Рекомендации по метрологии Р 50.2.040-2004 "Государственная система обеспечения единства изменений. Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. Основные положения" (приняты приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23 декабря 2004 г. N 125-ст)

Рекомендации по метрологии
Р 50.2.040-2004.
"Государственная система обеспечения единства изменений. Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. Основные положения"
(приняты приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23 декабря 2004 г. N 125-ст)

Дата введения 1 января 2005 г.

Взамен Инструкции по учету нефти при транспортировке

по системе магистральных нефтеповодов ОАО "АК "Транснефть"

1 Область применения

Настоящие рекомендации распространяются на метрологическое обеспечение учета нефти (массы нефти) при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов ОАО "АК"Транснефть" и устанавливают основные положения данного метрологического обеспечения, а также порядок организации и ведения учета массы нефти при ее транспортировке.

Рекомендации предназначены для юридических лиц всех форм собственности, участвующих воперациях сдачи и приема нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть".

2 Нормативные ссылки

В настоящих рекомендациях использованы ссылки на следующие нормативные документы (далее -НД):

ГОСТ 33-2000 (ИСО 3104-94) Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости.

ГОСТ 1437-75 Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серы.

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

ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99) Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров.

ГОСТ 2177-99 (ИСО 3405-88) Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава.

ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Методы определения содержания воды.

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.

ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.

ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей.

ГОСТ 7502-98 Рулетки измерительные металлические. Технические условия.

ГОСТ 11851-85 Нефть. Метод определения парафина.

ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей.

ГОСТ 29329-92 Весы для статического взвешивания. Общие технические требования.

ГОСТ 30414-96 Весы для взвешивания транспортных средств в движении. Общие техническиетребования.

ГОСТ 8.346-2000 ГСИ. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки.

ГОСТ 8.570-2000 ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки.

ПМГ 65-2003 ГСИ. Цистерны железнодорожные. Общие требования к методикам поверки объемным методом.

ГОСТ Р 50802-95 Нефть. Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов.

ГОСТ Р 51000.4-96 ГСС РФ. Система аккредитации в Российской Федерации. Общие требования к аккредитации испытательных лабораторий.

ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром.

ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия.

ГОСТ Р 51947-2002 Нефть и нефтепродукты. Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии.

ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений.

ГОСТ Р 8.569-98 ГСИ. Автоцистерны для жидких нефтепродуктов. Методика поверки.

ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.

ГОСТ Р 8.599-2003 ГСИ. Плотность и объем нефти. Таблицы коэффициентов пересчета плотности и массы.

ПР 50.2.009-94 ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений.

РД 08.00-74.30.10-КТН-001-1-03 Испытательные лаборатории, осуществляющие контроль качества нефти при приемо-сдаточных операциях. Основные требования.

РД 39-105-91 Правила клеймения средств измерений узлов учета нефти и трубопоршневых установок.

РД 50-156-79 Определение вместимости и градуировка железобетонных цилиндрических резервуаров со сборной стенкой вместимостью до 30000 м3 геометрическим методом.

РД 153-39.4-042 Инструкция по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти.

ГАРАНТ:

См. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти, утвержденные приказом Министерства промышленности и энергетики РФ от 31 марта 2005 г. N 69

РД 153-39.4-078-01 Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз.

МИ 1001-99 ГСИ. Определение поправочного коэффициента на полную вместимость нефтеналивных танков судов при измерении объема нефти. Методика расчета

МИ 1124-86 ГСИ. Вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров с теплоизоляцией. Методика выполнения измерений геометрическим методом.

МИ 2153-2003 ГСИ. Плотность нефти. Требования к методикам выполнения измерений ареометром при учетных операциях.

МИ 2174-91 ГСИ. Аттестация алгоритмов и программ обработки данных при измерениях. Основные положения.

МИ 2379-96 ГСИ. Давление насыщенных паров нефти. Методика выполнения измерений.

МИ 2575-2000 ГСИ. Нефть. Остаточное газосодержание. Методика выполнения измерений.

МИ 2579-2000 ГСИ. Резервуары (танки) речных и морских наливных судов. Методика поверки объемным методом.

МИ 2632-2001 ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемного расширения и сжимаемости. Методы и программа расчета.

МИ 2736-2002 ГСИ. Нормы погрешности баланса сдаваемой и принимаемой массы нетто нефти по ОАО "АК "Транснефть".

МИ 2724-2002 ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические теплоизолированные. Методика поверки геометрическим методом.

МИ 2773-2002 ГСИ. Порядок метрологического и технического обеспечения ввода в промышленную эксплуатацию систем измерений количества и показателей качества нефти.

МИ 2775-2002 ГСИ. Порядок метрологического и технического обеспечения промышленной эксплуатации систем измерений количества и показателей качества нефти, трубопоршневых поверочных установок и средств измерений в их составе.

МИ 2778-2002 ГСИ. Резервуары железобетонные вертикальные. Методика поверки объемным методом.

МИ 2795-2003 ГСИ. Потенциальные потери углеводородов в нефти от испарения. Методика выполнения измерений.

МИ 2825-2003 ГСИ. Системы измерительные количества и показателей качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированию.

МИ 2837-2003 ГСИ. Приемо-сдаточные пункты нефти. Метрологическое и техническое обеспечение.

АСТМ Д 445-96 Метод определения кинематической вязкости в прозрачных и непрозрачных жидкостях (и расчет динамической вязкости).

АСТМ Д 3230-90(97) Сырая нефть. Определение солей электрометрическим методом.

АСТМ Д 4006-81 Вода в сырых нефтях. Метод дистилляции.

АСТМ Д 4929-99 Стандартный метод определения органических хлоридов, содержащихся в сырой нефти.

АСТМ Д 4294-98 Нефтепродукты. Определение серы бездисперсионным рентгеноспектральным флюоресцентным методом.

АСТМ Д 5002-99 Стандартный метод определения плотности и относительной плотности сырой нефти цифровым анализатором плотности.

АСТМ Д 6377-99 Стандартный метод определения давления паров сырой нефти VPCR_X (метод расширения).

Примечание - При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных НД по указателю "Государственные стандарты", составленному по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяют в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящих рекомендациях применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 товарная нефть (нефть): Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858.

3.2 приемо-сдаточный пункт (ПСП): Пункт по учету количества и оценке качества нефти, на котором подразделения принимающей и сдающей нефть сторон выполняют операции приема-сдачи нефти.

3.3 ОАО (ООО) МН: Акционерные общества магистральных нефтепроводов, обеспечивающие эксплуатацию (обслуживание) магистральных нефтепроводов.

3.4 собственная нефть ОАО (ООО) МН: Нефть, находящаяся на балансе обществ магистральных нефтепроводов на основании прав владения, пользования и распоряжения. Собственная нефть ОАО (ООО) МН включает технологический остаток, временно вытесненную нефть и товарный остаток.

3.5 технологический остаток: Количество нефти в нефтепроводах и резервуарах, необходимое для осуществления непрерывного технологического процесса перекачки нефти.

3.6 временно вытесненная нефть: Количество нефти, вытесненное из выведенных из эксплуатации нефтепроводов и резервуаров, которое впоследствии будет направлено на заполнение вновь вводимых или отремонтированных нефтепроводов и резервуаров, а также находящееся в резервуарном парке за счет изменения условий инвентаризации (температуры, давления, плотности, балласта).

3.7 товарный остаток собственной нефти: Остаток нефти, предназначенный для реализации, расходов на собственные нужды в качестве топлива и другие технологические нужды.

3.8 товарный остаток нефти грузоотправителей: Остаток нефти, включающий мобильныйостаток, переходящий остаток и нераспределенный остаток.

3.9 мобильный (минимально-необходимый) остаток нефти грузоотправителей: Остаток нефти грузоотправителей, предназначенный для устойчивой работы ОАО "АК "Транснефть" для выполнения договорных обязательств по транспортировке нефти и рассчитываемый исходя из двухсуточной сдачи нефти в систему магистральных нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть" от количества, заявленного грузоотправителем на месяц.

3.10 переходящий остаток нефти грузоотправителей: Остаток нефти, принятой в систему магистральных нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть" от грузоотправителей на основании маршрутных поручений, но не сданный конечному грузополучателю.

3.11 нераспределенный остаток нефти грузоотправителей: Остаток нефти, принятой в систему магистральных нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть" от грузоотправителей на основании их заявок, но не оформленный в текущем месяце маршрутными поручениями.

3.12 транспортировка: Совокупность операций, включающая в себя операции приема нефти на начальном ПСП, перекачку по системе магистральных нефтепроводов, сдачу на конечном ПСП, слив, налив и перевалку.

3.13 грузоотправитель: Сторона по договору об оказании услуг по транспортировке нефти.

3.14 грузополучатель: Организация, являющаяся получателем нефти в пункте назначения и подписывающая акты приема-сдачи.

3.15 производитель: Производитель нефти, включенный Министерством промышленности и энергетики Российской Федерации в учетную структуру нефтяных компаний и нефтедобывающих организаций.

3.16 нефть клиентов: Нефть грузоотправителей (производителей).

3.17 наличие нефти клиентов: Фактическое наличие нефти грузоотправителей (производителей) в системе магистральных нефтепроводов в соответствии с исполнительными балансами ОАО (ООО) МН.

3.18 документальные остатки нефти клиентов: Расчетные остатки нефти грузоотправителей (производителей), определяемые исходя из остатков нефти на начало отчетного периода, количества принятой нефти в систему магистральных нефтепроводов, количества сданной нефти конечным грузополучателям, с учетом потерь нефти, рассчитанных в соответствии с "Нормами естественной убыли нефти при транспортировке нефти по маршрутам ОАО "АК "Транснефть".

3.19 маршрутное поручение: Поручение ОАО "АК "Транснефть" дочерним ОАО (ООО) МН на транспортировку партии нефти грузоотправителя.

3.20 пункт отправления: Начальный ПСП маршрута транспортировки (пункт приема нефти от грузоотправителя).

3.21 пункт назначения: Конечный ПСП маршрута транспортировки (пункт сдачи нефти грузополучателю).

3.22 промежуточный пункт: Пункт приема-сдачи между смежными ОАО (ООО) МН.

3.23 система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН): Совокупность средств измерений, системы обработки информации, технологического оборудования и трубопроводной арматуры, функционирующих как единое целое, основанная на методе динамических измерений массы брутто нефти, и предназначенная для:

- получения информации об измеряемых параметрах нефти,

- автоматической и ручной обработки результатов измерений,

- индикации и регистрации результатов измерений и результатов их обработки.

3.24 мера вместимости: Средство измерений объема нефти, имеющее свидетельство о поверке и градуировочную таблицу (резервуары, железнодорожные цистерны, танки наливных судов).

3.25 мера полной вместимости: Средство измерений объема нефти, имеющее свидетельство о поверке и оснащенное указателем уровня наполнения (автоцистерны, прицепы-цистерны, полуприцепы-цистерны).

3.26 партия нефти: Количество нефти, сопровождаемое одним маршрутным поручением.

3.27 схема нормальных (технологических) грузопотоков нефти: Документ, утвержденный уполномоченным государственным органом и устанавливающий нормы качества нефти в транспортных потоках.

3.28 стандартные условия: Условия, соответствующие температуре 20°С или 15°С и избыточному давлению, равному нулю.

3.29 масса брутто нефти: Общая масса нефти, включающая массу балласта.

3.30 масса балласта: Общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

3.31 масса нетто нефти: Разность массы брутто нефти и массы балласта.

3.32 система обработки информации (СОИ): Вычислительное устройство, принимающее, обрабатывающее информацию о количественно-качественных параметрах нефти, измеренных первичными преобразователями, и включающее в себя блоки индикации и регистрации результатов измерений.

3.33 испытательная (аналитическая) лаборатория нефти: Лаборатория, осуществляющая контроль качества нефти при приемо-сдаточных операциях.

4 Общие положения

4.1 ОАО "АК "Транснефть" осуществляет транспортировку нефти на основании договоров, заключаемых с грузоотправителями.

4.2 Транспортировку нефти осуществляют партиями.

4.3 Транспортировку осуществляют в соответствии со Схемой нормальных (технологических) грузопотоков нефти.

4.4 Каждый маршрут включает пункт отправления и пункт назначения.

5 Порядок приема и сдачи нефти

5.1 Учет нефти в системе магистральных нефтепроводов осуществляют по массе нетто в тоннах, с округлением до целых значений.

5.2 Требования к нефти, предъявленной для транспортировки на нефтеперерабатывающие заводы (далее - НПЗ) России и на экспорт: по ГОСТ Р 51858. Содержание свободного газа в нефти не допускается.

5.3 В случае обнаружения в принимаемой партии нефти свободного газа прием нефти прекращают. По согласованию сдающей и принимающей нефть сторон допускается продолжать прием нефти, при этом на результат измерений количества нефти вводят поправку в соответствии с приложением А.

5.4 При приеме и сдаче партии нефти на ПСП определяют ее массу и значения показателей качества нефти. По их результатам оформляют Акт приема-сдачи нефти (приложения Б, В, Г, Д, Е) и Паспорт качества нефти (приложения Ж, И, К, Л). Кроме того, при отгрузке нефти морским, речным и железнодорожным транспортом оформляют коносамент и накладную в соответствии с правилами, установленными на этом транспорте. Сведения, отраженные в коносаменте и в железнодорожных накладных, соответствуют данным в Актах приема-сдачи.

Должностных лиц, ответственных за прием-сдачу нефти, составление и подписание актов приема-сдачи нефти, назначают приказами руководителей сдающей и принимающей нефть сторон. Образцы подписей ответственных лиц хранят в бухгалтериях сдающей и принимающей нефть сторон.

Полномочия должностных лиц оформляют доверенностями. Подлинники доверенностей или нотариально заверенные копии находятся у представителей сдающей и принимающей сторон.

5.5 Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта.

5.6 Измерения массы брутто нефти на ПСП при приеме (сдаче) проводят следующими методами по ГОСТ Р 8.595:

- прямым методом динамических измерений,

- косвенным методом динамических измерений,

- прямым методом статических измерений,

- косвенным методом статических измерений,

- косвенным методом, основанным на гидростатическом принципе.

5.7 Нормы погрешности измерений массы нефти: по ГОСТ Р 8.595.

5.8 Технологическую обвязку и запорную арматуру СИКН содержат технически исправными и не допускают перетока и утечки нефти. При этом обеспечен контроль отсутствия утечек с помощью врезных вентилей, установкой заглушек или автоматический контроль герметичности запорной арматуры, применяемой при проведении контроля метрологических характеристик расходомеров.

5.9 Отбор проб нефти проводят по ГОСТ 2517. Испытания нефти проводят в аккредитованной испытательной (аналитической) лаборатории сдающей или принимающей стороны, входящей в состав соответствующего ПСП. Требования к испытательной лаборатории: по РД-08.00-74.30.10-КТН-001-1-03.

5.10 Требования к показателям качества нефти: по ГОСТ Р 51858. Для проверки соответствия нефти требованиям настоящего стандарта проводят приемо-сдаточные и периодические испытания.

Приемосдаточные# испытания проводят один раз в смену по следующим показателям: плотность, массовая доля серы, давление насыщенных паров (при приеме нефти для транспортировки по системе магистрального транспорта), массовая доля воды и концентрация хлористых солей.

Периодические испытания проводят в сроки, согласованные принимающей и сдающей нефть сторонами, но не реже одного раза в 10 дней по показателям: массовая доля механических примесей, давление насыщенных паров (при сдаче нефти из системы магистрального транспорта, при приеме-сдаче между смежными ОАО (ООО) МН), массовая доля сероводорода и легких меркаптанов, выход фракций, содержание хлорорганических соединений, массовая доля парафина.

Показатели "выход фракций" и "массовая доля парафина" определяют при приеме нефти в систему магистральных нефтепроводов и при сдаче нефти на экспорт.

Для определения массовой доли механических примесей, массовой доли органических хлоридов и парафина составляют накопительную пробу равных количеств нефти всех суточных объединенных проб за период между измерениями, отобранных по ГОСТ 2517.

Давление насыщенных паров, выход фракций, содержание сероводорода и легких меркаптанов определяют по точечным пробам нефти.

Остальные показатели качества нефти определяют по объединенной пробе нефти, отобранной по ГОСТ 2517.

Содержание свободного газа в нефти определяют не реже одного раза в месяц, а так же по требованию одной из сторон.

5.11 Показатели качества нефти определяют стандартизованными методами по 6.6.2. Определение показателей качества нефти может быть проведено с применением анализаторов, прошедших испытания с целью утверждения типа по ПР 50.2.009. Погрешность анализаторов: не хуже установленных стандартизованными методами. При применении автоматизированных анализаторов, в которых МВИ реализованы алгоритмами и программными средствами, разработку и аттестацию дополнительных МВИ не осуществляют.

5.12 Арбитражную (контрольную) пробу нефти хранят в соответствии с ГОСТ 2517 и ГОСТ 1510. При разногласиях в оценке показателей качества нефти, возникших после приемо-сдаточных испытаний и в срок не более срока хранения арбитражной пробы, проводят испытания (вскрытие) арбитражной пробы. Решение об испытании арбитражной пробы нефти принимают на основании письменного заявления одной из сторон с указанием причины, вызвавшей разногласие и при согласовании принимающей и сдающей нефть сторон. Снятие с хранения арбитражной пробы нефти проводят в присутствии принимающей и сдающей сторон с оформлением Акта снятия с хранения арбитражной пробы нефти, подписанного уполномоченными лицами от принимающей и сдающей стороны и соответствующей записи в журнале хранения арбитражных проб. Испытания проводят в лаборатории, определенной соглашением сторон. Результаты, полученные при испытании арбитражной пробы, считают окончательными.

5.13 Количество сданной и принятой нефти на ПСП измеряют по СИКН и мерам вместимости каждые два часа, посменно и ежесуточно по состоянию на 24 часа московского времени.

6 Определение массы нефти с применением СИКН

6.1 Массу брутто принятой и сданной нефти с применением СИКН определяют согласно РД 153-39.4-042.

При приеме-сдаче нефти по показаниям СИКН применяют следующие основные методы измерений:

- косвенный метод динамических измерений с применением преобразователей объемного расхода (далее - ПР), включая ультразвуковые, и поточных преобразователей плотности;

- прямой метод динамических измерений с применением массомеров.

6.2 При измерениях массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений регистрируют результаты измерений:

- объема нефти (м3), измеренного каждым рабочим ПР в рабочих условиях и приведенного к стандартным условиям;

- объема нефти (м3), приведенного к стандартным условиям, измеренного СИКН;

- плотности нефти (кг/м), измеренной поточным плотномером, приведенной к условиям измерений объема и к стандартным условиям;

- массы брутто нефти (т), измеренной по каждой рабочей линии и всей СИКН.

При измерениях косвенным методом динамических измерений, массу брутто нефти вычисляют как произведение соответствующих значений:

объема и плотности нефти, приведенных к условиям измерений объема;

объема и плотности нефти, приведенных к стандартным условиям согласно ГОСТ Р 8.595.

При определении объема нефти применяют ПР (турбинные, лопастные, роторные, ультразвуковые и др.), преобразователи давления и температуры, систему обработки информации.

При определении плотности нефти применяют поточные преобразователи плотности, преобразователи давления и температуры, систему обработки информации.

На выходе каждой измерительной линии, на входе и выходе поверочной установки устанавливают преобразователь давления и манометр, преобразователь температуры и стеклянный термометр. На выходном коллекторе СИКН - преобразователь давления и манометр.

В том случае, если вязкость нефти влияет на характеристики ПР, вязкость нефти определяют с периодичностью, указанной для метода измерений по ГОСТ 33.

В том случае, если на показания ПР вводят поправку по вязкости, ее измеряют поточным вискозиметром.

6.3 При измерениях прямым методом динамических измерений массу брутто нефти измеряют массомерами и автоматически регистрируют результаты измерений массы нефти (в тоннах), измеренной каждым рабочим массомером и всей СИКН.

6.4 Определение содержания балласта в нефти проводят в испытательной лаборатории с использованием проб, отбираемых автоматическими пробоотборниками или вручную в соответствии с ГОСТ 2517.

6.5 Вычисление массы нетто нефти

Массу нетто нефти М_н, т, вычисляют как разность массы брутто нефти М, т, и массы балластата m, т, по формуле

Если измеряют не массовую, а объемную долю воды в нефти, то массовую долю вычисляют по формуле

6.6 Определение показателей качества нефти

6.6.1 Пробы для определения показателей качества нефти отбирают в соответствии с ГОСТ 2517.

6.6.2 Показатели качества нефти определяют стандартизованными лабораторными методами в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858:

- плотность по ГОСТ 3900, или по ГОСТ Р 51069 с учетом МИ 2153;

- массовую долю воды по ГОСТ 2477 и (или) по АСТМ Д 4006;

- массовую долю механических примесей по ГОСТ 6370;

- концентрацию хлористых солей по ГОСТ 21534 и (или) АСТМ Д 3230;

- массовую долю серы по ГОСТ 1437 и ГОСТ Р 51947 или по АСТМ Д 4294;

- давление насыщенных паров (ДНП) по ГОСТ 1756, АСТМ Д 6377;

- объемную долю свободного газа по МИ 2575;

- массовую долю парафина по ГОСТ 11851;

- выход фракций по ГОСТ 2177 (метод Б);

- массовую долю сероводорода по ГОСТ Р 50802;

- массовую долю метил- и этилмеркаптанов по ГОСТ Р 50802;

- массовую долю органических хлоридов по АСТМ Д 4929.

Приведение плотности нефти при 20°С к 15°С выполняют по таблицам ГОСТ Р 8.599, а также по таблицам МИ 2153 или по программам пересчета МИ 2632.

Плотность нефти допускается определять анализаторами плотности, погрешность которых не хуже погрешности стандартизованных лабораторных методов (поточными или лабораторными).

6.6.3 В актах приема-сдачи и в паспортах качества измеренные параметры отражают с числом значащих цифр после запятой, указанным в таблице:

Параметр (характеристика)	Единица величины	Число цифр после запятой
Температура	°С	1
Давление	МПа	2
Плотность	кг/м3	1
Масса	тонна	0
Объем	м3	0
Массовая доля балласта	%	4
Массовая доля хлористых солей	%	4
Массовая доля мех. примесей	%	4
Массовая доля воды	%	2
Массовая доля серы	%	2

6.7 Алгоритм измерений и программу обработки результатов измерений излагают в НД наметодику выполнения измерений, разработанной и аттестованной в соответствии с ГОСТ Р 8.563, ГОСТ Р 8.595 и МИ 2174.

6.8 Конкретные условия эксплуатации, порядок организации измерений массы нефти излагают в "Инструкции по эксплуатации СИКН", разработанной для каждой СИКН в соответствии с РД 153-39.4-042.

6.9 В случае отказа средств измерений, не позволяющего осуществлять учет по СИКН, переходна резервную схему учета осуществляют согласно положениям РД 153-39.4-042. За минимальное время от момента отказа (или последнего зафиксированного значения количества нефти) до перехода на резервную схему учета, количество перекаченной нефти определяют расчетным путем, при этом параметры потока (давление, температуру, плотность нефти) принимают равными средним значениям за последний отчетный период, значение расхода нефти при этом принимают равным зафиксированному значению за последние два часа при неизменном режиме перекачки, и оформляют Акт, составленный комиссионно.

7 Определение массы нефти в мерах вместимости и мерах полной вместимости

7.1 Определение массы нефти в мерах вместимости

Массу нефти в мерах вместимости определяют:

косвенным методом статических измерений,

прямым методом статических измерений,

косвенным методом, основанном на гидростатическом принципе.

7.1.1 При измерениях косвенным методом статических измерений в мерах вместимости объем нефти определяют по градуировочной таблице, используя результат измерений уровня нефти в мере вместимости. Плотность нефти измеряют переносным плотномером или определяют в лаборатории по объединенной пробе нефти, отобранной из меры вместимости по ГОСТ 2517. Массу брутто нефти определяют как произведение объема нефти и плотности, приведенной к условиям измерений объема, или как произведение объема нефти и плотности нефти, приведенных к стандартным условиям.

7.1.2 При измерениях прямым методом статических измерений массу порожней меры вместимости и массу меры вместимости с нефтью измеряют на весах. Массу брутто нефти вычисляют как разность массы меры вместимости с нефтью и массы порожней меры вместимости.

7.1.3 При измерениях косвенным методом, основанном на гидростатическом принципе, массу нефти вычисляют, используя результат измерений гидростатического давления столба нефти, а так же# градуировочные таблицы меры вместимости.

7.1.4 Определение вместимости при применении косвенного метода статических измерений и косвенного метода, основанного на гидростатическом принципе, проводят по следующим нормативным документам:

вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров - по ГОСТ 8.570 и МИ 1124;

вместимость горизонтальных цилиндрических резервуаров - по ГОСТ 8.346;

вместимость железобетонных резервуаров - по РД 50-156 и МИ 2778;

вместимость железнодорожных цистерн - по ПМГ 65;

вместимость автоцистерн - по ГОСТ Р 8.569;

вместимость резервуаров (танков) речных и морских судов - по МИ 2579.

7.1.5 Учет количества принятой и сданной нефти косвенным методом статических измерений с использованием резервуаров проводят после двухчасового отстоя нефти в резервуарах и дренажа подтоварной воды и загрязнений.

7.1.6 Измерения уровня нефти и подтоварной воды в резервуарах

Уровень нефти измеряют уровнемерами, измерительными рулетками с лотом по ГОСТ 7502 или электронными рулетками.

Уровень подтоварной воды измеряют уровнемерами, измерительными рулетками при помощи водочувствительной ленты или пасты, электронными средствами измерений.

Уровень нефти и подтоварной воды в резервуарах допускается измерять другими техническими средствами, сертифицированными для выполнения данных операций.

Измерения уровня нефти и подтоварной воды уровнемером или электронной рулеткой

Измерения уровня нефти и уровня подтоварной воды уровнемером или электронной рулеткой проводят в соответствии с эксплуатационной документацией на уровнемер или электронную рулетку.

Измерения уровня нефти измерительной рулеткой

Ленту рулетки до и после измерений протирают мягкой тряпкой насухо.

Проверяют базовую высоту резервуара как расстояние по вертикали от днища в точке касания груза измерительной рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки измерительного люка.

Полученный результат сравнивают с известной (паспортной) величиной базовой высоты, нанесенной на резервуаре.

Если базовая высота (Н_б) отличается от полученного результата не более, чем на 0,1% Н_б, то измерение уровня нефти рулеткой осуществляется в следующей последовательности:

Опускают ленту рулетки с грузом медленно до касания лотом днища или опорной плиты (при наличии), не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности нефти и не допуская волн.

Затем рулетку поднимают строго вертикально, не допуская смещения в сторону, и берут отсчет на месте смоченной части ленты нефтью.

Отсчет по ленте рулетки проводят сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком с точностью до 1 мм.

Измерения уровня жидкости в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более, чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.

Если полученное расхождение измерений составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее значение из трех наиболее близких измерений.

Если базовая высота (Н_б) отличается от полученного результата более, чем на 0,1 % Н_б, выясняют причину изменения базовой высоты и устраняют ее в кратчайшие сроки. Базовую высоту резервуара измеряют не менее, чем 1 раз в год.

На период, необходимый для выяснения и устранения причин изменения базовой высоты, разрешается измерения уровня нефти проводить по высоте пустоты резервуара.

Определение уровня нефти по высоте пустоты резервуара с помощью измерительной рулетки

Опускают ленту рулетки с грузом медленно до погружения лота в нефть, не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности нефти и не допуская волн.

Первый отсчет (верхний) берут по рулетке на уровне риски планки замерного люка. Затем рулетку поднимают строго вертикально, не допуская смещения в сторону, и берут отсчет на месте смоченной части ленты нефтью (нижний отсчет).

Отсчет по ленте рулетки проводят сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком с точностью до 1 мм.

Измерения высоты пустоты в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более, чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.

Если полученное расхождение измерений составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее значение из трех наиболее близких измерений.

Высоту пустоты находят как разность верхнего и нижнего отсчетов по рулетке.

Уровень нефти в резервуаре определяют вычитанием полученного значения высоты пустоты из паспортной величины базовой высоты резервуара.

Измерения уровня подтоварной воды в резервуарах измерительной рулеткой

Измерения уровня подтоварной воды в резервуарах проводят измерительной рулеткой при помощи водочувствительной ленты или пасты в следующей последовательности:

Водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к поверхности лота с двух противоположных сторон.

Водочувствительную пасту наносят тонким слоем (0,2...0,3 мм) на поверхность лота полосками с двух противоположных сторон.

Рулетку с лотом с водочувствительной пастой или с прикрепленной водочувствительной лентой при определении уровня подтоварной воды выдерживают в резервуаре неподвижно в течение 2 - 3 минут, когда водочувствительный слой полностью растворится и грань между слоями воды и нефти будет резко выделена.

Измерения уровня подтоварной воды в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более, чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.

Измерения уровня подтоварной воды повторяют, если на ленте или пасте она обозначена нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, что указывает на наклонное положение лота при выполнении измерений.

Размытая грань является следствием отсутствия резкой границы раздела между водой и нефтью и свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае измерения повторяют после отстоя и расслоения эмульсии.

7.1.7 Определение фактического объема нефти в резервуаре

Общий объем нефти в резервуаре и объем подтоварной воды определяют по градуировочной таблице на конкретный резервуар.

Фактический объем нефти в резервуаре вычисляют по формуле

7.1.8 Определение плотности нефти в мерах вместимости

Плотность нефти измеряют плотномером в соответствии с инструкцией по эксплуатации на данный тип или по ГОСТ 3900 с учетом МИ 2153, или по ГОСТ Р 51069 с учетом систематической погрешности, определенной по МИ 2153, по объединенной пробе нефти, отобранной из резервуара в соответствии с ГОСТ 2517. Значения плотности приводят к температуре измерения объема нефти в резервуаре и к стандартным условиям в соответствии с МИ 2153 или МИ 2632.

7.1.9 Определение температуры нефти в мерах вместимости

Среднюю температуру нефти в мерах вместимости определяют с помощью стационарных преобразователей температуры или преобразователя температуры в составе электронной рулетки в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации одновременно с измерениями уровня или вручную путем ее измерений при отборе точечных проб.

При отборе объединенной пробы стационарными пробоотборниками в один прием по ГОСТ 2517 определяют среднюю температуру нефти путем измерений температуры этой пробы термометром.

При отборе точечных проб температуру нефти в пробе определяют в течение 1-3 минут после отбора пробы, при этом переносной пробоотборник выдерживают на уровне отбираемой пробы в течение не менее пяти минут. Термометр погружают в нефть на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживают в пробе до принятия столбиком ртути постоянного положения.

Среднюю температуру нефти рассчитывают по температуре точечных проб, используя соотношение для составления объединенной пробы из точечных по ГОСТ 2517.

7.1.10 Определение массы брутто нефти в мерах вместимости

Массу брутто нефти, в тоннах, в мерах вместимости вычисляют по формуле

7.1.11 Определение массы брутто нефти при откачке из мер вместимости

При откачке нефти из мер вместимости (резервуара) массу сданной нефти определяют как разность первоначальной массы и массы остатка.

Массу сданной нефти М_СД вычисляют по формуле

7.1.12 Определение массы брутто нефти при закачке нефти в меры вместимости

При закачке нефти в меры вместимости (в резервуары, танки наливных судов, железнодорожные цистерны) массу принятой нефти М_ПР вычисляют по формуле

7.1.13 Определение содержания балласта в нефти в мерах вместимости

Определение содержания балласта в нефти проводят в испытательной лаборатории с использованием проб, отбираемых в соответствии с ГОСТ 2517.

7.1.14 Определение массы нетто нефти в мерах вместимости

Определение массы нетто нефти проводят в соответствии с 6.5 настоящих рекомендаций.

7.1.15 При автоматизированных измерениях массы нефти в мерах вместимости уровень нефти измеряют уровнемером, входящим в состав автоматизированной системы учета. Плотность нефти определяют по каналу измерений плотности АСУ, или по объединенной пробе нефти, отобранной по ГОСТ 2517. Температуру нефти измеряют автоматически, используя канал измерений температуры автоматизированной системы учета.

7.2 Измерения массы нефти в мерах полной вместимости

7.2.1 При измерениях массы нефти в мерах полной вместимости косвенным методом статических измерений объем нефти определяют по свидетельству о поверке меры полной вместимости. Плотность нефти измеряют переносным плотномером или определяют лабораторным методом по точечной пробе нефти, отобранной из меры полной вместимости по ГОСТ 2517.

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

Температуру нефти в мерах полной вместимости измеряют термометром в точечной пробе нефти.

7.2.2 При измерениях массы нефти в мерах полной вместимости прямым методом статических измерений массу порожней меры полной вместимости и массу меры полной вместимости с нефтью измеряют на весах. Массу брутто нефти вычисляют как разность массы меры полной вместимости с нефтью и массы порожней меры полной вместимости.

7.3 Для обеспечения достоверности учетных операций меры вместимости и меры полной вместимости подвергают периодической очистке от донных отложений в соответствии с РД 153-39.4-078-01. При этом обеспечивают герметичность технологической обвязки и запорной арматуры меры вместимости и отсутствие утечек нефти, а также возможность проверкигерметичности запорной арматуры.

7.4 Показатели качества нефти в мерах вместимости и мерах полной вместимости определяют в соответствии с 6.6.2.

8 Определение массы нефти при отгрузке в танки наливных судов

8.1. Определение массы нефти при отгрузке в танки наливных судов проводят по данным береговой СИКН прямым методом динамических измерений, косвенным методом динамических измерений. В качестве резервной схемы измерений применяют косвенный метод статическихизмерений (по резервуарам).

8.2 В качестве резервного средства измерений могут быть использованы танки наливных судов при наличии градуировочных таблиц, утвержденных в установленном порядке, и известном значении судового поправочного множителя К, учитывающего отклонение значения полной вместимости танкера от ее расчетного калиброванного значения за счет различных факторов (неточность градуировочных таблиц, наличие неудаленных остатков, деформация танков и т.п.). Расчет коэффициента К проводят в соответствии с МИ 1001.

При измерениях массы нефти в танках косвенным методом статических измерений объем нефти определяют по градуировочной таблице танкера, используя результаты измерений уровня нефти в танке и уровня подтоварной воды. Плотность нефти измеряют переносным плотномером или определяют в лаборатории по объединенной пробе нефти, отобранной из танка по ГОСТ 2517. Массу брутто нефти определяют как произведение объема нефти и плотности, приведенной к условиям измерений объема, или как произведение объема нефти и плотности нефти, приведенных к стандартным условиям.

Среднюю температуру нефти в танке определяют по 7.1.9.

Вместимость резервуаров (танков) речных и морских судов определяют по МИ 2579.

8.3 Измерения уровня нефти и подтоварной воды в танке проводят после отстоя нефти не менее 30 минут.

8.4 Показатели качества нефти в танках наливных судов определяют в соответствии с 6.6.2, за исключением измерений содержания свободного газа в нефти.

9 Определение массы нефти при отгрузке в железнодорожные цистерны

При транспортировке партии нефти в железнодорожных цистернах массу нефти определяют следующими методами:

- по результатам налива нефти в цистерны с использованием СИКН;

- прямым методом статических измерений;

- косвенным методом статических измерений.

Вместимость железнодорожных цистерн определяют по ПМГ 65.

9.1 При измерениях массы нефти в железнодорожных цистернах косвенным методом статических измерений объем отгруженной нефти определяют по результатам измерений уровня нефти метрштоком.

Измерения уровня нефти в железнодорожных цистернах выполняют после отстоя нефти не менее 10 минут.

Плотность нефти измеряют переносным плотномером или определяют в лаборатории по объединенной пробе нефти, отобранной из цистерны по ГОСТ 2517. Массу брутто нефти определяют как произведение объема нефти и плотности, приведенной к условиям измерений объема, или как произведение объема нефти и плотности нефти, приведенных к стандартным условиям.

Среднюю температуру нефти в цистерне определяют по 7.1.9.

9.2 При измерениях массы нефти в железнодорожных цистернах прямым методом статических измерений взвешиванием на весах по ГОСТ 29329 расцепленных цистерн массу брутто нефти в цистерне вычисляют как разность масс брутто до и после налива (слива) нефти в цистерны, измеренных на весах. Общую массу брутто нефти в железнодорожном составе находят суммированием масс брутто нефти в отдельных цистернах.

9.3 При измерениях массы нефти в железнодорожных цистернах прямым методом статических измерений взвешиванием на весах по ГОСТ 30414 в движении нерасцепленных цистерн и составов из них массу брутто нефти в составе вычисляют как разность масс брутто до и после налива (слива) в цистерны состава, измеренных взвешиванием на весах в движении.

9.4 Показатели качества нефти в железнодорожных цистернах определяют в соответствии с 6.6.2 за исключением измерений содержания свободного газа в нефти.

10 Определение массы нефти в нефтепроводах

10.1 Массу (брутто) нефти, находящейся в трубопроводе, определяют как суммарную массу нефти на отдельных участках трубопровода. Полученный результат округляют до целого значения тонн:

10.2 Расчетные участки выбирают таким образом, чтобы разность давлений между конечной и начальной точками участка не превышала 0,3 МПа.

10.3 С учетом влияния средних для данного участка значений температуры и давления вместимость участка трубопровода рассчитывают по формуле

Градуировочные таблицы на линейную часть трубопровода и технологические трубопроводы составляют по вместимости одного метра длины трубопровода, исходя из внутреннего диаметра и длины участка трубопровода.

Градуировочные таблицы корректируют при изменении длины или диаметра трубопровода. Таблицы утверждает главный инженер ОАО (ООО) МН. К таблицам прилагают схему трубопровода с указанием диаметра, толщины стенки и длины трубопровода.

10.4 Средние для данного участка значения температуры, давления и плотности нефти, находящегося в линейной части магистрального нефтепровода и в технологических трубопроводах, определяют как среднее арифметическое соответствующих величин, измеренных в начале и конце участка нефтепровода во время проведения инвентаризации:

Для трубопроводов с предварительно подогретой нефтью:

10.5 Если за период времени, соответствующий заполнению рассматриваемого участка непосредственно перед инвентаризацией, в начале участка наблюдалось изменение плотности (приведенной к одной температуре) более, чем на 5 кг/м3, среднее значение плотности рассчитывают по формуле.

Требуемое число партий k определяют из условия

10.6 Массовую долю балласта m_mp, %, содержащегося в нефти, находящейся в нефтепроводе, рассчитывают как средневзвешенное значение соответствующих величин, определенных в начале участка нефтепровода на момент его заполнения нефтью:

Соответственно, масса нефти нетто в линейной части магистрального трубопровода и в технологических трубопроводах (фактическое наличие нефти) составляет

11 Инвентаризация нефти на предприятиях

11.1 Инвентаризацию нефти проводят с целью выявления ее фактического наличия и сопоставления фактического наличия нефти с данными бухгалтерского учета.

11.2 Инвентаризацию нефти проводят по состоянию на 24 часа московского времени последнего числа каждого месяца.

11.3 Для проведения инвентаризации приказом по ОАО (ООО) МН и подразделению создают постоянно действующие инвентаризационные комиссии из числа работников ОАО (ООО) МН при обязательном участии бухгалтера, возглавляемые руководителем ОАО (ООО) МН или его заместителем.

Руководитель и главный бухгалтер ОАО (ООО) МН несут ответственность за правильное и своевременное проведение инвентаризации.

11.4 Инвентаризацию проводят без прекращения перекачки по магистральным нефтепроводам.

11.5 ОАО (ООО) МН имеют следующую документацию:

- на линейную часть магистральных нефтепроводов, технологические нефтепроводы и технологические резервуары (емкости утечек, дренажные емкости и т.п.) градуировочные таблицы, выполненные на основании расчетов вместимости, утвержденные главным инженером ОАО (ООО) МН, и другие нормативные документы;

- на меры вместимости (резервуары и др.) - градуировочные таблицы, утвержденные в установленном порядке, и другие нормативные документы.

11.6 Массу нефти при инвентаризации определяют:

- в резервуарах и других мерах вместимости;

- в линейной части магистральных нефтепроводов;

- в технологических резервуарах;

- в технологических трубопроводах.

11.7 Определение массы нефти в мерах вместимости, линейной части магистральных нефтепроводов и технологических трубопроводах осуществляют в соответствии с разделом 7 настоящих рекомендаций.

11.8 К моменту инвентаризации количество резервуаров, находящихся в режиме закачки-откачки: минимальное.

11.9 Массу нефти в резервуарах при инвентаризации определяют в установленное время проведения инвентаризации: в отключенных и работающих резервуарах. При инвентаризации нефти резервуара, работающего в режиме закачки (откачки), массовую долю балласта рассчитывают из Паспорта качества, оформленного за текущую смену.

11.10 Если на момент инвентаризации из резервуаров проводят откачку в меры полной вместимости, массу нефти определяют по резервуару в соответствии с разделом 7 настоящих рекомендаций.

11.11 Измеренный при инвентаризации фактический остаток нефти в резервуарах включает в себя:

- технологический остаток (в том числе минимально допустимый);

- временно вытесненную нефть;

- товарный остаток.

11.11.1 ОАО (ООО) МН осуществляют расчет норм технологического остатка (в том числе минимально допустимого остатка и технологического запаса) в соответствии с "Методикой определения нормативов технологических остатков нефти в резервуарных парках ОАО "АК"Транснефть" и в соответствии с "Регламентом расчета полезной емкости, емкости для товарных операций и разработки технологических карт на резервуары и резервуарные парки", утвержденным ОАО "АК "Транснефть".

Нормы технологического остатка в резервуарных парках ОАО (ООО) МН утверждают ОАО АК "Транснефть" один раз в год на основании предложений акционерных обществ.

Технологический остаток, отражаемый в исполнительном балансе, рассчитывают по состоянию на последнее число каждого отчетного месяца, исходя из количества резервуаров, находящихся в эксплуатации.

11.11.2 Временно вытесненная нефть предназначена для дальнейшего использования для технологических нужд предприятия: восполнения технологических остатков во вновь вводимых или выведенных из ремонта резервуаров и нефтепроводов.

11.11.3 Для определения товарного остатка из массы фактического остатка нефти в резервуарах вычитают массу технологического остатка и временно вытесненной нефти.

11.12 Нефть, находящуюся в нефтепроводах предприятия нефтепроводного транспорта, считают технологической.

11.13 Для обеспечения устойчивой работы транспортной системы, помимо технологического остатка, сохраняют мобильный (минимально-необходимый) остаток нефти клиентов, включающий:

а) товарно-коммерческий запас, обеспечивающий:

- при сдаче в пунктах назначения на НПЗ и на экспорт - непрерывную поставку потребителям в течение восьми часов;

- при отгрузке нефти в морских портах - налив одного судна в полном объеме с учетом грузоподъемности наливных судов, ритмичности подачи судов и объемов перевалки нефти;

- при отгрузке нефти в железнодорожные цистерны - налив одного маршрута в полном объемеи в установленные сроки;

б) запас нефти на таможенных пунктах сдачи (из расчета суточной перекачки), предназначенный для выполнения таможенных требований по перемещению нефти;

в) запас для разделения по сортности нефти (в расчете учитывают наличие в резервуарных парках товарной высокосернистой нефти, не предназначенной для транзитной перекачки в связи с ограничением сдачи в систему, или малосернистой нефти, предназначенной для закачки в отдельный нефтепровод для сохранения качества нефти в пункте назначения).

Нормы мобильного (минимально-необходимого) остатка нефти клиентов в резервуарных парках ОАО (ООО) МН утверждает ОАО "АК "Транснефть" один раз в год.

11.14 Нефть, подготовленную к отгрузке железнодорожным, водным или другими видами транспорта, но не оформленную отгрузочными документами по состоянию на 24 часа московского времени последнего числа месяца, учитывают в остатках нефти грузоотправителей.

11.15 Количество принятой и сданной нефти за отчетный период по показаниям СИКН отражают в актах приема-сдачи, подписываемых представителями сдающей и принимающей стороны, ежемесячном сводном реестре Актов приема-сдачи, в исполнительном балансе, в актах сверки и в других учетных документах.

11.16 Фактическое наличие нефти в нефтепроводах и резервуарах на последнюю дату каждого месяца отражают в Актах инвентаризации и сводной ведомости инвентаризации.

Формы Актов инвентаризации, сводной ведомости инвентаризации и сличительной ведомости инвентаризации приведены в приложениях П, Р, С, Т.

Акты инвентаризации составляют в трех экземплярах. Первый экземпляр оставляют на месте инвентаризации, второй передают в УМН или РНУ, третий - в ОАО (ООО) МН. Результаты инвентаризации по каналам связи передают в ОАО (ООО) МН в день ее проведения.

11.17 УМН или РНУ не позднее 3-го числа каждого месяца направляют в ОАО (ООО) МН сводные ведомости инвентаризации и сличительные ведомости инвентаризации, которые оформляют в двух экземплярах. Первый экземпляр оставляют в УМН или РНУ, второй - передаютв ОАО (ООО) МН.

11.18 Проведение инвентаризации и оформление ее результатов всеми ОАО (ООО) МН осуществляют в соответствии с действующими нормативными документами, определяющими порядок проведения инвентаризации.

11.19 При проведении работ по вытеснению нефти из нефтепроводов и резервуаров, связанных с ликвидацией, консервацией, а также выводом в ремонт объектов, составляют Акты вытеснения нефти с указанием количества вытесненной нефти, в тоннах.

При заполнении нефтью вновь построенных или введенных после ремонта нефтепроводов и резервуаров составляют Акты заполнения нефти с указанием количества нефти, направленной на заполнение, в тоннах.

Данные о перемещении нефти отражают в исполнительном балансе.

11.20 ОАО (ООО) МН оформляют сводные ведомости инвентаризации, сличительные ведомости инвентаризации, оперативный исполнительный баланс и в срок до 5-го числа последующего месяца передают в ОАО "АК "Транснефть" оперативный баланс нефти за прошедший месяц по форме, установленной ОАО "АК "Транснефть", и уточненный - в срок до13-го числа.

Порядок разработки баланса приведен в разделе 14 настоящих рекомендаций.

12 Оформление документов о приеме и сдаче нефти

12.1 Подтверждением факта приема партии нефти к транспортировке является Акт приема-сдачи, оформленный на начальном ПСП, и подписанный сдающей нефть и принимающей ее для транспортировки сторонами.

12.2 Оформленные на промежуточных ПСП между смежными ОАО (ООО) МН Акты приема-сдачи подтверждают факт прохождения соответствующей партии нефти.

12.3 Акты приема-сдачи партии нефти, оформленные в пункте назначения, подтверждают исполнение обязательств ОАО "АК "Транснефть" перед грузоотправителями в части транспортировки нефти и являются исходными для последующего отражения по всему маршруту, указанному в маршрутном поручении ОАО "АК "Транснефть", и в отчетных документах.

12.4 Акты приема-сдачи нефти оформляет сдающая сторона (владелец ПСП) не менее, чем в двух экземплярах, их нумеруют с начала года и регистрируют в журнале учета (приложение У).

12.5 При приеме-сдаче нефти по СИКН составляют Акт по форме приложения Б (для оформления партии нефти), приложения В.1 (для оформления партий нефти, перемещаемых через таможенную границу Российской Федерации), приложения В.2 (для оформления партий нефти на зарубежных ПСН) или приложения Г (для валовых объемов нефти). Показания по СИКН регистрируют в журнале (приложение Ф).

12.6 При приеме-сдаче нефти в резервуарах составляют Акт по форме приложения Д (для оформления партии нефти) или приложения Е (для оформления валовых объемов нефти). Результаты измерений регистрируют в журнале регистрации результатов измерений.

12.7 На нефть, отгруженную железнодорожным или водным транспортом, оформляют Акты приема-сдачи и отгрузочные документы (накладные, коносаменты) в установленном порядке.

ОАО (ООО) МН, осуществляющие приемо-сдаточные операции при сдаче на другой вид транспорта, обеспечивают контроль за соответствием количеств нефти, отраженных в Актах приема-сдачи и накладных (или коносаментах).

12.8 Обязательным приложением к Акту приема-сдачи нефти является Паспорт качества нефти (приложения Ж, И, К, Л).

12.9 ОАО (ООО) МН, нефтебазы разрабатывают документооборот по учету нефти и устанавливают конкретных ответственных лиц за учет нефти.

13 Определение потерь нефти и их оформление

13.1 При транспортировке нефти возникает ее естественная убыль, к которой относят:

- потери нефти от испарения (уменьшения массы) из резервуаров и транспортных емкостей при сохранении ее качества в пределах требований нормативных документов при проведении товарно-транспортных операций. Эти потери являются следствием физико-химических свойств нефти, воздействия метеорологических факторов, режимов эксплуатации резервуаров, термо- и гидродинамических условий в них, степени защищенности нефти от контакта с атмосферой;

- потери нефти на линейной части магистральных нефтепроводов и станционном оборудовании, которые неизбежны при существующей технике и технологии транспортировки нефти.

Потери нефти от естественной убыли рассчитывают в соответствии с документом "Нормы естественной убыли нефти при ее транспортировке по маршрутам ОАО "АК "Транснефть" и относят на издержки грузоотправителей.

13.2 При эксплуатации объектов возможны потери, не относящиеся к естественной убыли:

- аварийные потери нефти, вызванные повреждением и нарушением герметичности нефтепроводов, транспортных емкостей и резервуаров, разгерметизацией запорно-регулирующей арматуры;

- потери нефти, связанные с ремонтными работами на участках магистральных нефтепроводов.

Аварийные потери определяют на основании Акта технического расследования аварии (отказа) линейной части магистрального трубопровода (приложение X) и относят на издержки предприятий нефтепроводного транспорта.

Потери, связанные с ремонтными работами, отражают в формах приложения Ц и относят на затраты предприятий нефтепроводного транспорта по выполнению этих ремонтных работ.

13.3 Потери, связанные с погрешностью баланса сдаваемой и принимаемой нефти, или фактический дебаланс в предприятиях магистральных нефтепроводов возникает в результате погрешности измерений массы нетто нефти, принятой от производителей, сданной смежным ОАО (ООО) МН или грузополучателям, зависит от количества пунктов приема-сдачи нефти, оснащения ПСП СИКН, погрешностей СИКН, с помощью которой проводят прием и поставку нефти, погрешностей определения величины изменения массы нефти в резервуарах и нефтепроводах на начало и конец отчетного периода, а также погрешностей определения показателей качества нефти.

Нормы погрешности баланса по каждому предприятию, определенные пределами их допускаемых значений, исходя из погрешности средств измерений и методов определения составляющих массы сдаваемой и принимаемой нефти, рассчитывают в соответствии с МИ 2736.

ОАО (ООО) МН ежемесячно представляют ОАО "АК "Транснефть" данные о сложившейся величине погрешности баланса, рассчитанной в соответствии с МИ 2736.

Если фактический дебаланс за отчетный период имеет положительное значение и не превышает норму допускаемого дебаланса, то на величину полученного положительного дебаланса составляют Акт комиссией, назначенной руководителем предприятия в соответствии с "Положением по ведению бухгалтерского учета и бухгалтерской отчетности в Российской Федерации", излишек имущества приходуют по рыночной стоимости на дату проведения инвентаризации и зачисляют его на финансовые результаты предприятия.

Если фактический дебаланс за отчетный период имеет отрицательное значение, то на величину отрицательного дебаланса составляют Акт комиссией, назначенной руководителем предприятия, и в соответствии с "Положением по ведению бухгалтерского учета и бухгалтерской отчетности в Российской Федерации", недостачу в размере, определенном по средней стоимости, относят на виновных лиц.

Если виновные лица не установлены или суд отказал во взыскании убытков с них, то убытки недостающей нефти от недостачи имущества списывают на финансовые результаты предприятия.

При этом излишки, возникшие в результате погрешности баланса сдаваемой и принимаемой нефти, отражают в исполнительном балансе в остатках собственной нефти.

Недостачу нефти, возникшую в результате погрешности баланса сдаваемой и принимаемой нефти, относят на издержки ОАО (ООО) МН и покрывают в исполнительном балансе из остатков собственной нефти.

13.4 Ответственность сторон за потери, вызванные обстоятельствами непреодолимой силы (форс-мажор), предусматривают в договорах об оказании услуг по транспортировке нефти с грузоотправителями.

14 Порядок разработки отчетов и исполнительных балансов

14.1 Исполнительный баланс нефти в целом по ОАО (ООО) МН, составляют на базе Актов приема-сдачи нефти, Актов инвентаризации на последнюю дату каждого месяца, сводных ведомостей инвентаризации, сличительных ведомостей инвентаризации, фактических потерь (с учетом норм погрешности баланса сдаваемой и принимаемой нефти) по форме, установленной ОАО "АК "Транснефть", и представляют в ОАО "АК "Транснефть" не позднее 13-го числа месяца, следующего за отчетным.

14.2 Нефть, находящуюся на балансе ОАО (ООО) МН, отражают в бухгалтерских отчетах в натуральном и стоимостном выражении.

14.3 ОАО (ООО) МН по итогам месяца формируют отчеты о приеме, сдаче, потерях и остатках нефти в разрезе грузоотправителей (производителей) на основании данных о сдаче нефти в пунктах назначения и данных смежных ОАО (ООО) МН. Вышеуказанные отчеты отражают информацию о документальных остатках нефти грузоотправителей (производителей) на начало и конец отчетного периода и подтверждают исполнение обществами услуг по транспортировке нефти. Отчеты являются приложением к исполнительным балансам, которые представляют в ОАО "АК "Транснефть".

14.4 ОАО (ООО) МН не позднее 10 числа месяца, следующего за отчетным, составляют акты сверки количества перекачанной нефти между смежными ОАО (ООО) МН, с разбивкой по исполненным маршрутным поручениям.

14.5 ОАО (ООО) МН, осуществляющие перемещение нефти через таможенные пункты пропуска нефти, проводят контроль за выполнением таможенных требований и представляют отчеты в Центральную энергетическую таможню Российской Федерации.

14.6 ОАО "АК "Транснефть" обобщает данные исполнительных балансов ОАО (ООО) МН, составляет сводный квартальный и годовой исполнительный баланс нефти по ОАО "АК "Транснефть" по форме N 2-ДН (нефть) и представляет его 20-го числа месяца, следующего заотчетным кварталом, в Министерство промышленности и энергетики Российской Федерации.

14.7 ОАО "АК "Транснефть" ежемесячно оформляет и представляет грузоотправителям Акты сверки приема, сдачи, потерь и остатков нефти, в согласованные сроки проводит с грузоотправителями сверку приема, сдачи, потерь и остатков нефти нарастающим итогом за год.

15 Отпуск нефти в качестве топлива и на другие технологические нужды

15.1 ОАО (ООО) МН оказывает услуги по отпуску нефти сторонним потребителям на топливо и другие технологические нужды на основании договоров, заключенных ОАО "АК "Транснефть"с грузоотправителями.

15.2 Отпуск нефти проводят на специально оборудованных пунктах налива, а вывоз осуществляют средствами потребителя.

15.3 Оформление документов на отпущенную потребителю нефть проводят по форме приложений Б и Д.

15.4 Определение массы отпущенной нефти проводят в соответствии с разделами 6 и 7 настоящих рекомендаций.

15.5 Массу нефти, отпущенной потребителям в качестве топлива и других технологических нужд, включают в исполнительный баланс.

15.6 Отпуск нефти на собственные нужды

15.6.1 ОАО (ООО) МН использует нефть для обеспечения технологического процесса перекачки и в качестве топлива.

15.6.2 Использование нефти для собственных нужд оформляют Актом по форме приложения Ч и отражают в исполнительном балансе. Размещение нефти для использования на собственные нужды осуществляют в резервуарных парках.

15.6.3 При расходовании нефти на собственные нужды оформляют Акт по форме приложения Ш.

15.6.4 Ежемесячно один экземпляр Актов отпуска и расходования нефти на собственные нужды передают в ТТО ОАО (ООО) МН, второй - в бухгалтерию, а третий оставляют на месте расходования.

15.6.5 Лиц, ответственных за получение и расходование нефти, используемой на собственные нужды, назначают приказом по РНУ или УМН.

16 Особенности оформления отчетной документации при приеме-сдаче нефти на экспорт

Специфические особенности проведения товарно-коммерческих операций и оформления отчетной документации при приеме-сдаче нефти на экспорт регламентированы действующим Таможенным законодательством и нормативными документами федеральных органов исполнительной власти.

Нефть, транспортируемая через таможенную границу Российской Федерации, находится под таможенным контролем. Контроль за фактическим перемещением нефти через таможенную границу Российской Федерации осуществляют должностные лица таможенного органа, назначенные приказом этого таможенного органа.

Перемещение партии нефти через таможенный пункт пропуска (далее - ТПП) может быть осуществлено только в сроки действия ВГТД, указанные в маршрутном поручении ОАО "АК"Транснефть".

В целях предотвращения несанкционированной поставки трубопроводным и наливным транспортом неоформленных количеств нефти допускается остановить перекачку или налив до момента отгрузки партии нефти в полном объеме в пределах допуска 0,5 %:

- от суточной расчетной перекачки трубопроводным транспортом,

- от расчетной массы нефти, поставляемой на наливной транспорт.

Допуск 0,5% определен с учетом затрат времени, необходимого от момента отключения насосных агрегатов и запорной арматуры до полной остановки перекачки.

При оформлении Актов приема-сдачи нефти на таможенных пунктах пропуска нефти, расположенных на границе Российской Федерации, предусматривают, чтобы Акты на таможенных пунктах пропуска были датированы не ранее даты выпуска временной грузовой таможенной декларации (далее - ВГТД) и маршрутного поручения ОАО "АК "Транснефть", и не позднее даты оформления Актов приема-сдачи в пункте назначения на конечном ПСП маршрута транспортировки.

Перемещение партии нефти через таможенный пункт пропуска может быть осуществлено только в сроки действия ВГТД, указанные в маршрутном поручении ОАО "АК "Транснефть". На конечных ПСП при сдаче нефти на экспорт Акты приема-сдачи нефти оформляют не менее чем в шести оригинальных экземплярах:

-1 экземпляр оставляют на ПСП;

-1 экземпляр передают принимающей стороне;

-1 экземпляр направляют в ОАО МН;

-3 экземпляра ежедекадно направляют в ОАО "АК "Транснефть" (1 экземпляр - для грузоотправителя, 1 экземпляр - для таможенного оформления нефти и 1 экземпляр - для налоговых органов).

______________________________

*) заполняют при отказе поточного преобразователя плотности (определяют по МИ 2153);

**) заполняют при наличии указанных данных в маршрутном поручении

______________________________

*) заполняют при наличии указанных данных в маршрутном поручении;

**) заполняют при отказе поточного преобразователя плотности (определяют по МИ 2153)

______________________________

*) заполняют при отказе поточного преобразователя плотности (определяют по МИ 2153)

______________________________

*) предприятия трубопроводного транспорта не заполняют