровня, температуры и плотности нефти в цистерне с использованием градуировочных таблиц железнодорожных цистерн.

К учету принимаются результаты измерений, выполненные с погрешностью:

уровня налива нефти не более ± 3 мм;

температуры нефти не более ± 0,5 °C;

плотности нефти не более ± 0,5 кг/м3.

10.2.7. При наливе цистерн на специально оборудованных пунктах налива массу брутто нефти в цистерне измеряют преобразователями массового расхода прямым методом динамических измерений.

10.2.8. Показатели нефти рекомендуется определять по результатам лабораторных испытаний объединенной пробы, которую составляют смешением точечных проб. Точечную пробу из железнодорожной цистерны отбирают переносным пробоотборником с уровня, расположенного на высоте 0,33 диаметра цистерны от нижней внутренней образующей. Точечные пробы для маршрута с нефтью одного вида отбирают из каждой четвертой цистерны при поставках по Российской Федерации, но не менее чем из двух цистерн, и из каждой цистерны при поставках на экспорт.

По результатам лабораторных испытаний оформляется документ о качестве.

10.2.9. На каждый маршрут или одиночную цистерну с отгруженной нефтью оформляются железнодорожные накладные, к которым прилагаются документы о качестве.

В накладной и приложенных к ней документах указывают тип цистерн, полное наименование груза (нефти), массу нефти в килограммах в каждой цистерне и в целом в маршруте, температуру и плотность нефти в цистерне при температуре измерения уровня, плотность нефти при стандартных условиях, уровень налива в сантиметрах.

10.2.10. По результатам отгрузки нефти за месяц составляется реестр железнодорожных накладных.

10.3. Учет нефти при отгрузке в нефтеналивные суда.

10.3.1. Количество нефти при наливе в суда рекомендуется определять с использованием расположенных на берегу СИКН либо береговых резервуаров.

По результатам измерений оформляют акты приема - сдачи (Приложения № 1, № 3), к которым прилагаются документы о качестве нефти (Приложение № 7).

10.3.2. Измерения количества нефти в танках наливных судов осуществляют:

- для контроля характеристик судна, обеспечивающих его штатную и безопасную эксплуатацию (при наливе);

- для оценки остатка нефти в танках судна.

Измерения выполняют с погрешностью:

уровня налива нефти не более ± 3 мм;

температуры нефти не более ± 0,5 °C;

плотности нефти не более ± 0,5 кг/м3.

При расчетах применяются данные о крене, дифференте и стреле прогиба судна.

Массу брутто нефти рекомендуется определять как произведение объема нефти и плотности, приведенной к условиям измерений объема, или как произведение объема и плотности нефти, приведенных к стандартным условиям.

10.3.3. Перед началом погрузки трубопроводы между берегом и судном должны быть заполнены. Капитан судна обязан предоставить акт на остаток нефти в танках судна. Представитель судна и наливного терминала совместно проверяют фактическое количество и качество остатка и принимают решение о возможности погрузки нефти.

10.3.4. Количество нефти в танках нефтеналивных судов определяется косвенным методом статических измерений с использованием градуировочных таблиц танков и судового поправочного множителя (К), учитывающего отклонение значения вместимости танкера от его расчетного калиброванного значения за счет различных факторов (неточность градуировочных таблиц, наличие неудаленных остатков, деформация танков и т.п.).

10.3.5. Массу балласта рекомендуется определять по результатам лабораторных испытаний объединенной пробы нефти, отобранной из емкостей судна (для оценки качества остатка нефти), из береговых резервуаров или в блоке качества СИКН (при наливе в суда).

10.3.6. При погрузке нефти наливом в суда на каждую партию нефти оформляют перевозочные документы.

Комплект перевозочных документов для речных перевозок нефти включает в себя:

- накладную;

- дорожную ведомость;

- копию дорожной ведомости;

- корешок дорожной ведомости;

- квитанцию о приеме груза к перевозке.

К перевозочным документам прикладывают документ о качестве (Приложение № 7) в двух экземплярах.

Комплект перевозочных документов для перевозок нефти морским транспортом включает в себя:

- акт измерения пустот в танках судна до погрузки;

- акт измерения пустот в танках судна после погрузки;

- коносамент, заполненный по установленной типовой форме на основании актов приема-сдачи нефти и документов о качестве.

10.3.7. Показатели качества нефти, если они не определены к окончанию оформления перевозочных документов и отправления судна в рейс, грузоотправитель должен передать получателю груза почтой или передать (продублировать) с помощью средств электронной связи по согласованию сторон.

10.4. Учет нефти при отпуске в меры полной вместимости (автоцистерны).

10.4.1. Учет нефти рекомендуется осуществлять отдельно по каждой мере автоцистерне.

10.4.2. При прямом методе статических измерений массу брутто нефти определяют по результатам взвешивания на автомобильных весах цистерны с нефтью и порожней цистерны.

10.4.3. При косвенном методе статических измерений массу брутто нефти определяют по результатам измерений объема (действительной вместимости автоцистерны, значение которой указано в свидетельстве о поверке), плотности и температуры нефти в автоцистерне.

10.4.5. Плотность и показатели качества нефти определяют в лаборатории. Для вычисления массы результаты измерений плотности и объема нефти приводят к стандартным условиям или результат измерений плотности приводят к условиям измерений объема в автоцистерне.

10.4.6. При отпуске нефти автомобильным транспортом оформляется товарно-транспортная накладная для каждого грузополучателя отдельно на каждую автоцистерну. В товарно-транспортную накладную вносится масса нетто нефти.

10.5. Учет нефти с использованием резервуаров.

10.5.1. Учет осуществляют по результатам измерений косвенным методом статических измерений или косвенным методом, основанным на гидростатическом принципе.

10.5.2. По результатам учетных операций оформляют акты приема сдачи (Приложения № 3, № 4), к которым прилагаются документы о качестве нефти (Приложение № 5, № 6).

Акты приема-сдачи и документы о качестве на сданную нефть нумеруют с начала года и регистрируют в отдельных журналах по каждому ПСП.

10.5.3. Показатели качества нефти определяют в лаборатории по объединенной пробе нефти.

11. Учет нефти, передаваемой сторонним организациям

11.1. По результатам учетных операций оформляют акты приема-сдачи (Приложения № 1, № 2, № 3, № 4), к которым прилагаются документы о качестве нефти (Приложение № 5, № 6).

Акты приема-сдачи и документы о качестве нумеруют с начала года и регистрируют в отдельных журналах по каждому ПСП.

12. Учет нефти, израсходованной при получении широкой фракции легких углеводородов

12.1. Масса нетто нефти, израсходованная при получении ШФЛУ в процессе стабилизации, определяется по количеству ШФЛУ, переданному потребителю.

12.2. При передаче потребителю ШФЛУ оформляются документы в соответствии с договорными отношениями.

12.3. Показатели качества ШФЛУ определяют в испытательной лаборатории.

13. Учет нефти, расходуемой на производство нефтепродуктов

13.1. Массу нетто добытой нефти, расходуемой на производство нефтепродуктов и возвращенной в систему сбора и подготовки нефти, рекомендуется определять по средствам измерений и результатам лабораторных испытаний.

Учет нефти, расходуемой на производство нефтепродуктов, ведут в случае наличия в Организации производственных мощностей по переработке нефти (нефтебитумные заводы, блочно-модульные установки, НПЗ, нефтехимические комбинаты и т.д.).

13.2. Показатели качества нефти, расходуемой на производство нефтепродуктов, определяют в испытательной лаборатории по отобранной пробе. По результатам испытаний составляется документ о качестве отобранной нефти. Порядок определения качества возвращаемой нефти в систему сбора и подготовки определяется Организацией самостоятельно.

13.3. Учетные документы на израсходованную нефть регистрируют в отдельных журналах по порядку с начала года.

13.4. Движение учетных документов осуществляется в соответствии с порядком документооборота, установленным в Организации.

Срок хранения учетных документов определяется нормативным документом об учетной политике Организации.

14. Учет нефти, расходуемой на производственно-технологические нужды, ремонт и топливо

14.1. Массу нетто добытой нефти, расходуемой на производственно-технологические нужды, ремонт и топливо, рекомендуется определять по средствам измерений и результатам лабораторных испытаний.

14.2. Количество нефти, отбираемое из скважин после использования ее для проведения ремонтных работ и возвращенное в систему сбора и подготовки, подлежит учету и исключается при определении количества добытой нефти.

Количество нефти, возвращенное в систему сбора и подготовки, определяется в соответствии с документацией на ремонтные работы.

Учет количества нефти, возвращенной в систему сбора и подготовки, производится на основании актов. Форма актов устанавливается Организацией самостоятельно.

14.3. Учетные документы на нефть, расходуемую на производственно-технологические нужды, ремонт и топливо, регистрируют в отдельных журналах по порядку с начала года.

15. Учет нефти сторонних организаций

15.1. Организация ведет отдельный учет приема, движения, сдачи и остатков нефти, принадлежащей сторонней организации.

Изменение остатков сторонних организаций за отчетный период рекомендуется определять по формуле:

DMост стор = Мст остаточ + Mст пр - Мст сд,                                      (18)

Мст пр - масса нетто нефти сторонних организаций, принятой для подготовки и транспортировки;

Мст сд - масса нетто нефти сторонних организаций, переданной для дальнейшей транспортировки (реализованная собственником нефти);

Мст остаточ - масса нетто остатков.

15.2. Массу нетто нефти, принимаемой от сторонних организаций, рекомендуется определять по СИ и результатам лабораторных испытаний.

Массу нетто нефти сторонней организации определяют как разницу между массой нетто принятой нефти и массой нетто фактических технологических потерь при ее подготовке.

16. Учет потерь нефти

16.1. Фактические потери нефти в Организациях при добыче складываются из фактических технологических потерь нефти, непроизводственных потерь и потерь при ее подготовке на объектах сторонних организаций.

16.2. Фактическими технологическими потерями нефти при добыче признаются безвозвратные потери, обусловленные технологическими особенностями сбора и подготовки нефти, а также ее физико-химическими характеристиками.

16.3. Непроизводственными потерями нефти признаются безвозвратные потери, обусловленные нарушениями нормативных и технических документов, регламентирующих эксплуатацию оборудования и (или) сооружений, аварийными разливами и иными ситуациями, не предусмотренными принятой схемой и технологией разработки месторождения.

16.4. Потерями нефти при ее подготовке на объектах (сооружениях) сторонней организации признаются безвозвратные потери, обусловленные особенностями объектов (сооружений) сторонних организаций при подготовке нефти, а также ее физико-химическими характеристиками.

16.5. Технологические потери

16.5.1. Фактическое количество технологических потерь нефти при добыче (Пф технол) рекомендуется определять ежемесячно расчетным путем по каждому разрабатываемому месторождению с учетом нормативов технологических потерь.

16.5.2. Порядок и методы расчетов фактических технологических потерь нефти при добыче в соответствии с принятой схемой и технологией разработки месторождения Организация определяет самостоятельно на основании результатов экспериментальных исследований по разрабатываемому месторождению.

По вновь разрабатываемым месторождениям расчет технологических потерь нефти при добыче производится в составе технического проекта на разработку месторождения.

16.5.3. Технологические потери при добыче нефти рекомендуется определять с учетом изменения состава объектов сбора и подготовки нефти - мест возникновения технологических потерь, режимов эксплуатации объектов сбора и подготовки нефти, а также реализации мероприятий по сокращению потерь нефти.

16.5.4. Фактические технологические потери нефти при ее добыче рекомендуется исчислять ежемесячно по месторождениям (лицензионным участкам недр) в сравнении с установленными нормативами потерь.

16.5.5. Фактические технологические потери нефти при добыче (Пф технол), т, по лицензионному участку недр (месторождению) рекомендуется определять по формуле:

Пф технол - ΣПi                                                                              (19)

где

Пi - технологические потери по каждому виду потерь в системе сбора и подготовки нефти, т.

16.5.6. Учет фактических технологических потерь нефти Организацией производится на основании актов.

16.6. Непроизводственные потери.

16.6.1. Количество непроизводственных потерь нефти при розливе рекомендуется определять как разницу между количеством разлившейся и собранной нефти.

16.6.2. Учет собранной при розливе нефти осуществляется с использованием промежуточных калиброванных емкостей или другими методами измерений.

Количество собранной нефти (М), т, рекомендуется определять по формуле:

M = V · ρн · (l - 0,01 · m),                                              (21)

где V - объем собранной нефти, м3;

ρн - плотность при условиях измерения объема нефти, т/м3;

m - содержание балласта в нефти, %.

16.6.3. Плотность нефти и содержание балласта определяют в испытательной лаборатории.

16.6.4. Учет непроизводственных потерь нефти Организацией производится на основании актов.

16.7. Потери нефти на объектах сторонних организаций.

16.7.1. Если в составе технического проекта разработки месторождения принята технологическая схема и технология разработки с учетом подготовки нефти на объектах сторонней организации, потери нефти на объектах сторонней организации включаются в технологические потери нефти в пределах принятой схемы и технологии разработки разрабатываемого месторождения.

16.7.2. Потери нефти при ее подготовке на объектах сторонней организации (Пподг) рекомендуется определять расчетным путем по каждому объекту сторонней организации в соответствии с принятой схемой и технологией разработки месторождения.

16.7.3. Порядок и организация передачи нефти для подготовки на объектах сторонней организации определяется договорными условиями.

16.7.4. Учет Организацией потерь нефти на объектах сторонних организаций осуществляется на основании актов.

17. Учет остатков нефти

17.1. В целях оперативного учета Организации рекомендуется ежедневно проводить расчет остатков нефти.

17.2. В целях учета добытой нефти, относящегося к сфере государственного регулирования Организация ежемесячно рекомендуется проводить снятие остатков или инвентаризацию нефти (далее - определение остатков нефти).

17.3. Определение остатков нефти рекомендуется проводить ежемесячно последнего числа отчетного месяца, по состоянию на 24-00 часа московского времени путем проверки ее фактического наличия.

17.4. Порядок определения остатков нефти рекомендуется устанавливать Организацией самостоятельно.

17.5. Количество остатков нефти добытой рекомендуется определять в тоннах.

17.6. Остатки нефти сторонних организаций не учитываются при определении количества нефти добытой Организацией.

17.7. Определение остатков нефти проводят без прекращения технологического процесса сбора и подготовки нефти.

К моменту определения остатков нефти количество резервуаров, находящихся в режиме закачки (откачки), должно быть минимально возможным для обеспечения технологического режима добычи нефти.

17.8. Определение остатков рекомендуется осуществлять путем измерений и (или) расчетов фактических остатков нефти на объектах системы сбора и подготовки нефти:

- в технологических и межпромысловых трубопроводах (далее - трубопроводах);

- в технологических аппаратах, емкостях и буллитах, конструкция которых не позволяет проводить ручные или автоматизированные измерения количества нефти в целях определения массы (далее - аппараты);

- в технологических резервуарах, аппаратах и емкостях, конструкция которых позволяет проводить ручные или автоматизированные измерения количества нефти в целях определения массы (далее - технологические резервуары);

- в резервуарах товарного парка (парка готовой продукции).

17.9. Массу нетто остатков нефти в трубопроводах и аппаратах рекомендуется определять на основе их вместимости, степени заполнения и показателей находящейся в них нефтегазоводяной смеси расчетным путем по каждому объекту.

Вместимость аппаратов определяют с учетом остатков не мобильных на основе технологических карт системы сбора и подготовки нефти. Технологические карты подлежат корректировке при вводе новых и/или выводе из эксплуатации и демонтаже технологических трубопроводов, аппаратов, емкостей, резервуаров, а также при изменении технологических режимов сбора и подготовки нефти.

Вместимость трубопроводов определяют с учетом остатков не мобильных на основе градуировочных таблиц.

17.10. Массу нетто остатков нефти в технологических резервуарах и резервуарах товарного парка рекомендуется определять на основе объема и показателей находящейся в них нефтегазоводяной смеси (нефти). Объем определяется по градуировочным таблицам и измерениям общего уровня взлива и межфазного уровня (раздел жидкости нефть-вода с учетом количества нефти в эмульсионном слое на границе раздела жидкости). Определение содержания количества нефти в эмульсионном слое и общий уровень эмульсионного слоя определяется в испытательной лаборатории по глубинным пробам.

17.11. Технологические карты на аппараты, градуировочные таблицы на трубопроводы и технологические резервуары утверждаются уполномоченным лицом Организации. Градуировочные таблицы на резервуары товарного парка утверждаются в установленном порядке.

17.12. Массу нетто остатков нефти в аппаратах (Мап), т, рекомендуется определять по формуле:

MАП = Vг · Kзап.АП · ρ · (1 - 0,01W),                                       (21)

где

Vr - геометрический объем аппарата, м3;

ρ - плотность нефти при условиях определения объема, т/м3;

W - содержание балласта в нефти, %;

Kзап. АП - коэффициент заполнения.

                                                  (22)

где Vг.п., Vв.п. - объемы газовой и водяной подушки, м3.

17.13. Массу нетто остатков нефти, находящейся в i-ом участке трубопровода, (Мтр.i), т, рекомендуется определять по формуле:

Мтр i = Vmp i · Kзап.тр · ρ · (1 - 0,01W),                                   (23)

где

Vтp.i - геометрический объем i-го участка трубопровода, или вместимость трубопровода (рассчитывают по градуировочным таблицам), м3;

ρ - плотность нефти при условиях определения объема, т/м3;

W - содержание балласта в нефти, %.

Kзап.тр - коэффициент заполнения трубопровода, определяется по формуле:

                                                 (24)

где Vraз - объем участка трубопровода, занятый газом, приведенный к условиям работы трубопровода, м3;

Vв - объем воды в нефтяной эмульсии, транспортируемой по трубопроводу, м3.

При отсутствии газовой фазы в трубопроводах (Kзап.тр) принимается равным 1.

Расчет количества остатков нефти в трубопроводе выполняют для каждого участка трубопровода, полученные результаты суммируют и округляют до целого значения тонн:

                                                        (25)

где n - число участков.

Вместимость участка трубопровода (Vтрi), м3, рекомендуется рассчитывать с учетом влияния для данного участка средних значений температуры и давления по формуле:

Vтрi = Vгр.i · Kt. · Kр,                                                 (26)

где

Vтpi - вместимость i-го участка трубопровода, м3;

Kt - коэффициент, учитывающий влияние температуры (Приложение № 8);

Kр - коэффициент, учитывающий влияние давления (Приложение № 8).

Возможно определение средних значений плотности, температуры и давления расчетным путем. Средние значения плотности и температуры нефти на участке межпромыслового нефтепровода или технологического трубопровода, а также среднее значение давления на данном участке определяются как среднее арифметическое соответствующих величин, измеренных в начале и конце участка трубопровода во время снятия остатков:

ρср = 0,5 · (ρнач + ρкон),                                                  (27)

Рср = 0,5 · (Рнач + Ркон),                                                  (28)

tср = 0,5 · (tнач + tкон),                                                    (29)

где

ρнач, ρкон - плотность нефти в начале и конце участка трубопровода при температуре и давлении в месте отбора проб, кг/м3;

Рнач, Ркон - давление в начале и конце участка трубопровода, МПа;

tнач, tкон - температура в начале и конце участка трубопровода, °C.

Массу нетто нефти в трубопроводе (Мн), т, определяют по формуле:

Мн = Мтр · (1 - 0,01 · m)                                                (30)

17.14. Массу нетто остатков нефти в технологических резервуарах (в мерах вместимости и мерах полной вместимости) определяют с помощью СИ по методикам измерений.

17.15. Результаты определения остатков нефти оформляются актами по рекомендуемым формам в приложениях № 9 - № 13 к настоящим Временным рекомендациям.

18. Порядок составления исполнительного баланса

18.1. Исполнительный баланс по Организации рекомендуется составлять ежемесячно на основании данных первичных учетных документов в соответствии с положениями настоящих Временных рекомендаций по рекомендуемой форме (Приложение № 14).

18.2. Исполнительный баланс формируется на основе результатов проведенных учетных операций с добытой нефтью по массе нетто.

18.3. Форма исполнительного баланса нефти уточняется Организацией с учетом производственных особенностей добычи нефти.

18.4. Организациям, передающим собственную нефть сторонним организациям на транспортировку, рекомендуется отражать указанные объемы нефти по соответствующим строкам баланса нефти, на основании представленных сторонними организациями актами по форме, приведенной в Приложениях № 1, № 2, № 3, № 4.

Приложение № 1
к Временным рекомендациям по учету нефти
в нефтедобывающих организациях
(рекомендуемое)

АКТ ПРИЕМА-СДАЧИ НЕФТИ № ____ от

«__» ________ 20__ г.

(сдача по СИКН)

(для оформления партий нефти)

Пункт приема-сдачи нефти

_______________________

Предприятие (владелец) ПСП

_______________________

СИКН №

_______________________

Договор об оказании услуг по транспортировке нефти №

_______________________

Маршрутное поручение № _____от «___» ______20 г.

_______________________

Производитель

_______________________

Грузоотправитель

_______________________

Недропользователь

_______________________

Первый владелец нефти

_______________________

Последний владелец нефти

_______________________

Грузополучатель

_______________________

Пункт назначения

_______________________

Экспортер (импортер)

_______________________

Таможенная декларация (ввозная, вывозная)

_______________________

Уполномоченный представитель сдающей стороны,

_______________ (Ф. И. О.)

действующий на основании доверенности

от ________ № _____ сдал, а

уполномоченный представитель принимающей стороны,

_______________ (Ф. И. О.)

действующий на основании доверенности

от _______ № ____ принял, а

нефть следующего количества и качества:

 

Показатели

ед. изм.

Дата, смена

Результаты измерений СИ (показания СОИ или ВА):

- на время окончания предыдущей сдачи:

объем

м3

масса брутто

т

- на момент завершения текущей сдачи:

объем

м3

масса брутто

т

Количество нефти:

объем

м3

масса брутто

т

Температура нефти при условиях измерений объема

°C

Давление нефти при условиях измерений объема

МПа

1. Плотность нефти при температуре и давлении при условиях измерений объема

кг/м3

Поправка на плотность

кг/м3

№ паспорта качества нефти

Массовая доля балласта всего

%

в том числе:

воды

%

хлористых солеи

%

мех. Примесей

%

Массовая доля серы

%

Массовая концентрация хлористых солей»

мг/дм3

Масса балласта

т

Масса нетто нефти

т

Итого масса нетто нефти (прописью) _________________________________ т

Обозначение нефти: __________ по ГОСТ Р 51858-2002

Сдал: __________________________ Принял: ____________________________

должность                                                                             должность

подпись              (Ф. И. О.)                                                 подпись              (Ф. И. О.)

М.П.                                                                 МП.

Приложение № 2
к Временным рекомендациям по учету нефти
в нефтедобывающих организациях
(рекомендуемое)

АКТ ПРИЕМА-СДАЧИ НЕФТИ № ____ от

«__» ________ 20__ г.

(сдача по СИКН)

(для валовых объемов нефти)

Пункт приема-сдачи нефти

__________________________

Предприятие (владелец) ПСП

__________________________

СИКН №

__________________________

Уполномоченный представитель сдающей стороны,

_________________ (Ф. И. О.)

действующий на основании доверенности

от _________ № _____ сдал, а

уполномоченный представитель принимающей стороны,

_________________ (Ф. И. О.)

действующий на основании доверенности

от ________ № ____ принял, а

нефть следующего количества и качества:

 

Показатели

ед. изм.

Дата, смена

Результаты измерений СИ (показания СОИ или ВА):

- на время окончания предыдущей сдачи:

объем

м3

масса брутто

т

- на момент завершения текущей сдачи:

объем

м3

масса брутто

т

Количество нефти:

объем

м3

масса брутто

т

Температура нефти при условиях измерений объема

°C

Давление нефти при условиях измерений объема

МПа

Плотность нефти при температуре и давлении при условиях измерений объема

кг/м3

Поправка на плотность

кг/м3

№ паспорта качества нефти

Массовая доля балласта всего

%

в том числе:

воды

%

хлористых солеи

%

мех. примесей

%

Массовая доля серы

%

Массовая концентрация хлористых солей

мг/дм

Масса балласта

т

Масса нетто нефти

т

Итого масса нетто нефти (прописью) _________________________________ т

Обозначение нефти: __________ по ГОСТ Р 51858-2002

Сдал: __________________________ Принял: ___________________________

должность                                                                          должность

подпись          (Ф. И. О.)                                                     подпись                (Ф. И. О.)

М.П.                                                               М.П.

Приложение № 3
к Временным рекомендациям по учету нефти
в нефтедобывающих организациях
(рекомендуемое)

АКТ ПРИЕМА-СДАЧИ НЕФТИ № ____ от

«__» _________ 20__ г.

(сдача по резервуарам)

(для оформления партии нефти)

Пункт приема-сдачи нефти

_________________________

Предприятие (владелец) ПСП

_________________________

Договор об оказании услуг по транспортировке нефти №

_________________________

Маршрутное поручение № _____ от _____

_________________________

Производитель

_________________________

Грузоотправитель

_________________________

Недропользователь

_________________________

Первый владелец нефти

_________________________

Последний владелец нефти

_________________________

Грузополучатель

_________________________

Пункт назначения

_________________________

Экспортер (импортер

_________________________

Таможенная декларация (ввозная, вывозная)

_________________________

Уполномоченный представитель сдающей стороны,

________________ (Ф. И. О.)

действующий на основании доверенности

от ____ № _________ сдал, а

Уполномоченный представитель принимающей стороны,

________________ (Ф. И. О.)

действующий на основании доверенности

от ______ № ______ принял, а

нефть следующего количества и качества:

 

Показатели

Ед. изм.

Дата, смена

Номер резервуара

Уровень (взлив) нефти:

- до заполнения, откачки

мм

- после заполнения, откачки

мм

Уровень (взлив) подтоварной воды:

- до заполнения, откачки

мм

- после заполнения, откачки

мм

Объем нефти по градуировочной таблице резервуара

м3

Масса брутто нефти

т

Температура нефти в резервуаре

°C

Плотность нефти при температуре измерений объема

кг/м3

Поправка на плотность

кг/м3

№ паспорта качества нефти

Массовая доля балласта всего

В т.ч.

%

- воды

%

- хлористых солей

%

- мех. Примесей

%

Массовая доля серы

%

Массовая концентрация хлористых солей

мг/дм3

Масса балласта

т

Масса нетто нефти

т

Итого масса нетто нефти (прописью) ______________________________ т

Обозначение нефти: _________ по ГОСТ Р 51858-2002

Сдал: __________________________ Принял: ______________________________

должность                                                                           должность

подпись           (Ф. И. О.)                                                    подпись               (Ф. И. О.)

М.П.                                                               М.П.

Приложение № 4
к Временным рекомендациям по учету нефти
в нефтедобывающих организациях
(рекомендуемое)

АКТ ПРИЕМА-СДАЧИ НЕФТИ № ____ от

«__» ________ 20__ г.

(сдача по резервуарам)

(для валовых объемов нефти)

Пункт приема-сдачи нефти

________________________

Предприятие (владелец) ПСП

________________________

Уполномоченный представитель сдающей стороны,

________________ (Ф. И. О.)

действующий на основании доверенности

от _____ № ________ сдал, а

Уполномоченный представитель принимающей стороны,

________________ (Ф. И. О.)

действующий на основании доверенности

от _____ № ______ принял, а

нефть следующего количества и качества:

 

Показатели

Ед. изм.

Дата, смена

Номер резервуара

Уровень (взлив) нефти:

- до заполнения, откачки

мм

- после заполнения, откачки

мм

Уровень (взлив) подтоварной воды:

- до заполнения, откачки

мм

- после заполнения, откачки

мм

Объем нефти по градуировочной таблице резервуара

м3

Масса брутто нефти

т

Температура нефти в резервуаре

°C

Плотность нефти при температуре измерений объема

кг/м3

Поправка на плотность

кг/м3

№ паспорта качества нефти

Массовая доля балласта всего

%

В  т.ч.

- воды

%

- хлористых солей

%

- мех. Примесей

%

Массовая доля серы

%

Массовая концентрация хлористых солей

мг/дм3

Масса балласта

т

Масса нетто нефти

т

Итого масса нетто нефти (прописью) ____________________________ т

Обозначение нефти: _________ по ГОСТ Р 51858-2002

Сдал: ___________________________ Принял: _______________________________

должность                                                                           должность

подпись          (Ф. И. О.)                                                    подпись                (Ф. И. О.)

М.П.                                                                    М.П.

Приложение № 5
к Временным рекомендациям по учету нефти
в нефтедобывающих организациях
(рекомендуемое)

ПАСПОРТ КАЧЕСТВА НЕФТИ

№ _________ от ______________ 20__ г.

Пункт приема-сдачи нефти ____________________________________

Лаборатория предприятия _____________________________________

Номер аттестата аккредитации _________________________________

СИКН № ___________________________________________________

Резервуар (мера вместимости) _________________________________

Дата и время отбора пробы ____________________________________

№№ п.п.

Наименование показателя

Метод испытаний

Результат испытаний

1

Температура нефти при условиях измерения объема, °C

2

Давление нефти при условиях измерения объема, МПа

3

Плотность нефти при температуре и давлении в условиях измерений объема, кг/м3

4

Плотность нефти при 20 °C, кг/м3

5

Плотность нефти при 15 °C, кг/м3

6

Массовая доля воды, %

7

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм (%)

8

Массовая доля механических примесей, %

9

Массовая доля серы, %

10

Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. Ст.)

11

Выход фракций,

- при температуре до 200 °C

%

- при температуре до 300 °С

12

Массовая доля парафина, %

13

Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm)

14

Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm)

15

Массовая доля Органических хлоридов, млн-1 (ppm)

Пункт 3 заполняют по показаниям поточного плотномера (средневзвешенное значение плотности нефти за смену).

Пункты 4, 5 заполняют по показаниям поточного плотномера (средневзвешенное значение плотности нефти за смену), приведенным к стандартным условиям.

При отказе поточного плотномера плотность нефти определяют в испытательной лаборатории.

Обозначение нефти по ГОСТ Р 51858 - 2002 _____

Представитель испытательной лаборатории

______________ ______________

(подпись)              (Ф. И. О.)

Представитель сдающей стороны

______________ ______________

(должность)            (предприятие)

______________ ______________

(подпись)                   (Ф. И. О.)

Представитель принимающей стороны

______________ ______________

(должность)            (предприятие)

______________ ______________

(подпись)                   (Ф. И. О.)

Приложение № 6
к Временным рекомендациям по учету нефти
в нефтедобывающих организациях
(рекомендуемое)

ПАСПОРТ КАЧЕСТВА НЕФТИ
(для поставки на экспорт)
CERTIFICATE OF QUALITY

№ _______ от _________ 20__ г.

К акту приема-сдачи нефти № /for delivery-acceptance act No/ ____________________

Пункт приема-сдачи нефти /Oil measurement station/ ___________________________

Номер аттестата аккредитации /certificate of accreditation/ _______________________

СИКН № /Oil measurement station/ __________________________________________

Мера вместимости /Measure of storage/ ______________________________________

Дата и время отбора пробы /Date and time of sampling/ ________________________

Наименование показателя

Quality characteristics

Метод испытаний standard measurement method

Результат испытаний test result

1

Температура нефти при условиях измерений объема, °C

2

Давление нефти при условиях измерений объема, Мпа

3

Плотность нефти при температуре и давлении в условиях измерений объема, кг/м3

4

Плотность нефти при 20 °C, кг/м3

Density at 20 °С, kg/m3

5

Плотность нефти при 15 °C, кг/м3

Density at 15 °С, kg/m3

6

Массовая доля воды, %

Water content, mass %

7

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 (%) Chloride salt content, mgr/dm3 (%)

8

Массовая доля механических примесей, %

Mechanical admixtures, %

9

Массовая доля серы, %

Sulphur, mass %

10

Давление насыщенных паров, кПа (мм. рт. ст.)

Vapor pressure, kPa (mm Hg)

11

Выход фракций, %: Distillation:

при температуре до (at T up to) 200 °C

при температуре до (at Т tip to) 300 °С

12

Массовая доля парафина, %

Paraffin content, mass %

13

Массовая доля сероводорода млн-1 (ppm)

Hydrogen sulfide content, mg/kg (ppm)

14

Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm)

15

Массовая доля Органических хлоридов, млн-1 (ppm) Organic chloride content, mg/kg (ppm)

Пункт 3 заполняют по показаниям поточного плотномера (средневзвешенное значение плотности нефти за смену).

Пункты 4 и 5 заполняют по показаниям поточного плотномера (средневзвешенное значение плотности нефти за смену), приведенным к стандартным условиям.

При отказе поточного плотномера плотность нефти определяют в испытательной лаборатории.

Обозначение нефти по ГОСТ Р 51858 - 2002 /Classification according to GOST R 51858 - 2002 /

Представитель испытательной лаборатории

_____________ _________________

подпись/ signature/     И. О. Фамилия /пате/

Представитель сдающей стороны

___________________

предприятие /company/

_____________ _________________

подпись/ signature/     И. О. Фамилия /пате/

Представитель принимающей стороны

___________________

предприятие /company/

____________ __________________

подпись/ signature/     И. О. Фамилия /пате/

Приложение № 7
к Временным рекомендациям по учету нефти
в нефтедобывающих организациях
(рекомендуемое)

ПАСПОРТ КАЧЕСТВА НЕФТИ

(при поставке на экспорт морским транспортом)

CERTIFICATE OF QUALITY

№ _______ от ____ 20__ г.

Порт погрузки /Port of loading/ ______________________

Разрешение на вывоз /Export permit/ ____________________

Проба /Sample/ № ___________________________

Дата отгрузки /Data of loaded/ _________________

Название танкера /Tanker/

_______________________

Количество, тонн Quantity, ton

Брутто/ Gross

 

Наименование показателя

Quality characteristics

Метод испытаний standard measurement method

Результат испытаний

test result

1

Плотность нефти при 20 °C, кг/м3

Density at 20 °C, kg/m3

2

Плотность нефти при 15 °C, кг/м3

Density at 15 °C, kg/m3

3

Массовая доля воды, %

Water content, mass %

4

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 (%)

Chloride salt content, mgr/dm3 (%)

5

Массовая доля механических примесей, %

Mechanical admixtures, %

6

Массовая доля серы, %

Sulphur, mass %

7

Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.)

Vapor pressure, kPa (mm Hg)

8

Выход фракций, %:

при температуре до (at T up to) 200 °C

Distillation:

при температуре до (at T up to) 300 °C

9

Массовая доля парафина, %

Paraffin content, mass %

10

Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm)

Hydrogen sulfide content, mg/kg (ppm)

11

Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm)

Total methyl-ethyl mercaptans, mg/kg (ppm)

12

Массовая доля Органических хлоридов, млн-1 (ppm)

Organic chloride content, mg/kg (ppm)

Обозначение нефти по ГОСТ Р 51858 - 2002 /Classification according to GOST R 51858-2002 _____

Представитель испытательной лаборатории

_____________ ____________________

подпись/ signature/     И. О. Фамилия /пате/

Приложение № 8
к Временным рекомендациям по учету нефти
в нефтедобывающих организациях
(справочное)

Значения поправочных коэффициентов на вместимость трубопровода

Таблица 8.1 - Значение поправочного коэффициента (Kt) в зависимости от средней температуры нефти (t) в трубопроводе

t, °C

Kt

t, °C

Kt

-10

0,99899

20

1,00000

-9

0,99903

21

1,00003

-8

0,99906

22

1,00007

-7

0,99909

23

1,00010

-6

0,99913

24

1,00013

-5

0,99916

25

1,00017

-4

0,99919

26

1,00020

-3

0,99923

27

1,00024

-2

0,99926

28

1,00027

-1

0,99929

29

1,00030

0

0,99933

30

1,00034

1

0,99936

31

1,00037

2

0,99940

32

1,00040

3

0,99943

33

1,00044

4

0,99946

34

1,00047

5

0,99950

35

1,00050

6

0,99953

36

1,00054

7

0,99956

37

1,00057

8

0,99960

38

1,00060

9

0,99963

39

1,00064

10

0,99966

40

1,00067

11

0,99970

41

1,00071

12

0,99973

42

1,00074

13

0,99976

43

1,00077

14

0,99980

44

1,00081

15

0,99983

45

1,00084

16

0,99987

46

1,00087

17

0,99990

47

1,00091

18

0,99993

48

1,00094

19

0,99997

49

1,00097

50

1,00101

Таблица 8.2 - Значение коэффициента (Kp), учитывающего влияние давления нефти в трубопроводе

Диаметр и толщина стенки трубопровода, мм

Среднее избыточное давление в трубопроводе, МПа

1,0

2,0

3,0

3,7

273´7

1,00017

1,00035

1,00053

1,00065

273´8

1,00015

1,00031

1,00048

1,00057

325´7

1,00021

1,00042

1,00063

1,00077

325´8

1,00018

1,00037

1,00055

1,00068

325´9

1,00016

1,00032

1,00049

1,00060

377´7

1,00024

1,00048

1,00072

1,00090

377´8

1,00021

1,00042

1,00064

1,00078

377´10

1,00017

1,00034

1,00051

1,00063

426´7

1,00027

1,00055

1,00082

1,00101

426´8

1,00024

1,00046

1,00069

1,00086

426´9

1,00021

1,00042

1,00064

1,00079

426´10

1,00019

1,00038

1,00058

1,00071

426´11

1,00017

1,00035

1,00052

1,00064

426´12

1,00016

1,00032

1,00048

1,00059

Примечания:

1. При дробных значениях среднего давления коэффициент Kp определяют методом интерполяции.

2. Для типоразмеров трубопроводов, не вошедших в таблицу, коэффициент Кр определяют по формуле:

где µ - коэффициент Пуассона для материала стенки трубопровода (принимают равным 0,3);

Е - модуль упругости материала стенки трубопровода, МПа (принимают равным 206000 МПа);

Dв. внутренний диаметр трубопровода, мм, определяют по формуле:

Dt = D - 2δ;

D - наружный диаметр трубопровода, мм;

δ - толщина стенки трубопровода, мм;

а - коэффициент линейного расширения материала стенки трубопровода, °C-1 (принимают равным 0,000012 °C-1)

Приложение № 9
к Временным рекомендациям по учету нефти
в нефтедобывающих организациях
(рекомендуемое)

УТВЕРЖДАЮ

_______________________

________ _______________

(Ф. И. О.)                    (подпись)

«___» ___________ 20__ г.

РАСЧЕТ
массы нетто технологических остатков нефти
_________________________ на _____

Наименование объекта

Кол-во единиц оборудования или протяженность коммуникаций

Объем заполнения оборудования или коммуникаций, куб. м

Средняя обводненность, %

Коэффициент заполнения по объему

Технологический остаток, т

1

2

3

4

5

6

1. Нефтепроводы

1.1. Нефтепроводы от ИУ на скважинах до ДНС (сборных пунктов) или до ЦПС, ТП

Æ

Æ

Æ

1.2. Нефтепроводы от ДНС (сборных пунктов) до ЦПС, ТП

2. ДНС (сборный пункт)

2.1. Резервуары:

РВС-

РВС-

РВС-

Железобетонные резервуары (тип, марка):

объем -

объем -

объем -

2.2. Горизонтальные резервуары (емкости):

объем -

объем -

объем -

2.3. Прочие емкости

объем -

объем -

объем -

 

Итого:

технологические остатки

______________ т

(уполномоченные лица)

______________

(Ф. И. О.)

Приложение № 10
к Временным рекомендациям по учету нефти
в нефтедобывающих организациях
(рекомендуемое)

УТВЕРЖДАЮ

_______________________

________ _______________

(Ф. И. О.)                    (подпись)

«___» ___________ 20__ г.

РАСЧЕТ
технологических остатков

НГДО _________________ на __________

Наименование объекта

Количество оборудования, шт., протяженность коммуникаций, м

Объем заполнения оборудования или коммуникаций, куб. м

Средняя Обводненность, %

Коэффициент заполнения по объему

Технологический остаток, т

1

2

3

4

5

6

1. Резервуары

1.1. Технологические:

РВС-

РВС-

1.2. Буферные (сырьевые):

РВС-

РВС-

1.3. Товарные:

РВС-

РВС-

2. Нефтегазовые сепараторы:

объем -

объем -

3. Межплощадочные нефтепроводы:

Æ

Æ

4. Буферные емкости

объем -

объем -

объем -

5. Отстойники:

объем -

объем -

6. Электродегидраторы:

объем -

объем -

7. Теплообменники (холодильники)

объем -

объем -

8. Печи (нагреватели)

объем -

объем -

9. Стабилизационная колонна

10. Очистные сооружения

10.1. РВС (другие отстойники)

10.2. С гидрофобным фильтром

объем -

объем -

объем -

10.3. Для уловленной нефти

объем -

11. Амбары земляные

12. Емкости и прочие трубопроводы

12.1. Емкости для ШФЛУ

12.2. Прочее оборудование

13. Прочие (включая закачку в скважину)

 

Итого технологические остатки ___________ т

(уполномоченные лица)             ___________

(Ф. И. О.)

 


Приложение № 11
к Временным рекомендациям по учету нефти
в нефтедобывающих организациях
(рекомендуемое)

Организация _________________

УТВЕРЖДАЮ

(уполномоченные лица)

_____________________

«__» __________ 20__ г.

АКТ
остатков нефти в технологических аппаратах

на «__» _______ 20__ г.

Председатель комиссии ___________________ (Ф. И. О., должность)

Члены комиссии в составе: ________________ (Ф. И. О., должность),

___________________ (Ф. И. О., должность), _______________ (Ф. И. О., должность)

составили настоящий акт в том, что ___________ числа в _______ часов после расчета установили наличие нефти следующего качества и количества

№ п/п

Наименование и номер объекта (ДНС, ЦПС и т.д.)

Наименование и номер аппаратов

объем аппаратов, м3

Коэффициент заполнения

Средняя температура нефти, °C

Давление (избыточное), МПа

Плотность нефти при средней температуре и давлении, кг/м3

Масса брутто нефти, т

Содержание балласта в нефти

Масса нетто нефти, т

вода, %

соли

мех. примеси, %

всего

мг/дм3

%

%

т

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Итого: остатки нефти:

в т.ч. остатки нефти организации

Количество остатков нефти .......................... (сторонней организации)

Количество остатков нефти ........................... (сторонней организации)

Подписи (уполномоченные лица) ___________________________________________


Приложение № 12
к Временным рекомендациям по учету нефти
в нефтедобывающих организациях
(рекомендуемое)

Организация ________________

УТВЕРЖДАЮ

(уполномоченные лица)

____________________________

(Ф. И. О., подпись)

АКТ
остатков нефти в трубопроводах

Председатель комиссии ___________________________ (Ф. И. О., должность)

Члены комиссии ________________________, _______________________, ___________________________,

должность                     Ф. И. О.                   должность              Ф. И. О.               должность                 Ф. И. О.

составили настоящий акт в том, что ____ числа в ___ часов после расчета установлено наличие нефти следующего количества и качества

№№ п/п

Наименование участка трубопровода

Вместимость участка трубопровода, м3

Поправочные коэффициенты на вместимость трубопровода

Коэффициент заполнения

Среднее давление на участке, МПа

Средняя температура, °C

Плотность при средней температуре и давлении, кг/м3

Масса брутто нефти, т

Содержание балласта в нефти

Масса нетто нефти

Вода

Соли

Мех. примеси

Всего

Kt

Kp

%

%

мг/дм3

%

%

т

Т

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

Итого: остатки нефти в нефтепроводах:

в т.ч.: остатки нефти организации

Количество остатков нефти ……………. (сторонней организации)

Количество остатков нефти ..………...... (сторонней организации)

Председатель комиссии: ________ __________

(Ф. И. О.)        (подпись)

Члены комиссии;             ________ __________

(Ф. И. О.)          (подпись)

                                           ________ __________

(Ф. И. О.)             (подпись)

Приложение № 13
к Временным рекомендациям по учету нефти
в нефтедобывающих организациях
(рекомендуемое)

УТВЕРЖДАЮ

(уполномоченные лица)

Цех ____________________________,__________

(Ф. И. О.)             (подпись)

АКТ
остатков нефти в технологических резервуарах и резервуарах товарного парка

Председатель комиссии ______________________________,

должность                     Ф. И. О.

Члены комиссии ______________________, __________________________, __________________________,

должность                  Ф.И.О.                     должность                      Ф. И. О.                    должность                 Ф. И. О.

составили настоящий акт в том, что ___________ числа в _________ часов было произведено снятие натурных остатков нефти и после расчета установили следующее наличие

Номер резервуара (емкость)

Общий уровень, мм

Общий объем, ь3

Уровень подтоварной воды, мм

Объем нефти, м3

Объем подтоварной воды, м3

Средняя температура нефти, °С

Плотность нефти при средней температуры, кг/м3

Масса брутто нефти, т

Содержание балласта в нефти

Масса нетто нефти, т

вода, %

соли

мех. примеси, %

всего

мг/дм3

%

%

т

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

ИТОГО

в т.ч.:

количество нефти собственной

количество нефти сторонней организации

Председатель комиссии: ________ __________

(Ф. И. О.)        (подпись)


Приложение № 14
к Временным рекомендациям по учету нефти
в нефтедобывающих организациях
(рекомендуемое)

Исполнительный баланс нефти за ____________ 20 ____ год (месяц)

тыс. тонн

№№ п.п.

Наименование пункта

Строка

Отчетный месяц

Текущий год нарастающим итогом

Всего

собствен. нефть

нефть сторон. орг.

Всего

собствен. нефть

нефть сторон. орг.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

РЕСУРСЫ

1

Остатки нефти на начало отчетного периода всего (масса нетто) (02 + 03 + 05) в т.ч.:

01

1.1

остатки в нефтепроводах

02

1.2

остатки в резервуарах и технологических аппаратах (04 + 05), из них:

03

1.2.1

остатки технологические

04

1.3

остатки в амбарах очистных сооружений

05

2

Нефть добытая

06 07

X

X

3

Поступление от сторонних организаций (09 + 10), всего в т.ч.:

07

X

X

3.1

для подготовки и/или транспортировки

08

X

X

3.2

по договорам купли-продажи

09

X

X

4

Приход (06 + 07)

10

5

Итого ресурсы нефти (01 + 10)

11

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ

6

Потери фактические (13+14), всего в том числе:

12

6.1

технологические потери

13

6.2

непроизводственные потери

14

7

Расход нефти на производственно-технологические нужды и топливо

15

8

Расход внутри организации, всего в том числе:

16

8.1

на выработку ШФЛУ и производство нефтепродуктов

17

9

Отпуск нефти по гражданско-правовым договорам сторонним организациям

18

10.

Сдача нефти транспортным организациям (20 + 23), всего в том числе:

19

10.1

на транспортировку в систему магистральных трубопроводов (21 + 22), всего из них:

20

10.1.1

экспорт

21

10.1.2

внутренний рынок России

22

10.2

для транспортировки железнодорожным, водным, автомобильным видами транспорта (24 + 25), всего из них:

23

10.2.1

для переработки в России

24

10.2.2

экспорт

25

11

Расход нефти (12 + 15 + 18 + 19), всего

26

12

Остатки нефти на конец периода (масса нетто)

27

(28 + 29 + 32), в т.ч.:

12.1

остатки в нефтепроводах

28

12.2

остатки в резервуарах и технологических аппаратах (30 + 31), из них:

29

12.2.1

остатки технологические

31

12.3

остатки в амбарах очистных сооружений

32

13

Изменение остатков всего (27-01)

33

14

Баланс

34

Руководитель НГДО _____________________________________________ (Ф. И. О)

1. По строкам 01 - 05 отражаются остатки на начало отчетного периода. При составлении последующих исполнительных балансов в строках 01 - 05 указываются данные, соответствующие показателям, приведенным в строках 27 - 32 об остатках нефти на конец отчетного периода в балансе нефти за предыдущий отчетный период.

2. По строкам 06 «Нефть добытая» отражаются данные о массе нетто нефти, добытой Организацией за отчетный период с учетом фактических потерь. Эти данные являются основанием для формирования отчетных форм установленных образцов.

3. По строкам 08 - 09 отражаются данные о количестве нефти, поступившей за отчетный период от сторонних организаций в рамках действия гражданско-правовых отношений, в том числе по договорам купли-продажи и договорам на услуги по подготовке, хранению и для передачи на транспортировку. Данные строки заполняют на основании актов приема-сдачи нефти.

4. По строкам 12 - 14 отражается количество фактических потерь нефти при добыче, всего и в том числе технологические и непроизводственные. Данные строки заполняют на основании актов.

5. По строке 15 отражается количество нефти, израсходованное на производственно-технологические нужды и топливо. Данную строку заполняют на основании накладных.

6. По строке 17 отражается количество нефти, израсходованной на выработку ШФЛУ и на производство нефтепродуктов. Данную строку заполняют на основании актов приема-передачи нефти.

7. По строке 18 отражается количество нефти, отпущенной по договорам гражданско-правовым договорам сторонним организациям. Данную строку заполняют на основании актов приема-сдачи и товарно-транспортных накладных.

8. По строкам 20 - 22 отражаются данные о количестве нефти, переданной на транспортировку в систему магистрального трубопровода на экспорт и на внутренний рынок Российской Федерации. Данные строки заполняют на основании актов приема-сдачи нефти.

9. По строкам 23 - 25 отражаются данные о количестве нефти, сданной для транспортировки железнодорожным, водным, автомобильным транспортом, в то числе, для переработки на НПЗ Российской Федерации и на экспорт в страны дальнего и ближнего зарубежья. Данные строки заполняют на основании актов приема-сдачи и товарно-транспортных накладных.

10. По строкам 27 - 32 отражаются остатки нефти по состоянию на конец отчетного периода по итогам инвентаризации.

11. По строке 33 подводится баланс: сумма количества остатков на начало отчетного периода с приходной частью должно равняться сумме количества остатков на конец отчетного периода с расходной частью баланса.

12. Данные о наличии и движении нефти отражаются за отчетный месяц и с начала года нарастающим итогом.

СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие положения. 1

2. Термины и определения. 1

3. Сокращения. 2

4. Основные положения. 3

5. Рекомендации по методам измерений и средствам измерений. 7

6. Оперативный учет нефтегазоводяной смеси. 7

7. Учет нефтегазоводяной смеси и нефти по скважинам и лицензионным участкам недр. 7

8. Учет нефти с использованием систем измерений количества и параметров нефти сырой и резервуаров по лицензионным участкам недр. 9

9. Учет нефти с использованием систем измерений количества и показателей качества нефти. 10

10. Учет нефти с использованием мер вместимости и мер полной вместимости. 10

11. Учет нефти, передаваемой сторонним организациям.. 13

12. Учет нефти, израсходованной при получении широкой фракции легких углеводородов. 13

13. Учет нефти, расходуемой на производство нефтепродуктов. 13

14. Учет нефти, расходуемой на производственно-технологические нужды, ремонт и топливо. 13

15. Учет нефти сторонних организаций. 13

16. Учет потерь нефти. 14

17. Учет остатков нефти. 15

18. Порядок составления исполнительного баланса. 18

Приложение № 1 к Временным рекомендациям по учету нефти в нефтедобывающих организациях (рекомендуемое) Акт приема-сдачи нефти. 18

Приложение № 2 к Временным рекомендациям по учету нефти в нефтедобывающих организациях (рекомендуемое) Акт приема-сдачи нефти. 19

Приложение № 3 к Временным рекомендациям по учету нефти в нефтедобывающих организациях (рекомендуемое) Акт приема-сдачи нефти. 20

Приложение № 4 к Временным рекомендациям по учету нефти в нефтедобывающих организациях (рекомендуемое) Акт приема-сдачи нефти. 21

Приложение № 5 к Временным рекомендациям по учету нефти в нефтедобывающих организациях (рекомендуемое) Паспорт качества нефти. 22

Приложение № 6 к Временным рекомендациям по учету нефти в нефтедобывающих организациях (рекомендуемое) Паспорт качества нефти. 23

Приложение № 7 к Временным рекомендациям по учету нефти в нефтедобывающих организациях (рекомендуемое) Паспорт качества нефти. 24

Приложение № 8 к Временным рекомендациям по учету нефти в нефтедобывающих организациях (справочное) Значения поправочных коэффициентов на вместимость трубопровода. 25

Приложение № 9 к Временным рекомендациям по учету нефти в нефтедобывающих организациях (рекомендуемое) Расчет массы нетто технологических остатков нефти. 26

Приложение № 10 к Временным рекомендациям по учету нефти в нефтедобывающих организациях (рекомендуемое) Расчет технологических остатков. 27

Приложение № 11 к Временным рекомендациям по учету нефти в нефтедобывающих организациях (рекомендуемое) Акт остатков нефти в технологических аппаратах. 29

Приложение № 12 к Временным рекомендациям по учету нефти в нефтедобывающих организациях (рекомендуемое) Акт остатков нефти в трубопроводах. 31

Приложение № 13 к Временным рекомендациям по учету нефти в нефтедобывающих организациях (рекомендуемое) Акт остатков нефти в технологических резервуарах и резервуарах товарного парка. 32

Приложение № 14 к Временным рекомендациям по учету нефти в нефтедобывающих организациях (рекомендуемое) Исполнительный баланс нефти. 33

 

.
Помните!
Вся полученная прибыль с сайта идет на развитие проекта, оплату услуг хостинг-провайдера, еженедельные обновления базы данных СНИПов, улучшение предоставлямых сервисов и услуг портала.
Скачайте «Временные рекомендации по учету нефти в нефтедобывающих организациях» и внесите свой малый вклад в развитие сайта!