какая документация должна быть размещена на объектах сбора и подготовки нефти и газа

Какая документация должна быть размещена на объектах сбора и подготовки нефти и газа

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ

от 15 декабря 2020 года N 534

2. Настоящий приказ вступает в силу с 1 января 2021 г. и действует до 1 января 2027 г.

в Министерстве юстиции

29 декабря 2020 года,

регистрационный N 61888

Утверждены
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 15 декабря 2020 года N 534

Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности “Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности”

I. Общие положения

обустройства месторождений для сбора, подготовки, хранения и транспортировки нефти, газа и газового конденсата;

морских объектах нефтегазодобывающих производств;

разработки нефтяных месторождений шахтным способом.

3. Правила предназначены для применения при:

эксплуатации, проектировании, строительстве, реконструкции, техническом перевооружении, консервации и ликвидации ОПО нефтегазодобывающих производств;

изготовлении, монтаже, обслуживании и ремонте технических устройств, применяемых на ОПО.

4. Требования пожарной безопасности к ОПО устанавливаются Федеральным законом от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ “Технический регламент о требованиях пожарной безопасности” (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 30, ст.3579; 2018, N 53, ст.8464).

5. Список используемых сокращений приведен в приложении N 1 к настоящим Правилам.

II. Организационно-технические требования

6. Для всех ОПО I, II, III классов опасности разрабатываются ПЛА в порядке, установленном Положением о разработке планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 15 сентября 2020 г. N 1437 (Собрание законодательства Российской Федерации, 21 сентября 2020 г., N 38, ст.5904).

Для обеспечения безопасности при проведении работ по бурению, освоению, реконструкции и ремонту скважин подрядные организации заключают договоры с аварийно-спасательными формированиями на выполнение комплекса работ по противофонтанной безопасности.

8. Производство работ в местах, где имеется или может возникнуть повышенная производственная опасность (газоопасных, огневых и ремонтных работ), должно осуществляться по наряду-допуску.

Перечень работ, осуществляемых по нарядам-допускам, порядок оформления нарядов-допусков, а также списки лиц, ответственных за выдачу и утверждение нарядов-допусков, за подготовку и проведение работ повышенной опасности, утверждаются руководителем организации или уполномоченным им лицом.

9. Все строящиеся ОПО должны быть снабжены информационными щитами на просматриваемых местах с указанием наименования объекта и владельца, номера контактного телефона. Для действующих и вводимых в эксплуатацию объектов, входящих в состав ОПО, дополнительно должны быть указаны их регистрационные номера согласно свидетельству о регистрации ОПО в государственном реестре.

10. Площадочные ОПО I, II классов опасности, за исключением линейных объектов, должны иметь ограждения, а для прохода людей и проезда транспорта контрольно-пропускной режим либо контрольно-пропускные пункты на автомобильных дорогах необщего пользования, ведущих к указанным ОПО.

11. В период отсутствия льда на водном пространстве должно проводиться обследование опорной части ОПО МНГК в целях определения воздействия на нее ледовых образований. Периодичность обследования опорной части ОПО МНГК в целях определения воздействия на нее ледовых образований устанавливается эксплуатирующей организацией, но не реже чем один раз в три года. По результатам обследования составляется акт, утверждаемый эксплуатирующей организацией.

12. Траление и отдача якорей судами в охранной зоне подводных трубопроводов не допускаются. Отдача якорей в этой зоне допускается только при выполнении подводно-технических работ и ремонте трубопровода при наличии письменного разрешения организации, эксплуатирующей трубопровод.

13. До начала ремонтных работ на подводных трубопроводах ответственное лицо эксплуатирующей организации обязано ознакомиться с актом обследования водолазами или роботизированными подводными аппаратами участка ремонта трубопровода.

14. Подводный трубопровод после капитального ремонта испытывается на прочность и герметичность в соответствии с требованиями проектной документации.

15. Не допускается размещение ПБУ на месте производства работ, постановка обслуживающих судов на якоря и производство работ в охранной зоне ЛЭП, кабелей связи, морских трубопроводов и других сооружений без письменного согласования с эксплуатирующей их организацией.

16. Не допускается складирование и хранение материалов, оборудования и инструмента в местах проходов, палуб, рабочих и иных местах ОПО МНГК, не предназначенных для складирования и хранения.

17. На МСП, ПБУ, МЭ и ПТК необходимо иметь неснижаемый запас продуктов питания, питьевой воды, горюче-смазочных материалов для аварийного снабжения МСП, ПБУ, МЭ и ПТК и жизнедеятельности находящихся на них людей на срок не менее 15 суток. Объем восполнения неснижаемого запаса определяется в зависимости от автономности и места нахождения ОПО МНГК с учетом возможности доставки продуктов питания, питьевой воды и горюче-смазочных материалов, а также наличием стационарных опреснительных систем.

18. Организация, эксплуатирующая ОПО МНГК, обязана иметь все карты подводных и надводных коммуникаций в районе ведения работ. Один экземпляр каждой карты высылается в гидрографическую службу.

19. Гидрометеорологическая информация, получаемая по каналам связи, должна регистрироваться в журнале прогнозов погоды, оформленном в письменном или электронном виде по форме, установленной эксплуатирующей ОПО МНГК организацией.

20. Во взрывоопасных зонах ОПО МНГК осуществляется постоянный контроль состояния воздушной среды. Для контроля загазованности по ПДК и НКПР пламени в производственных помещениях, рабочей зоне открытых наружных установок должны быть предусмотрены средства автоматического непрерывного газового контроля и анализа с сигнализацией, срабатывающей при достижении предельно допустимых величин и с выдачей сигналов в систему противоаварийной защиты. При этом все случаи загазованности должны регистрироваться приборами с автоматической записью и документироваться.

21. Места установки и количество датчиков концентрационных пределов распространения пламени, датчиков газоанализаторов ПДК вредных веществ определяются проектной документацией.

22. Проведение огневых работ в помещениях, в местах возможного скопления газа вне помещений допускается после выполнения подготовительных работ и мероприятий, предусмотренных нарядом-допуском, контроля воздушной среды газоанализаторами и в присутствии ответственного лица эксплуатирующей организации, указанного в наряде-допуске.

23. На ОПО МНГК следует вести ежедневный учет находящихся на них людей, всех прибывших и убывающих лиц независимо от сроков их пребывания. Не допускается нахождение на ОПО МНГК лиц без разрешения ответственного лица эксплуатирующей организации.

24. Ответственный за безопасность ОПО МНГК обязан ознакомить (под подпись в специальном журнале) прибывших для проведения работ лиц с правилами внутреннего распорядка, сигналами тревог, обязанностями по конкретным тревогам; указать номер каюты и спасательной шлюпки (плота).

25. Лица, впервые или вновь прибывшие на ОПО МНГК, обязаны ознакомиться с расположением помещений и пройти в сопровождении лица, ответственного за безопасность, по путям эвакуации и основным помещениям МСП, ПБУ, МЭ и ПТК. Не допускается перемещение впервые прибывших лиц по ОПО МНГК без сопровождающих и без предварительного инструктажа по безопасности.

III. Требования к организациям, эксплуатирующим ОПО

26. Организации, эксплуатирующие ОПО, обязаны иметь в наличии и обеспечивать функционирование приборов, систем контроля, автоматического и дистанционного управления и регулирования технологическими процессами, сигнализации и противоаварийной автоматической защиты, системы наблюдения, оповещения, связи и поддержки действий в случае аварии или инцидента.

27. При производстве буровых работ, подземном и капитальном ремонте скважин организации, производящие такие работы, обязаны обеспечить видеорегистрацию роторной площадки с формированием видеоархива с использованием электронных носителей информации.

28. Обновление видеоархива производится не чаще чем через 30 календарных дней. При видеорегистрации аварий и инцидентов видеоархив обновляется по окончании расследований их причин.

29. Организации, эксплуатирующие ОПО, обязаны обеспечить наличие, сохранность, исправность СИЗ, аварийной сигнализации, средств контроля загазованности в помещениях и на открытых площадках, где возможно образование в воздухе рабочей зоны вредных, горючих веществ или токсичных газов.

30. Устройство ограждения и расположение контрольно-пропускных пунктов, а также их планировка должны обеспечить возможность оперативной аварийной эвакуации работников при различных направлениях ветра.

31. При использовании в технологических процессах оборудования, в том числе в коррозионно-стойком исполнении, необходимо разрабатывать и применять меры защиты от коррозии, изнашивания и старения.

32. На каждый технологический процесс на объектах добычи, сбора и подготовки нефти, газа и газового конденсата проектной (или эксплуатирующей) организацией должен составляться технологический регламент. Порядок подготовки ТР представлен в главе LVII настоящих Правил.

Допускается разрабатывать технологический регламент на ОПО в целом или на группу ОПО, если они являются составной частью единого технологического комплекса.

33. Эксплуатирующая организация должна разработать инструкцию по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов, учитывающую специфику эксплуатации месторождений и технологию проведения работ при бурении, освоении, геофизических исследованиях скважин, реконструкции, ремонте, техническом перевооружении, консервации и ликвидации скважин, а также при ведении геофизических и ПВР на скважинах, и согласовать ее с ПАСФ.

IV. Общие требования к проектированию

34. Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений осуществляется в соответствии с требованиями законодательства о недрах на основе технического проекта разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами, а также требованиями настоящих Правил.

35. Проектная документация ОПО обустройства нефтяных и газовых месторождений разрабатывается на основании технических проектов разработки месторождений в соответствии с требованиями Градостроительного кодекса Российской Федерации.

V. Требования к обустройству нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

36. В документацию по обустройству нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений включаются организационные и инженерные решения:

по предотвращению разгерметизации оборудования и выбросов опасных веществ в количествах, создающих угрозу работникам и окружающей среде;

по установке систем контроля химической обстановки, обнаружению взрывоопасных концентраций опасных веществ;

по предупреждению развития и локализации аварий, связанных с выбросами (сбросами) опасных веществ и газодинамическими явлениями (внезапные выбросы газа);

по обеспечению безопасности работников;

по установке систем автоматического регулирования, блокировок, сигнализации и безаварийной остановки производственных процессов;

по обеспечению противоаварийной устойчивости пунктов и систем управления производственными процессами, безопасности находящихся в них работников и возможности управления процессами при авариях;

по созданию резервных источников энергоснабжения, вентиляции и водоснабжения, систем связи и материалов для ликвидации последствий аварий на объекте;

по системам физической защиты и охраны ОПО от постороннего вмешательства, обустройству и расположению контрольно-пропускных пунктов, которые должны обеспечить возможность оперативной аварийной эвакуации работников при различных направлениях ветра, а также по системам оповещения об авариях;

по обеспечению беспрепятственного ввода и передвижения на объекте аварийно-спасательных служб и формирований;

расчеты уровней возможных чрезвычайных ситуаций, включая показатели взрывопожароопасности и токсичности объекта.

37. Расположение объектов обустройства нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений определяется с учетом требований, содержащихся в приложениях N 2 и N 3 к настоящим Правилам.

38. В документации на консервацию или ликвидацию ОПО предусматриваются мероприятия по предупреждению аварий, локализации и ликвидации их последствий как в процессе консервации или ликвидации объекта, так и по завершении его консервации.

Источник

Постановление Правительства РФ от 16 мая 2014 г. N 451 “Об утверждении Правил учета нефти” (с изменениями и дополнениями)

Постановление Правительства РФ от 16 мая 2014 г. N 451
“Об утверждении Правил учета нефти”

С изменениями и дополнениями от:

27 ноября 2014 г., 30 ноября 2016 г.

В соответствии с пунктом 10 статьи 339 Налогового кодекса Российской Федерации Правительство Российской Федерации постановляет:

1. Утвердить прилагаемые Правила учета нефти.

2. Министерству энергетики Российской Федерации в течение 30 дней со дня вступления в силу настоящего постановления утвердить:

формы паспорта качества нефти, сводного месячного эксплуатационного рапорта, расчета массы нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти, расчета фактических остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти;

значения коэффициентов, учитывающих влияние температуры нефти в трубопроводе;

значения коэффициентов, учитывающих влияние давления нефти в трубопроводе;

порядок определения коэффициентов, учитывающих наличие свободного и растворенного газа в нефти;

порядок определения плотности нефти.

Председатель Правительства
Российской Федерации

Правила учета нефти
(утв. постановлением Правительства РФ от 16 мая 2014 г. N 451)

С изменениями и дополнениями от:

27 ноября 2014 г., 30 ноября 2016 г.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 2 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

2. Используемые в настоящих Правилах понятия означают следующее:

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.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 27 ноября 2014 г. N 1255 пункт 4 изложен в новой редакции

4. Учет нефти, в том числе для целей налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых, осуществляется в тоннах с точностью до третьего знака после запятой.

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.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 пункт 10 изложен в новой редакции, вступающей в силу с 1 января 2017 г.

10. Масса нетто нефти, добытой в отчетный период , определяется по завершении подготовки нефти по формуле 1:

,

– изменение массы нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти в отчетный период (тонн);

– 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 (тонн);

– масса нетто нефти, переданной в отчетный период третьим лицам для подготовки и последующей транспортировки (тонн);

– масса нетто нефти, приобретенной в отчетный период (тонн);

– масса нетто нефти (обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, учтенной после завершения технологического процесса подготовки нефти, в том числе для целей исчисления налога на добычу полезных ископаемых), возвращенной в отчетный период на объекты сбора и подготовки нефти после проведения ремонтных работ на объектах сбора и подготовки нефти, закачки в скважины и переработки нефти (тонн);

– масса нетто потерь нефти фактических в отчетный период на объектах сбора и подготовки нефти (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.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 11 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

11. Изменение массы нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти в отчетный период определяется по формуле 2:

,

– 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).

12. Утратил силу с 1 января 2017 г.

Информация об изменениях:

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 пункт 13 изложен в новой редакции, вступающей в силу с 1 января 2017 г.

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 , определяется по формуле 4:

,

– масса нетто нефти, отпущенной в отчетный период на производство нефтепродуктов (тонн);

– масса нетто нефти, отпущенной в отчетный период на получение широких фракций легких углеводородов (тонн);

– масса нетто нефти, отпущенной в отчетный период на использование в качестве топлива (тонн);

– масса нетто нефти, отпущенной в отчетный период на технологические нужды и ремонтные работы (в том числе для закачки в скважины) (тонн).

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:

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 16 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

16. Масса нетто потерь нефти фактических на объектах сбора и подготовки нефти определяется по формуле 6:

,

– масса нетто потерь нефти фактических технологических в отчетный период, возникших на объектах сбора и подготовки нефти (тонн);

– масса нетто потерь нефти непроизводственных в отчетный период, возникших на объектах сбора и подготовки нефти (тонн).

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.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 пункт 18 изложен в новой редакции, вступающей в силу с 1 января 2017 г.

19. Утратил силу с 1 января 2017 г.

Информация об изменениях:

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 20 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 21 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

21. Дебит i-й скважины по нефтегазоводяной смеси в j-й период измерения в течение отчетного периода определяется:

,

где – объем нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины (куб. м) за время (часов), в течение которого осуществлялось измерение дебита в j-й период измерения;

,

где – масса нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины (тонн) за время (часов), в течение которого осуществлялось измерение дебита в j-й период измерения.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 22 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

22. Дебит i-й скважины по массе нетто нефти в j-й период измерения в течение отчетного периода с применением косвенных методов измерений определяется:

а) по объему нефти – по формуле 9:

,

– 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;

, – коэффициенты, учитывающие наличие свободного и растворенного газа в нефти i-й скважины в j-й период измерения в течение отчетного периода, определяемые в порядке, установленном Министерством энергетики Российской Федерации, исходя из состава нефтегазоводяной смеси с применением статистических и экспериментальных данных;

б) по массе нетто нефти – по формуле 10:

,

– 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).

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 23 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

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:

,

– 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.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 пункт 24 изложен в новой редакции, вступающей в силу с 1 января 2017 г.

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.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 25 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

25. На основании данных эксплуатационного рапорта и массы нетто нефти, добытой в отчетный период , 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.

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.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 26 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

26. Данные о дебитах скважин по нефтегазоводяной смеси, из которых извлекается нефтегазоводяная смесь, отображаются отдельно.

27. Определение массы нетто нефти, добытой в отчетный период, осуществляется в следующем порядке:

а) для участка недр – по формуле 12:

,

– масса нетто нефти, добытой через i-ю скважину в отчетный период (тонн);

– количество скважин на участке недр (штук);

б) для пласта – по формуле 13:

,

– масса нетто нефти, добытой через i-ю скважину в отчетный период (тонн);

– количество скважин, которыми разрабатывается пласт (штук);

в) для залежи – по формуле 14:

,

– масса нетто нефти, добытой через i-ю скважину в отчетный период (тонн);

– количество скважин, которыми разрабатывается залежь (штук).

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 28 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

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.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 29 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

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 (Дф) (дисбаланс) определяется по формуле 15:

,

– масса нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины в отчетный период (тонн);

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 30 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

30. Масса нетто нефти, добытой через i-ю скважину в отчетный период , определяется по формуле 16:

,

– масса нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины в отчетный период (тонн);

– дисбаланс, определяемый по формуле 15 (тонн);

– погрешность средств измерений, с помощью которых проведено измерение количества нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины (процентов);

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 31 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

31. Масса нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины в отчетный период , определяется по формуле 17:

,

– дебит i-й скважины по массе нетто нефти в j-м периоде измерений (тонн в сутки);

– количество суток в j-м периоде измерений i-й скважины в течение отчетного периода.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 32 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

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.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 33 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

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).

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.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 48 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

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.

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.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 52 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

52. Масса нетто потерь нефти фактических технологических при добыче определяется по формуле 19:

,

– норматив технологических потерь, утвержденный в установленном порядке (процентов);

– изменение массы нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти в отчетный период (тонн);

– 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).

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 53 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

53. Количество потерь нефти непроизводственных при разливе определяется как разница между количеством нефти, разлитой в отчетный период, и количеством собранной нефти.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 54 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

54. Масса нетто нефти разлитой, в том числе в составе нефтегазоводяной смеси, подтверждается и определяется на месте аварии, повреждения по объему грунта, насыщенного нефтью.

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 (М) 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.

Информация об изменениях:

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 65 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

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:

,

, – объемы газовой и водяной подушек (куб. м);

– 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:

а) среднее значение плотности – по формуле 28:

,

где , – плотность нефти в начале и конце участка трубопровода при температуре и давлении в месте отбора проб (кг/куб. м);

б) среднее значение давления – по формуле 29:

,

где , – давление в начале и конце участка трубопровода (МПа);

в) среднее значение температуры – по формуле 30:

,

где , – температура в начале и конце участка трубопровода (°С).

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.

Установлены единые правила учета обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефти, а также фактических потерь при ее добыче.

Они содержат порядок учета количества нефти при ее добыче; передаче третьим лицам для подготовки и транспортировки, переработки и потребления; использовании; определении остатков на объектах сбора и подготовки; установлении фактических потерь.

Правила включают также порядок определения количества нефти в составе добываемой нефтегазоводяной смеси, применяемый при расчете НДПИ при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти. Установлена периодичность измерений количества и состава нефтегазоводяной смеси.

Фактические потери нефти при добыче включают технологические и непроизводственные потери (при разливе).

Приведены соответствующие формулы расчета.

На основе результатов учетных операций, проведенных с добытой нефтью по массе нетто, формируется баланс нефти.

Постановление Правительства РФ от 16 мая 2014 г. N 451 “Об утверждении Правил учета нефти”

Настоящее постановление вступает в силу по истечении 7 дней после дня его официального опубликования

Текст постановления опубликован на “Официальном интернет-портале правовой информации” (www.pravo.gov.ru) 19 мая 2014 г., в Собрании законодательства Российской Федерации от 26 мая 2014 г. N 21 ст. 2704

В настоящий документ внесены изменения следующими документами:

Постановление Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271

Изменения вступают в силу с 1 января 2017 г.

Постановление Правительства РФ от 27 ноября 2014 г. N 1255

Изменения вступают в силу по истечении 7 дней после дня официального опубликования названного постановления

Источник