учет нефти в резервуарах

Учет нефти в резервуарах

Количество нефти в резервуарах определяют по объему, за­нимаемому, ею в резервуаре. Для быстрого и точного определе­ния объема нефти в зависимости от ее уровня (высоты взлива) пользуются заранее составленными калибровочными (замерны­ми) таблицами на резервуар каждого типа. Резервуары калиб­руют различными методами: при помощи мерных сосудов, нали­вом и сливом заранее отмеренных объемов воды (для малых резервуаров); при помощи объемных счетчиков, замеряющих ко­личество налитой воды при одновременном измерении высоты уровня в калибруемом резервуаре, и замером геометрических размеров резервуара.

Метод выбирают с учетом объема резервуаров и необходи­мой точности. На практике наиболее доступен метод обмера ре­зервуаров стальной рулеткой длиной 20 м. Вертикальные ци­линдрические резервуары калибруют измерением высоты и внут­реннего диаметра каждого пояса; при этом высоту и толщину листов поясов измеряют, как правило, в трех точках по окруж­ности резервуара, принимая в расчетах средние арифметические их значения. Обмерять рекомендуется при наполнении резервуа­ра жидкостью на 60—80%, поскольку на точность калибровоч­ных таблиц влияет гидростатическое давление.

В калибровочные таблицы вводят поправки на неровности днища, на оборудование, расположенное внутри резервуара. Калибровочная таблица является документом, на основании ко­торого учитывается нефть.

При определении количества нефти, находящейся в резер­вуаре, вначале, зная уровень нефти в резервуаре, по калибро­вочным таблицам находят ее объем.

После этого, взяв из резервуара при помощи пробоотборни­ка пробу нефти, определяют в лаборатории ее плотность. Умно­жая объем нефти на плотность, получают массу нефти.

Плотность нефти в резервуаре не является постоянной для всей массы, поэтому приходится определять среднюю плотность всего объема нефти, чтобы найти массу последней.

В верхних слоях резервуара температура нефти, как прави­ло, выше, чем в нижних. Содержание воды в нефти возрастает сверху вниз, а следовательно, и плотность также будет изме­няться согласно этой закономерности. Для точного определения средней плотности нефти необходимо правильно отбирать сред­нюю пробу, точно и своевременно измерять температуру и плот­ность этой пробы.

Уровни нефти и подтоварной воды в резервуарах большой вместимости определяются мерной лентой с миллиметровыми делениями и лотом. Лоты служат для натягивания мерных лент и для определения слоя подтоварной воды посредством прикреп­ляемой к ним водочувствительной ленты.

Измерение уровня рулеткой-с лотом осуществляется следую­щим образом:измеряют базовую сторону (высотный трафарет резервуара) как расстояние по вертикали между днищем или базовым сто­ликом резервуара в точке касания лота рулетки и риской план­ки замерного люка. Полученный результат сравнивают с извест­ной (паспортной) величиной базовой высоты: они не должны отличаться более чем на допустимое отклонение рулетки (1±4 мм), в случае расхождения необходимо выявить причину и устранить;медленно опускают ленту рулетки с лотом до касания лотом днища или базового столика, не допуская отклонения лота от вертикали, не задевая за внутреннее оборудование и сохраняя спокойное состояние поверхности нефти;поднимают ленту рулетки строго вверх, без смещения в сторону, чтобы избежать искажения липни смачивания на ленте рулетки;отсчет на ленте рулетки производят с точностью до 1 мм немедленно, т. е. после появления смоченной части ленты рулетки над замерным люком.

Уровень в каждом резервуаре изме­ряют не менее двух раз. При получении расхождений в отсчетах более 10 мм из­мерения повторяют и из трех наиболее близких отсчетов берут среднее.

Для контроля за наличием подтовар­ной воды измеряют ее уровень в резер­вуарах и других емкостях при помощиводочувствительной ленты или пробоотборника. Затем по градуировочной характеристике резервуаров находят объ­ем подтоварной воды. Для определенияобъема нефти нужно из объема, отвечающего общему уровню, вычесть объем подтоварной продукции.

При приемо-сдаточных операциях наиболее распространен следующий порядок учета нефти: измерение температуры про­бы сразу же после ее извлечения из резервуара; определение средней плотности нефти и приведение ее к 20°С; определение массового содержания воды (в %) в отобранной средней пробе аппаратом Дина — Старка.

После этих измерений объем обводненной нефти умножают на ее среднюю плотность и получают массу брутто. Из данной массы вычитают массу воды, полученную умножением общей массы «влажной» нефти на массовый процент обводненной неф­ти, и получают массу нетто, т. е. массу чистой нефти, выражен­ную в тоннах.

Источник

Учет нефти в резервуарах

(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.

Источник

Операционные системы и программное обеспечение