ИНСТРУКЦИЯ ПО НОРМИРОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ НА НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ НЕФТЯНЫХ КОМПАНИЙ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ. РД 153-39-018-97 (утв. Минтопэнерго РФ 16.06.1997). Норматив потерь нефти


Государственная услуга по утверждению нормативов технологических потерь углеводородного сырья при добыче, транспортировке сырья и продуктов его переработки трубопроводным транспортом

Вы здесь

Back to top

Ответственный департамент

Департамент добычи и транспортировки нефти и газа

Контактная информация

Справочный телефон Минэнерго России: (495) 631-98-58; Факс: (495) 631-83-64; Адрес электронной почты для справок: minenergominenergo.gov.ru.Телефон приемной директора Департамента (495) 631-88-61

Приказ Минэнерго России

Приказ Минэнерго России от 04.04.2016 N 261 "Об утверждении Административного регламента предоставления Министерством энергетики Российской Федерации государственной услуги по утверждению нормативов технологических потерь углеводородного сырья при добыче, транспортировке сырья и продуктов его переработки трубопроводным транспортом"(зарегистрирован в Минюсте России 04.07.2016 N 42743)

Приказ Минэнерго России от 04.04.2016 N 261 "Об утверждении Административного регламента предоставления Министерством энергетики Российской Федерации государственной услуги по утверждению нормативов технологических потерь углеводородного сырья при добыче, транспортировке сырья и продуктов его переработки трубопроводным транспортом"

tif 1.74 МБ Скачать Скачивания: 630

Приказ Минэнерго России от 4 апреля 2016 г. N 262 "О признании утратившим силу приказа Минэнерго России от 14 декабря 2010 г. N 606 "Об утверждении Административного регламента исполнения Министерством энергетики Российской Федерации государственной функции по утверждению нормативов технологических потерь углеводородного сырья при добыче, транспортировке сырья и продуктов его переработки трубопроводным транспортом"

tif 52.48 КБ Скачать Скачивания: 471

minenergo.gov.ru

Нормирование естественной убыли нефтепродуктов

03 декабря 2015 г.

Потери нефтепродуктов при их приеме, хранении и отпуске в резервуарных парках нефтепродуктопроводов, на нефтебазах и АЗС делят на нормированные и сверхнормативные. Нормированные потери называют также естественной убылью, под которой понимают потери (уменьшение массы при сохранении качества в пределах требований нормативных документов), являющиеся следствием физико-химических свойств нефти (нефтепродуктов), воздействия метеорологических факторов и несовершенства существующих в данное время средств сокращения потерь нефти и нефтепродуктов. К сверхнормативным относят потери, вызванные нарушениями требований стандартов, технических условий, правил технической эксплуатации.

Нормирование потерь углеводородных жидкостей осуществляется на основе «Норм естественной убыли» нефтепродуктов при их приеме, хранении, отпуске и транспортировании, утверждаемых государственными органами. Под нормой естественной убыли понимается допустимая величина безвозвратных потерь, происходящих непосредственно при товарно-транспортных операциях вследствие сопровождающих их физических процессов, а также потерь, неизбежных на данном уровне состояния применяемого технологического оборудования (потерь от испарения из всех видов емкостей через уплотнения насосов и задвижек, потерь от налипания и др.).

В нормы естественной убыли не включаются потери нефтепродуктов, связанные с ремонтом резервуаров и трубопроводов, зачисткой емкостей, все виды аварийных потерь, а также потери при внутрискладских перекачках.

Целью введения норм естественной убыли было установление предельных (максимально возможных) нормативов потерь нефтепродуктов, превышение которых свидетельствует о несовершенстве технологических процессов их приема, хранения и отпуска, неумелом хозяйствовании, а возможно, и о хищениях.

Расчет естественной убыли нефтепродуктов в условиях резервуарных парков нефтепродуктопроводов, а также нефтебаз выполняется по формулам, приведенным в таблице ниже.

Формулы для расчета естественной убыли нефтепродуктов на нефтебазах и из транспортных средств

Источник потерь

Расчетная формула

Резервуары нефтебаз и нефтепродуктопроводов

(Рз+Рх1+Рх2·nмх)·G

Резервуары баз длительного хранения

(Рд1+Рд2·nлд)·G

Автоцистерны и железнодорожные цистерны

Рц·G

Нефтеналивные судна

Рв·G

В таблице  приняты следующие обозначения: G — количество наливаемого (хранимого) продукта; Р3, Рх1, Рх2 — нормативы потерь соответственно при приеме нефти (нефтепродукта), ее (его) хранении до 1 месяца и хранении свыше месяца; Рд1 — норматив естественной убыли нефтепродукта при приеме, отпуске и хранении в первый год длительного хранения; Рд2 — норматив естественной убыли нефтепродукта при хранении свыше одного года; пкх, — число соответственно месяцев и лет хранения нефтепродукта; Рц, Рв — нормативы естественной убыли нефтепродукта при его наливе соответственно в цистерны и нефтеналивные суда.

Для определения количества месяцев хранения нефти (нефтепродукта) число месяцев в рассматриваемом периоде делят на коэффициент оборачиваемости резервуаров в нем. Если полученное число меньше единицы, то принимают пмх = 0.

Нормативы естественной убыли дифференцированы по группам нефтепродуктов, климатическим зонам, сезонам года, типам, вместимости и оснащенности резервуаров. Сведения о распределении нефтепродуктов по группам приведены в таблице ниже (утверждены постановлением Госснаба СССР от 26.03.1986).

Группы нефтепродуктов

Номер

группы

Состав группы

1

Бензины автомобильные

2

Бензины авиационные, бензины-растворители (нефрас, Бр-1, «Галоша»), реактивное топливо Т-2

3

Реактивные теплим Т-1, ТС-1, РТ и Т-8В, керосин технический

4

Керосин осветительный, топливо дизельное «Зимнее» и «Арктическое»

5

Топливо дизельное «Летнее» и «Экспортное», моторное, печное и для газотурбинных установок

6

Мазуты, смазочные масла, битумы

7

Смазки, разные твердые нефтепродукты

8

Нефти разные

Номер группы нефтепродуктов увеличивается по мере уменьшения давления насыщенных паров. Поэтому величина нормативов потерь в одинаковых условиях с увеличением номера группы уменьшается.

Поскольку испаряемость нефтепродуктов зависит также от температуры, то территория России поделена на 3 климатические зоны, а календарный год разбит на осенне-зимний и весенне-летний периоды. Продолжительность осенне-зимнего периода установлена с 1 октября по 31 марта, а весенне-летнего — с 1 апреля по 30 сентября. 

При подземном хранении нефтепродуктов температурный режим резервуаров иной, чем при наземном, поэтому нормативы потерь для заглубленных емкостей ниже.

Замечено, что средняя концентрация углеводородов в газовом пространстве резервуаров обратно пропорциональна их номинальной вместимости. Поэтому нормативы потерь нефтепродуктов установлены различными для трех групп резервуаров: объемом до 400 м3, от 700 до 1000 м3 и свыше 2000 м3. Кроме того, в нормах учитывается и оснащенность резервуаров средствами сокращения потерь: нормативы естественной убыли для резервуаров с газовой обвязкой и понтонами меньше, чем для обычных.

Распределение территории РФ по климатическим зонам для применения «Норм естественной убыли нефтепродуктов...» для нефтебаз и пунктов налива

Климати

ческие

зоны

Республики, края, национальные округи, области, входящие в климатическую зону

I

Республики: Бурятия, Карелия, Коми (г. Воркута, Инта, Печора), Якутия.

Края: Красноярский.

Национальные округи: Ненецкий, Таймырский (Долгано-Ненецкий), Ханты-Мансийский, Чукотский, Эвенский, Ямало-Ненецкий

II

Республики: Башкортостан, Коми (кроме г. Воркуты, Интел, Печоры), Марий-Эл, Мордовия, Татарстан, Тува, Удмуртия, Чувашия,

Края: Алтайский, Пермский, Приморский, Хабаровский. Автономные области: Горно-Алтайская, Еврейская, Хакасская.

Области: Архангельская, Белгородская, Брянская, Владимирская, Волгоградская, Нижегородская, Ивановская, Тверская, Калининградская, Калужская, Камчатская, Кемеровская, Кировская, Костромская, Самарская, Курганская, Курская, Ленинградская, Липецкая, Магаданская, Московская, Новгородская, Новосибирская, Омская, Оренбургская, Орловская, Пензенская, Псковская, Рязанская, Саратовская, Сахалинская, Екатеринбургская, Смоленская, Тамбовская, Тульская, Тюменская, Ульяновская, Челябинская, Читинская, Ярославская

III

Республики: Дагестан, Кабардино-Балкария, Калмыкия, Крым, Ингушетия, Чеченская республика.

Края: Краснодарский, Ставропольский.

Области: Астраханская, Волгоградская, Ростовская

Вместимость резервуаров магистральных нефтепродуктопроводов меняется в ограниченных пределах, и поэтому нормативы потерь нефтепродуктов из них по величине номинальной емкости резервуаров не дифференцируются. 

Необходимо подчеркнуть, что нормы естественной убыли применяются только в случае фактической недостачи нефтепродуктов. Их списание в пределах норм естественной убыли до установления факта недостачи запрещается

ros-pipe.ru

"РД 153-39-018-97. Инструкция по нормированию технологических потерь нефти

УтверждаюПервый заместитель Министратоплива и энергетикиРоссийской ФедерацииВ.И.ОТТ16 июня 1997 годаСогласованописьмомГосгортехнадзора Россииот 30 мая 1997 г. N 10-03/284ИНСТРУКЦИЯПО НОРМИРОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬНЕФТИ НА НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ НЕФТЯНЫХКОМПАНИЙ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИРД 153-39-018-97Документ разработан Институтом проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР).Инструкция устанавливает основные принципы организации работ по нормированию технологических потерь нефти на технологических комплексах по добыче, сбору, подготовке и внутрипромысловому транспортированию нефти в пределах нефтегазодобывающего предприятия, подготовки исходной информационной базы и формирования нормативов.Инструкция предназначена для специалистов научно-исследовательских и проектных организаций природоохранного профиля и составителей плановых и исполнительных балансов нефти нефтегазодобывающих предприятий.Настоящая Инструкция разработана в соответствии с положениями Закона РФ "О недрах", "О порядке и сроках внесения в бюджет платы за право пользования недрами" и других нормативных актов.1. Общие положения1.1. Настоящая Инструкция включает методологические основы обработки результатов научно-исследовательских работ по установлению уровня фактических технологических потерь нефти на объектах промыслового обустройства нефтяных месторождений, входящих в структуру предприятия, и принципы формирования норм технологических потерь нефти по источникам, технологическим процессам и в целом по предприятию.1.2. Установление фактического уровня технологических потерь нефти по пункту 1.1 проводится в соответствии с требованиями руководящего документа "Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации".1.3. Результаты исследований по определению технологических потерь нефти должны быть подвергнуты экспертизе.1.4. Представление результатов исследований по определению технологических потерь нефти экспертной организации производится в соответствии с "Техническими требованиями..." (Приложение А).1.5. Разрабатываемые нормативы служат для контроля за фактическим уровнем технологических потерь нефти и списанием учтенных балансовых запасов полезных ископаемых.1.6. Нормирование технологических потерь нефти начинается на стадии разработки проектов обустройства месторождений.1.7. Пересмотр нормативных величин технологических потерь нефти с соблюдением всех стадий НИР по их определению и формированию осуществляется не реже одного раза в 5 лет.1.8. При существенных изменениях нефтепромысловой технологии или вводе в эксплуатацию новых месторождений производится индивидуальная корректировка нормативов ранее установленного срока их пересмотра.1.9. Нормативы технологических потерь нефти разрабатываются на основании результатов научно-исследовательских работ и утверждаются руководством Минтопэнерго РФ.2. Основные термины и определения2.1. Пластовая нефть - природная смесь углеводородов различных групп, находящихся в жидком состоянии, с примесью других (сернистых, азотистых, кислородных) соединений, залегающая в недрах земли.2.2. Добыча нефти - комплекс технологических и производственных процессов, связанных с извлечением нефти из недр на земную поверхность, сбором и подготовкой ее на промыслах по качеству, соответствующему требованиям действующих стандартов или нормативных документов.2.3. Валовая добыча нефти - суммарная масса нефти, сданная потребителям (товарная нефть), израсходованная на собственных нужды нефтегазодобывающего предприятия, находящаяся в технологическом оборудовании, а также потери.2.4. Товарная нефть - нефть, физико-химические и другие свойства которой отвечают требованиям ГОСТа 9965, ОСТов или условиям поставки ее потребителям.2.5. Подготовка нефти - технологические процессы, обеспечивающие получение товарной нефти.2.6. Потери нефти - часть валовой добычи нефти, не сохраненной и не использованной потребителями.2.7. Технологические потери нефти - количество нефти, которое теряется при применяемой технике и технологии на нефтепромысловых объектах добычи, сбора, подготовки и транспорта.2.8. Фактические технологические потери нефти (в отличие от плановых) - реальное количество нефти, теряемое в данный момент времени из источников потерь без нарушения технологии производства.2.9. Нормы технологических потерь нефти в нефтепромысловом производстве - количество безвозвратных потерь нефти по процессам или источникам выделения нефти в окружающую природную среду при современном уровне используемых техники и технологии и при условиях соблюдения технологических регламентов, правил и инструкций по эксплуатации и обслуживанию оборудования, технологических аппаратов и сооружений.2.10. Нормативы технологических потерь нефти - укрупненные нормы, учитывающие общие удельные технологические потери нефти в целом по предприятию. Они могут быть дифференцированы по основным технологическим процессам нефтепромыслового производства и периодам года.2.11. Базовые нормативы технологических потерь нефти - нормативы года, предшествующего нормируемому периоду.2.12. Нормирование технологических потерь нефти - установление норм и нормативов технологических потерь нефти.3. Основные положения по организации НИРпо определению технологических потерь нефти и порядкурассмотрения их результатов3.1. Разработке и формированию нормативов технологических потерь нефти предшествуют научно-исследовательские работы по установлению фактического их уровня в процессах нефтепромыслового производства.Они проводятся территориальными институтами отрасли.3.2. При проведении НИР (по пункту 3.1) территориальные институты - исполнители руководствуются "Методическими указаниями по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации".3.3. Методическое руководство по определению величины технологических потерь нефти осуществляет институт ИПТЭР - институт отрасли по проблеме нормирования и сокращения потерь нефти. Методическое руководство по решению экономических проблем сокращения и нормирования потерь нефти осуществляется институтом ВНИИОЭНГ.3.4. Исходная информация и результаты НИР по определению технологических потерь нефти оформляются исполнителями в виде отчета согласно "Техническим требованиям к проведению исследований по определению технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях и представлению их результатов" (Приложение А).3.5. Результаты НИР представляются на экспертизу в институт ИПТЭР. При наличии замечаний принципиального характера отчетные материалы возвращаются на доработку.3.6. Если результаты НИР удовлетворяют техническим требованиям в части проведения исследований, полноты содержания, то на их основании институтом ИПТЭР разрабатываются проекты нормативов технологических потерь нефти для предприятий нефтяных компаний и составляется сводный проект нормативов технологических потерь нефти по компаниям с включением в него нормативов по предприятиям, а также порядок применения нормативов.4. Порядок нормирования технологических потерь нефти4.1. Исходными данными для нормирования технологических потерь нефти являются результаты научно-исследовательских работ, выполненные и оформленные в соответствии с "Техническими требованиями..." (Приложение А).4.2. По первому году нормируемого периода по источникам технологических потерь нефти от испарения и утечек в качестве норм принимаются фактические технологические потери нефти на момент разработки проекта нормативов. Единицей измерений норм являются % мас. от количества нефти до источников потерь. По остальным источникам принимаются откорректированные фактические технологические потери нефти по формулам (17, 18, 20) "Методических указаний..." в зависимости от прогнозируемых обводненности и газовых факторов нефти на конец первого года нормируемого периода.4.3. По второму году нормируемого периода по источникам потерь нефти от испарения и утечек нормы технологических потерь принимаются ниже уровня норм первого года на величину сокращения потерь от внедрения планируемых в первом году технико-технологических и организационных нефтесберегающих мероприятий. По остальным источникам принимаются откорректированные фактические технологические потери нефти по формулам (17, 18, 20) "Методических указаний..." в зависимости от прогнозируемых обводненности и газовых факторов нефти на конец второго года нормируемого периода, а также от планируемого внедрения в первом году нормируемого периода технико-технологических и организационных нефтесберегающих мероприятий.4.4. По третьему году нормируемого периода по источникам потерь нефти от испарения и утечек нормы технологических потерь принимаются ниже уровня норм второго года на величину сокращения потерь от внедрения планируемых во втором году нормируемого периода технико-технологических и организационных нефтесберегающих мероприятий. По остальным источникам принимаются откорректированные фактические технологические потери нефти по формулам (17, 18, 20) "Методических указаний..." в зависимости от прогнозируемых обводненности и газовых факторов нефти на конец третьего года нормируемого периода, а также от планируемого внедрения в первом и втором году нормируемого периода технико-технологических и организационных нефтесберегающих мероприятий.4.5. На последующие годы нормируемого периода порядок формирования норм технологических потерь нефти по источникам не изменяется.4.6. Проект норм технологических потерь нефти по источникам представляется в виде таблицы 1.Таблица 1НОРМЫТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ ПО ИСТОЧНИКАМПО __________________________ НА 1998 - 2002 Г.(наименование предприятия)в % мас. от массы нефти до источника-----------T--------T----T-------T-------T-------T-------T-------¬¦Наименова-¦Наимено-¦Вид ¦1998 г.¦1999 г.¦2000 г.¦2001 г.¦2002 г.¦¦ние место-¦вание ¦по- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦рождения ¦источни-¦терь¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ка по- ¦неф-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦терь ¦ти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+----------+--------+----+-------+-------+-------+-------+-------+¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦+----------+--------+----+-------+-------+-------+-------+-------+¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦L----------+--------+----+-------+-------+-------+-------+--------4.7. Нормативы технологических потерь нефти для нефтегазодобывающего предприятия по годам нормируемого периода рассчитываются по формуле 1 как средневзвешенные по источникам потерь (% мас.) и представляются в виде таблицы 2:SUM N x mi iN = -----------, (1)Вгде:N - нормы технологических потерь нефти i-го источника, %iмас.;m - масса нефти до источника потерь, т/год;iВ - валовая добыча нефти предприятия, т/год.Таблица 2НОРМАТИВЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИПО __________________________ НА 1998 - 2002 Г.(наименование предприятия)в % мас. от валовой добычи нефти-------------------------T-------T-------T-------T-------T-------¬¦ Виды технологических ¦1998 г.¦1999 г.¦2000 г.¦2001 г.¦2002 г.¦¦ потерь нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦+------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+¦Потери нефти от ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦испарения из резервуаров¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+¦Унос нефти сточными ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦водами ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+¦Унос капельной нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦потоком газа ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+¦Утечки нефти из ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦фланцевых соединений ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦и уплотнений ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+¦Итого: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦L------------------------+-------+-------+-------+-------+--------4.8. Нормативы технологических потерь нефти для нефтяной компании или акционерного общества по годам нормируемого периода устанавливаются как средневзвешенные по предприятиям, входящим в их состав.5. Порядок применения нормативов технологическихпотерь нефти в производственной деятельностинефтегазодобывающих предприятий5.1. Учет технологических потерь нефти и их списание.5.1.1. Нормативная величина технологических потерь нефти (П, т) для нефтегазодобывающего предприятия равна:П = 0,01 x B x N, (2)где:В - валовая добыча нефти за плановый период, т;N - норматив технологических потерь нефти для нефтегазодобывающего предприятия, % мас.5.1.2. Величина фактических потерь нефти определяется расчетно-экспериментальным методом в соответствии с положениями "Методических указаний по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации".5.1.3. Списание нефти в технологические потери производится по фактической величине потерь, но в пределах установленного норматива, ежемесячно комиссией в составе главного инженера предприятия, бухгалтера, главного технолога, начальника цеха ППН и оформляется актом.5.1.4. В случае, когда фактические потери нефти превышают нормативную величину технологических потерь, к исполнительному балансу представляется объяснительная записка за подписью гл. инженера предприятия с указанием принятых конкретных мер по предупреждению сверхнормативных потерь.5.2. Расчет

'Концепция системы валовых расчетов в режиме реального времени Банка России' (одобрена решением Совета директоров ЦБ РФ от 13.06.1997, протокол n 20)  »

www.lawmix.ru

Как компания устанавливает нормативы потери нефти: Бизнес: Бизнес: Lenta.ru

В скучную, с позиций простого обывателя, тяжбу между двумя госкомпаниями о размере норматива «усушки и утруски» при транспортировке нефти вмешался сам глава «Транснефти», неожиданно ярко и эмоционально прокомментировав претензии нефтетранспортной монополии к своим оппонентам. Вмешался, надо заметить, довольно опрометчиво, поскольку это может сделать предмет тяжбы гораздо более интересным обывателю. И не только ему.

Вкратце суть спора. «Транснефть» самостоятельно и не предъявляя никаких обоснований год из года устанавливает размер норматива своих потерь при транспортировке чужой нефти. «Роснефть» из года в год эта практика не устраивает, что вызывает конфликт при заключении договоров с «Транснефтью». Не сумев договориться с транспортной монополией, «Роснефть» добилась в суде обеспечительных мер, то есть гарантий, что «Транснефть» не перекроет для нее трубу, чтобы заставить подписать договор на своих условиях.

Вот эти самые обеспечительные меры и вызвали жалобу «Транснефти» в Верховный суд, сопровождаемую тем самым эмоциональным выплеском господина Токарева.

На самом деле «Роснефть» и, подозреваем, всех остальных клиентов «Транснефти», не устраивает не только ничем не обоснованный норматив, но и сама практика изъятия «Транснефтью» из своей трубы в свою пользу так называемых остатков чужой нефти и, между прочим, нефтепродуктов. Простой расчет показывает, что это около миллиона тонн только нефти ежегодно. Это хорошее, очень серьезное месторождение. И «Транснефти», открывшей такое замечательное месторождение, да еще и без капитальных затрат и вообще каких-либо затрат на добычу, налоги и прочую ерунду, стоило бы отчитаться об успехе перед народом и руководством страны, как это принято в практике успешно работающих нефтедобывающих компаний. Надо думать, что только исключительная скромность не позволяет господину Токареву публично объявить о своих успехах в непрофильном бизнесе.

А есть еще и нефтепродукты. Около 50 тысяч тонн, а это уже примерно по тысяче долларов за тонну! Это получается, получается… В общем, примерно по объему топлива столько, сколько потребляет несколько крупных федеральных потребителей. При том, что в этом случае «Транснефть» экономит не только на добыче, но еще и на переработке. Поразительная, заметьте, эффективность.

В советской практике, кстати, существовало правило, когда эти так называемые остатки возвращались сдатчикам, чего, собственно, и добивается «Роснефть», предлагая для обсуждения некую формулу расчета для таких остатков, возвращаемых клиенту «Транснефти», а не присваиваемых ею на совершенно непонятной правовой основе, удивительно смахивающей на хищение.

Так что скромность руководства «Транснефти» можно понять, как и сильное эмоциональное возбуждение, кое вызывало принятие судом «обеспечительных мер». Шантаж отказом от трубы — мощное оружие «Транснефти», призванное вызвать страх и лояльность клиентов, более осторожных, чем «Роснефть». Судебное решение — прецедент, лишающий «Транснефть» этого оружия. И тогда плакал такой хороший, уникальный, беспрецедентный бизнес!!!

Наверное, из-за этого и странные, если не сказать больше, обвинения Токарева в отношении «Роснефти» в давлении на суд. «Когда двое спорят и у одного нет аргументов, в ход идут разные методы. Я бы посоветовал господам из «Роснефти» разобраться со своими проблемами», — заявил Токарев журналистам. Самое смешное, что Токарев уже сам «разобрался» с проблемами. Потому как юридическая команда «Роснефти», занимавшиеся исками к «Транснефти» и, собственно, пускавшая в ход «разные методы», по выражению Токарева, в полном составе работает теперь у него, то есть «господа из "Роснефти"» теперь являются «господами из "Транснефти"». И Токарев волен, ни в чем себе не отказывая, обрушивать на них свой начальственный гнев.

Что касается, оброненного главой «Транснефти» всуе замечания в отношении тарифов на прокачку нефти в восточном направлении: «Роснефть» в шоколаде, им не стоит жаловаться, так как на восточном направлении, которым «Роснефть» активно пользуется, тарифы дотируются, то тут более всего характерна модальность. «Роснефть» за последние годы открыла китайский рынок для экспорта российской нефти, потеснив там всех традиционных поставщиков, и уже в этом году объявила о дополнительных поставках 56 миллионов тонн в ближайшие семь лет. Это колоссальный успех для страны, в контексте которого выражение «активно пользуется» не выглядит слишком адекватным. «Роснефть» работает, добывая нефть, перерабатывая ее и завоевывая новые рынки, а «активно пользоваться» этой нефтью намерена как раз инфраструктурная монополия «Транснефть».

Это именно «Транснефть», простите, в шоколаде, причем в чужом. И попытка лишить ее этих соблазнительных преференций вызывает у господина Токарева по-человечески понятное, но с правовой точки зрения ни на чем не основанное раздражение, безусловная польза от которого — привлечение широкого внимания к существу спора.

lenta.ru

Нормативы технологических потерь нефти - это... Что такое Нормативы технологических потерь нефти?

 Нормативы технологических потерь нефти

"...2.10. Нормативы технологических потерь нефти - укрупненные нормы, учитывающие общие удельные технологические потери нефти в целом по предприятию. Они могут быть дифференцированы по основным технологическим процессам нефтепромыслового производства и периодам года..."

Источник:

"РД 153-39-018-97. Инструкция по нормированию технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации" (вместе с "Техническими требованиями к проведению исследований по определению технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях и представлению их результатов") (утв. Минтопэнерго РФ 16.06.1997)

Официальная терминология. Академик.ру. 2012.

  • Нормативы стоимости предоставления муниципальных услуг, оказываемых за счет средств бюджетов муниципальных образований Московской области
  • Нормативы технологических потерь нефти базовые

Смотреть что такое "Нормативы технологических потерь нефти" в других словарях:

  • Нормативы технологических потерь нефти базовые — 2.11. Базовые нормативы технологических потерь нефти нормативы года, предшествующего нормируемому периоду... Источник: РД 153 39 018 97. Инструкция по нормированию технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях нефтяных компаний …   Официальная терминология

  • показатель — 3.7 показатель (indicator): Мера измерения, дающая качественную или количественную оценку определенных атрибутов, выведенную на основе аналитической модели, разработанной для определенных информационных потребностей. Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • система — 4.48 система (system): Комбинация взаимодействующих элементов, организованных для достижения одной или нескольких поставленных целей. Примечание 1 Система может рассматриваться как продукт или предоставляемые им услуги. Примечание 2 На практике… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • оценка — 3.9 оценка (evaluation): Систематическое определение степени соответствия объекта установленным критериям. Источник: ГОСТ Р ИСО/МЭК 12207 99: Информационная технология. Процессы жизненного цикла программных средств …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • СССР. Технические науки —         Авиационная наука и техника          В дореволюционной России был построен ряд самолётов оригинальной конструкции. Свои самолёты создали (1909 1914) Я. М. Гаккель, Д. П. Григорович, В. А. Слесарев и др. Был построен 4 моторный самолёт… …   Большая советская энциклопедия

  • испытание — 3.10 испытание: Техническая операция, заключающаяся в определении одной или нескольких характеристик данной продукции, процесса или услуги в соответствии с установленной процедурой. Источник: ГОСТ Р 51000.4 2008: Общие требования к аккредитации… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Инфраструктура — (Infrastructure) Инфраструктура это комплекс взаимосвязанных обслуживающих структур или объектов Транспортная, социальная, дорожная, рыночная, инновационная инфраструктуры, их развитие и элементы Содержание >>>>>>>> …   Энциклопедия инвестора

  • Промышленное производство — (Industrial production Index) Определение промышленного производства, тенденции развития производства Информация об определении промышленного производства, тенденции развития производства Содержание Содержание Обозначение и качество окружающей… …   Энциклопедия инвестора

  • измерение — 3.10 измерение (measurement): Процесс получения информации об эффективности СМИБ, а также мер и средств контроля и управления с использованием метода измерения, функции измерения, аналитической модели и критериев принятия решения. Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Медицина — I Медицина Медицина система научных знаний и практической деятельности, целями которой являются укрепление и сохранение здоровья, продление жизни людей, предупреждение и лечение болезней человека. Для выполнения этих задач М. изучает строение и… …   Медицинская энциклопедия

official.academic.ru

ИНСТРУКЦИЯ ПО НОРМИРОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ НА НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ НЕФТЯНЫХ КОМПАНИЙ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ. РД 153-39-018-97 (утв. Минтопэнерго РФ 16.06.1997)

УтверждаюПервый заместитель Министратоплива и энергетикиРоссийской ФедерацииВ.И.ОТТ16 июня 1997 годаСогласованописьмомГосгортехнадзора Россииот 30 мая 1997 г. N 10-03/284ИНСТРУКЦИЯПО НОРМИРОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬНЕФТИ НА НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ НЕФТЯНЫХКОМПАНИЙ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИРД 153-39-018-97Документ разработан Институтом проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР).Инструкция устанавливает основные принципы организации работ по нормированию технологических потерь нефти на технологических комплексах по добыче, сбору, подготовке и внутрипромысловому транспортированию нефти в пределах нефтегазодобывающего предприятия, подготовки исходной информационной базы и формирования нормативов.Инструкция предназначена для специалистов научно - исследовательских и проектных организаций природоохранного профиля и составителей плановых и исполнительных балансов нефти нефтегазодобывающих предприятий.Настоящая Инструкция разработана в соответствии с положениями Закона РФ "О недрах", "О порядке и сроках внесения в бюджет платы за право пользования недрами" и других нормативных актов.1. Общие положения1.1. Настоящая Инструкция включает методологические основы обработки результатов научно - исследовательских работ по установлению уровня фактических технологических потерь нефти на объектах промыслового обустройства нефтяных месторождений, входящих в структуру предприятия, и принципы формирования норм технологических потерь нефти по источникам, технологическим процессам и в целом по предприятию.1.2. Установление фактического уровня технологических потерь нефти по пункту 1.1 проводится в соответствии с требованиями руководящего документа "Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации".1.3. Результаты исследований по определению технологических потерь нефти должны быть подвергнуты экспертизе.1.4. Представление результатов исследований по определению технологических потерь нефти экспертной организации производится в соответствии с "Техническими требованиями..." (Приложение А).1.5. Разрабатываемые нормативы служат для контроля за фактическим уровнем технологических потерь нефти и списанием учтенных балансовых запасов полезных ископаемых.1.6. Нормирование технологических потерь нефти начинается на стадии разработки проектов обустройства месторождений.1.7. Пересмотр нормативных величин технологических потерь нефти с соблюдением всех стадий НИР по их определению и формированию осуществляется не реже одного раза в 5 лет.1.8. При существенных изменениях нефтепромысловой технологии или вводе в эксплуатацию новых месторождений производится индивидуальная корректировка нормативов ранее установленного срока их пересмотра.1.9. Нормативы технологических потерь нефти разрабатываются на основании результатов научно - исследовательских работ и утверждаются руководством Минтопэнерго РФ.2. Основные термины и определения2.1. Пластовая нефть - природная смесь углеводородов различных групп, находящихся в жидком состоянии, с примесью других (сернистых, азотистых, кислородных) соединений, залегающая в недрах земли.2.2. Добыча нефти - комплекс технологических и производственных процессов, связанных с извлечением нефти из недр на земную поверхность, сбором и подготовкой ее на промыслах по качеству, соответствующему требованиям действующих стандартов или нормативных документов.2.3. Валовая добыча нефти - суммарная масса нефти, сданная потребителям (товарная нефть), израсходованная на собственных нужды нефтегазодобывающего предприятия, находящаяся в технологическом оборудовании, а также потери.2.4. Товарная нефть - нефть, физико - химические и другие свойства которой отвечают требованиям ГОСТа 9965, ОСТов или условиям поставки ее потребителям.2.5. Подготовка нефти - технологические процессы, обеспечивающие получение товарной нефти.2.6. Потери нефти - часть валовой добычи нефти, не сохраненной и не использованной потребителями.2.7. Технологические потери нефти - количество нефти, которое теряется при применяемой технике и технологии на нефтепромысловых объектах добычи, сбора, подготовки и транспорта.2.8. Фактические технологические потери нефти (в отличие от плановых) - реальное количество нефти, теряемое в данный момент времени из источников потерь без нарушения технологии производства.2.9. Нормы технологических потерь нефти в нефтепромысловом производстве - количество безвозвратных потерь нефти по процессам или источникам выделения нефти в окружающую природную среду при современном уровне используемых техники и технологии и при условиях соблюдения технологических регламентов, правил и инструкций по эксплуатации и обслуживанию оборудования, технологических аппаратов и сооружений.2.10. Нормативы технологических потерь нефти - укрупненные нормы, учитывающие общие удельные технологические потери нефти в целом по предприятию. Они могут быть дифференцированы по основным технологическим процессам нефтепромыслового производства и периодам года.2.11. Базовые нормативы технологических потерь нефти - нормативы года, предшествующего нормируемому периоду.2.12. Нормирование технологических потерь нефти - установление норм и нормативов технологических потерь нефти.3. Основные положения по организации НИРпо определению технологических потерь нефти и порядкурассмотрения их результатов3.1. Разработке и формированию нормативов технологических потерь нефти предшествуют научно - исследовательские работы по установлению фактического их уровня в процессах нефтепромыслового производства.Они проводятся территориальными институтами отрасли.3.2. При проведении НИР (по пункту 3.1) территориальные институты - исполнители руководствуются "Методическими указаниями по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации".3.3. Методическое руководство по определению величины технологических потерь нефти осуществляет институт ИПТЭР - институт отрасли по проблеме нормирования и сокращения потерь нефти. Методическое руководство по решению экономических проблем сокращения и нормирования потерь нефти осуществляется институтом ВНИИОЭНГ.3.4. Исходная информация и результаты НИР по определению технологических потерь нефти оформляются исполнителями в виде отчета согласно "Техническим требованиям к проведению исследований по определению технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях и представлению их результатов" (Приложение А).3.5. Результаты НИР представляются на экспертизу в институт ИПТЭР. При наличии замечаний принципиального характера отчетные материалы возвращаются на доработку.3.6. Если результаты НИР удовлетворяют техническим требованиям в части проведения исследований, полноты содержания, то на их основании институтом ИПТЭР разрабатываются проекты нормативов технологических потерь нефти для предприятий нефтяных компаний и составляется сводный проект нормативов технологических потерь нефти по компаниям с включением в него нормативов по предприятиям, а также порядок применения нормативов.4. Порядок нормирования технологических потерь нефти4.1. Исходными данными для нормирования технологических потерь нефти являются результаты научно - исследовательских работ, выполненные и оформленные в соответствии с "Техническими требованиями..." (Приложение А).4.2. По первому году нормируемого периода по источникам технологических потерь нефти от испарения и утечек в качестве норм принимаются фактические технологические потери нефти на момент разработки проекта нормативов. Единицей измерений норм являются % мас. от количества нефти до источников потерь. По остальным источникам принимаются откорректированные фактические технологические потери нефти по формулам (17, 18, 20) "Методических указаний..." в зависимости от прогнозируемых обводненности и газовых факторов нефти на конец первого года нормируемого периода.4.3. По второму году нормируемого периода по источникам потерь нефти от испарения и утечек нормы технологических потерь принимаются ниже уровня норм первого года на величину сокращения потерь от внедрения планируемых в первом году технико - технологических и организационных нефтесберегающих мероприятий. По остальным источникам принимаются откорректированные фактические технологические потери нефти по формулам (17, 18, 20) "Методических указаний..." в зависимости от прогнозируемых обводненности и газовых факторов нефти на конец второго года нормируемого периода, а также от планируемого внедрения в первом году нормируемого периода технико - технологических и организационных нефтесберегающих мероприятий.4.4. По третьему году нормируемого периода по источникам потерь нефти от испарения и утечек нормы технологических потерь принимаются ниже уровня норм второго года на величину сокращения потерь от внедрения планируемых во втором году нормируемого периода технико - технологических и организационных нефтесберегающих мероприятий. По остальным источникам принимаются откорректированные фактические технологические потери нефти по формулам (17, 18, 20) "Методических указаний..." в зависимости от прогнозируемых обводненности и газовых факторов нефти на конец третьего года нормируемого периода, а также от планируемого внедрения в первом и втором году нормируемого периода технико - технологических и организационных нефтесберегающих мероприятий.4.5. На последующие годы нормируемого периода порядок формирования норм технологических потерь нефти по источникам не изменяется.4.6. Проект норм технологических потерь нефти по источникам представляется в виде таблицы 1.Таблица 1НОРМЫТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ ПО ИСТОЧНИКАМПО __________________________ НА 1998 - 2002 Г.(наименование предприятия)в % мас. от массы нефти до источника-----------T--------T----T-------T-------T-------T-------T-------¬¦Наименова-¦Наимено-¦Вид ¦1998 г.¦1999 г.¦2000 г.¦2001 г.¦2002 г.¦¦ние место-¦вание ¦по- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦рождения ¦источни-¦терь¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ка по- ¦неф-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦терь ¦ти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+----------+--------+----+-------+-------+-------+-------+-------+¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦+----------+--------+----+-------+-------+-------+-------+-------+¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦L----------+--------+----+-------+-------+-------+-------+--------4.7. Нормативы технологических потерь нефти для нефтегазодобывающего предприятия по годам нормируемого периода рассчитываются по формуле 1 как средневзвешенные по источникам потерь (% мас.) и представляются в виде таблицы 2:SUM N x mi iN = -----------, (1)Вгде:N - нормы технологических потерь нефти i-го источника, %iмас.;m - масса нефти до источника потерь, т/год;iВ - валовая добыча нефти предприятия, т/год.Таблица 2НОРМАТИВЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИПО __________________________ НА 1998 - 2002 Г.(наименование предприятия)в % мас. от валовой добычи нефти-------------------------T-------T-------T-------T-------T-------¬¦ Виды технологических ¦1998 г.¦1999 г.¦2000 г.¦2001 г.¦2002 г.¦¦ потерь нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦+------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+¦Потери нефти от ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦испарения из резервуаров¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+¦Унос нефти сточными ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦водами ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+¦Унос капельной нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦потоком газа ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+¦Утечки нефти из ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦фланцевых соединений ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦и уплотнений ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦+------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+¦Итого: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦L------------------------+-------+-------+-------+-------+--------4.8. Нормативы технологических потерь нефти для нефтяной компании или акционерного общества по годам нормируемого периода устанавливаются как средневзвешенные по предприятиям, входящим в их состав.5. Порядок применения нормативов технологическихпотерь нефти в производственной деятельностинефтегазодобывающих предприятий5.1. Учет технологических потерь нефти и их списание.5.1.1. Нормативная величина технологических потерь нефти (П, т) для нефтегазодобывающего предприятия равна:П = 0,01 x B x N, (2)где:В - валовая добыча нефти за плановый период, т;N - норматив технологических потерь нефти для нефтегазодобывающего предприятия, % мас.5.1.2. Величина фактических потерь нефти определяется расчетно - экспериментальным методом в соответствии с положениями "Методических указаний по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации".5.1.3. Списание нефти в технологические потери производится по фактической величине потерь, но в пределах установленного норматива, ежемесячно комиссией в составе главного инженера предприятия, бухгалтера, главного технолога, начальника цеха ППН и оформляется актом.5.1.4. В случае, когда фактические потери нефти превышают нормативную величину технологических потерь, к исполнительному балансу представляется

ПРАВИЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ АВТОМОБИЛЬНЫХ ШИН (утв. Минпромом РФ 26.12.1996, Минтрансом РФ 16.06.1997)  »
Постановления и Указы »

www.lawmix.ru

Современные проблемы и перспективные направления обеспечения достоверного учета нефтепродуктов

Вопросы учёта и экономии энергетических ресурсов - нефти, нефтепродуктов, газа, тепловой и электрической энергии - являются во многом определяющими для нашей страны, особенно с учётом того, что энергоёмкость российской промышленности существенно превосходит аналогичный показатель развитых зарубежных стран. Процесс энергосбережения будет эффективен только при фактическом учёте энергоресурсов, обеспечить который могут только достоверные измерения при условии их единообразия.

В этих условиях учёт - это необходимое средство для защиты интересов Государства, интересов Потребителя, и защиты права собственников - права на цивилизованную форму разрешения споров о количестве нефтепродуктов при товарных операциях, т.е. на арбитраж.

С точки зрения интересов нефтяной Компании, по нашему мнению, учёт должен удовлетворять двум главным требованиям. Учёт должен обеспечить:
  • «прозрачность» потока нефтепродуктов для себя, с целью оптимизации управления;
  • защиту от законных претензий партнёров по рынку, потребителей и контрольных органов всех уровней.
Учёт и арбитраж базируются на наличии:
  • средств измерений, имеющих нормативную погрешность не только при выпуске с производства, но и в процессе эксплуатации;
  • нормативных документов, которые регламентируют нормы погрешности средств измерений, методики поверки средств измерений, нормы погрешности самих измерений и процедуры измерений (МИ), понятные правила принятия решений о недостачах и излишках;
  • достоверных нормативов технологических потерь нефтепродуктов и потерь от естественной убыли и правил их применения при учётных операциях.

Критерием оценки достоверности учётных операций с нефтепродуктами на НПЗ, нефтебазах и АЗС служит величина небаланса по результатам инвентаризации за месяц.   

Достаточным условием сведения баланса, как правило, является выражение:

     (1)

где: ∆М – фактическая величина небаланса по результатам инвентаризации;∆mдоп – допустимое расхождение между массой книжных остатков нефтепродуктов (остатков по бухгалтерскому учету) МКН и измеренной массой остатков в резервуаре МР на момент сведения материального баланса, кг, определяемое по формуле:

    (2)

где - относительная погрешность измерения массы остатка нефтепродукта в резервуаре, %, определяемая по ГОСТР 8.595-2004г.

Масса книжного остатка нефтепродуктов МКН на момент сведения баланса по нефтепродуктам рассчитывается по формуле:

     (3)

где:   MОНП - масса остатка нефтепродукта на начало периода сведения баланса, кг;М ПР - масса нефтепродукта, поступившего за период сведения баланса, кг;М о - масса нефтепродукта, реализованного за период сведения баланса, кг;

М ПР ТП - масса технологических потерь и естественной убыли нефтепродукта, начисленная в течение периода, за который сводится материальный баланс, кг.

Практика показывает, что фактическая величина небаланса может превышать 10%. Основными факторами, влияющими на величину небаланса, как показывает анализ выражений 1-3 и подтверждает практика, являются величина погрешности измерений массы при приёме, отпуске и снятии остатков в резервуарах, расчет суммарной погрешности по формуле ГОСТ ГОСТР 8.595-2004г. и достоверность нормативов технологических потерь нефтепродуктов, а так же правильность их применения.

Подходы к оценке погрешности при сведении материального баланса будут представлены на нашем сайте в следующих статьях.

На вопросах нормирования и применения технологических потерь необходимо остановиться более глубоко, поскольку данный аспект является новым для нефтебаз и АЗС после выхода приказов Минэнерго от 13 августа 2009 года №364 и от 1 ноября 2010 года №527/236  об утверждении норм естественной убыли нефтепродуктов при хранении и перевозке.

Следует отметить, что в соответствии с Налоговым кодексом РФ, существует два вида потерь нефтепродуктов - потери от естественной убыли при транспортировке и хранении и технологические потери при производстве и транспортировке. Установление норм естественной убыли нефтепродуктов относится к компетенции Правительства Российской Федерации. Установление норм технологических потерь относится к компетенции юридических лиц, осуществляющих деятельность с нефтепродуктами. В 2009 году вышли новые нормы естественной убыли при хранении нефтепродуктов, а в 2010 нормы естественной убыли при перевозке нефтепродуктов. Объявленные приказами Минэнерго РФ данные нормы частично отменили действие постановление Госснаба СССР от 26.03.1986 г. №40 «Об утверждении норм естественной убыли нефтепродуктов при приёме, хранении, отпуске и транспортировании», чем внесли больше противоречий в действующее законодательство. Указанные документы допускают лишь убыль при хранении и перевозке нефтепродуктов различными видами транспорта. Что же касается операций приёма и отпуска нефтепродуктов, как составной части процесса транспортировки, то для них нормы естественной убыли остались в постановлении Госснаба СССР от 26.03.1986 г. №40, в то время как в разъяснениях Минэнерго они относятся к технологическим потерям и должны нормироваться юридическими лицами, осуществляющими деятельность с нефтепродуктами. Но нигде не определено, как нормировать эти технологические потери и по каким методикам их рассчитывать.

В методических рекомендациях по применению главы 25 «Налог на прибыль организаций» части второй Налогового кодекса Российской Федерации, утвержденных приказом МНС России от 20.12.02 г. № БГ-3-02/729 (в ред. от 27.10.03 г.), разъясняется, что технологические потери возникают в процессе производства и (или) при транспортировке и обусловлены эксплуатационными (техническими) характеристиками оборудования, используемого при производстве и транспортировке товаров. Таким образом, технологические потери возникают в силу особенностей применяемых технологий.

В процессе транспортировки продуктов переработки нефти могут возникать как технологические потери, так и естественная убыль. Чтобы установить вид потерь, необходимо определить причину их возникновения. Так, если потери вызваны изменением физико-химических свойств, например испарением, данные потери следует учитывать как естественную убыль. Если же в результате потерь физико-химические свойства не изменяются, такие потери следует классифицировать как технологические. Например, при перевозке дизельного топлива  автомобильным транспортом часть его остается на стенках цистерны. Его физико-химические свойства не изменяются, на стенках цистерны остаётся то же самое топливо, поэтому данные потери следует учитывать как технологические.С учётом анализа нормативных документов и источников информации, приведённых в настоящем отчёте, классификацию потерь нефтепродуктов для нефтебаз и АЗК (АЗС) целесообразно проводить по следующим критериям:
  1. По видам потерь
  2. По источникам возникновения
  3. По видам технологических процессов
По видам и источникам возникновения классификация потерь представлена на рисунке 1.

                                                                  Рис.1 Классификация потерь нефтепродуктов

При классификации безвозвратных технологических потерь по видам технологических процессов и связанных с ними продуктов (таблицы 1,2) за основу приняты типовые для НПЗ, нефтебаз (НБ) и АЗК (АЗС) технологические (бизнес) процессы.  

Представленная в таблицах 1,2 классификация наиболее полно отражает виды безвозвратных технологических потерь на НПЗ, НБ и АЗС, которые могут быть использованы при сведении материального баланса. Потери от погрешности измерений не относятся к категории технологических.

Потери от погрешности (неопределенности) измерений не могут быть нормированы для НПЗ, НБ и АЗС аналогично другим видам потерь, поскольку погрешность является случайной величиной и может зависеть от большого числа переменных во времени факторов.

Наряду с этим данный вид потерь целесообразно классифицировать и определять в течении межинвентаризационного периода, что позволит:
  • уменьшить недостоверность оценки массы при сведении материального баланса и определении фактических потерь на НБ и АЗС, особенно при наличии систематической составляющей погрешности;
  • предъявлять обоснованные претензии к поставщикам нефтепродуктов;
  • сократить риски хищений нефти и нефтепродуктов.

В настоящее время  классификации потерь от погрешности (неопределенности) измерений применительно к целям НПЗ, НБ и АЗС и методик их определения не существует.

В тоже время, при наличии систематической составляющей погрешности измерений массы нефтепродуктов при приёме на нефтебазах и АЗС и отпуске в автотранспорт на НБ и АЗС, потери могут быть фактическими и безвозвратными. Данный вид потерь может быть учтён при составлении договоров поставок и отражен в МИ, аттестованной в соответствии с ГОСТ Р8.563-2009г.

Таблица 1- Классификация безвозвратных технологических потерь нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС по видам технологических процессов.

        -  Таблица 2 - Классификация безвозвратных потерь по видам технологических процессов для НПЗ+ потери существуют и могут  нормироваться;– потери не существуют и не нормируются;

± потери могут существовать.

С учётом представленной классификации основными методиками для нормирования технологических потерь нефтепродуктов для НБ и АЗС являются:
  1. Методики определения потерь при приёме в резервуары;
  2. Методики определения потерь при  отпуске в транспортные средства;
  3. Методики определения потерь при дренировании резервуаров с нефтью и нефтепродуктам на нефтебазах;
  4. Методики определения технологических потерь от не плотности оборудования;
  5. Методики определения технологических потерь при зачистке резервуаров;
  6. Методики определения технологических потерь при  приёме из транспортных средств от неполного слива;
  7. Методики определения технологических потерь от погрешности измерений.

В настоящее время методик определения потерь при дренировании резервуаров с нефтью и нефтепродуктам на нефтебазах и от погрешности (неопределенности) измерений не существует.

Существующие методики определения технологических потерь от не плотности оборудования, технологических потерь при зачистке резервуаров не в полной мере учитывают все процессы, происходящие во время технологических операций (например, потери при вентиляции газового пространства и др.) и из практики дают завышенные на 20-30% результаты.

В общей сумме потерь более 70% составляют испарения нефтепродуктов с высоким давлением насыщенных паров при их транспортировании, хранении и различных операциях, связанных с опорожнением и наполнением ёмкостей.

В связи с указанным выше, необходимо рассматривать методические подходы к методикам 1,2,4, существующие в сфере экологического нормирования за выбросами продуктов переработки нефти, нефтепродуктов и существующие методики определения норм естественной убыли нефтепродуктов в сфере их учёта.

С целью определения размера платы за пользование природными ресурсами, государственным комитетом Российской Федерации по охране окружающей среды введена методика расчёта выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, утверждённая приказом № 199 Государственного комитета Российской Федерации по охране окружающей среды от 1998 г. Данная методика устанавливает порядок определения выбросов загрязняющих веществ из резервуаров для хранения нефтепродуктов расчётным методом. Полученные результаты используются при учёте и нормировании выбросов загрязняющих веществ. Для целей учёта нефтепродуктов применяются в настоящее время, как было описано выше, нормы естественной убыли нефтепродуктов введенные в действие постановлением Госснаба СССР №40-86г. и РД 153-394-033-98.

Нормы, полученные по указанному постановлению, являются предельными, то есть в случае удовлетворительной работы дыхательной арматуры, герметичности резервуара и при отсутствии случаев несанкционированного забора нефтепродукта из резервуара данные нормы не могут превышаться. При сопоставлении значений выбросов нефтепродуктов из резервуара, полученных по упомянутым методикам, обнаруживается их значительное расхождение, показанное на рисунке 2. Данные получены для второй климатической зоны в осенне-зимний период. Анализ приведённых графиков, показывает, что расхождение рассчитанных значений значительно возрастает при увеличении оборачиваемости резервуара. Это характерно и для автозаправочных станций, не оборудованных системами улавливания паров из топливных баков автомобилей.

Рисунок 2 – Нормативы потерь нефтепродуктов из стационарных резервуаров, рассчитанные по разным методикам

     Известные методы определения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения подразделяются на прямые и косвенные.

     К прямым методам относятся методы непосредственного измерения или расчёта объёма (массы) паров углеводородов, вытесняемых из ёмкости в процессе сливо-наливных операций или хранения нефти и нефтепродуктов. Достоинством прямых методов является достаточно хорошая точность измерений, а недостатком - трудоёмкость проведения измерений в промышленных условиях на действующих установках, резервуарах.

В первом случае фактические потери нефтепродуктов определяют по количеству паров нефтепродуктов, выходящих из резервуара при дыханиях, или сравнивают результаты измерений показателей количества и качества нефтепродуктов до и после хранения.

Например, было установлено, что суточные выбросы паров бензина в летнее время в типовом резервуаре ёмкостью 5000 м.куб. в среднем составляют: от «малого дыхания» – 105 кг, от «большого дыхания» – 0,56 кг/м.куб.при наливе и 0,1 кг/м.куб. при сливе. К недостаткам следует отнести конструктивные недостатки отдельных типов счётчиков, а именно – для камерных, низкая чувствительность; для тахометрических, сложность эксплуатации при низких температурах и другие. Кроме того, как недостаток следует отметить, использование в измерительной зависимости постоянного значения объёмной концентрации паров для всего периода измерения, а также сложность считывания показаний приборов.

Сравнение результатов измерения количества нефтепродуктов в резервуарах до и после хранения также позволяет выявить величину выбросов паров нефтепродуктов. Этот метод распространён, так как измерение количества хранящихся нефтепродуктов на нефтебазах и складах проводится после каждой опера­ции и при снятии фактических остатков. Однако погрешность средств измерения применяемых при реализации данного метода, не позволяет фиксировать малые расходы, так при возрастании уровня продукта на10(минус 3-ей степени)м. для РВС-1000 (диаметр 14,66 м) объём паров нефтепродукта вышедших из газового пространства может составить около 0,167 м.куб. (167 л), в пересчёте на массу – 0,187 кг.

Кроме того, погрешность определения выбросов паров нефтепродуктов зависит от точ­ности применяемых приборов и промежутка времени между исход­ными и последующими измерениями. С увеличением срока хранения нефтепродукта точность определения величины выбросов повышается. Однако в этом случае не удается определить причины выбросов и тем самым затрудняется их нормирование.

При использовании расчётных методов резервуар с нефтепродуктами рассматривается как замкнутая система, в которой за счёт измерения одних показателей, прогнозируется изменение других. Так величина выбросов паров из резервуаров, сообщающихся с атмосферой через дыхательные клапаны, может определяться по различным методикам, которые применимы для определённых ситуаций (расчёт потерь от «малых», «больших дыханий»), либо использующие средние значения некоторых параметров входящих в результирующие зависимости.

Полученные по указанным методикам результаты, используются при учёте и нормировании выбросов загрязняющих веществ от источников предприятий, технологические процессы которых связаны с хранением нефтепродуктов в резервуарах различных типов, а также в экспертных оценках для определения экологических характеристик подобного оборудования.

Использование расчётных методов при определении потерь от «малых дыханий» приводит к весьма приблизительным результатам (погрешность до 50-100%), так как малые дыхания длительны и в этот период происходят значительные изменения температуры, как нефтепродукта, так и окружающей среды, также наблюдаются перепады атмосферного давления. Поэтому для получения более точных результатов измерительная аппаратура должна обобщать большое количество исходных данных о состоянии нефтепродукта, окружающей среды и других параметров, полученных с малой дискретностью в течение длительного времени, что характерно для методов, основанных на непосредственных измерениях параметров.

     Таким образом, учитывая совокупность изложенного выше, необходимо разработать новые методики  определения технологических потерь, учитывающие все основные факторы, и основанные на расчётно-экспериментальных методах с применением современных средств измерений.

Для решения подобных задач компания «КИПЭНЕРГО» предлагает измерительные установки «АТ» предназначенные для коммерческого учета нефтепродуктов в единицах массы / объема.

Также в комплекс мер по обеспечению достоверного учета нефтепродуктов входят услуги в сфере учетных операций с нефтью и нефтепродуктами, которые уже показали свои результаты в наших проектах.

www.kipenergy.ru