Товарно-коммерческие операции с нефтью и нефтепродуктами в подразделениях магистрального трубопроводного транспорта. Организация, порядок ведения, упр

месяц». Из этого же документа получают и посуточный прогнозный расчет качества принимаемой к транспортировке нефти.

ДУиПГ на основании полученных от ОСТ прогнозных данных, рассчитанных в соответствии с проектом ПГДН на планируемый месяц, разрабатывает и направляет в ОСТ карту уставок содержания серы в грузопотоках нефти на планируемый месяц.

ТТП ОСТ осуществляют контроль качества нефти при приеме/сдаче в/из МН, в установленные сроки передают в ПАО «Транснефть» данные о качестве нефти и отчетность об испытательных лабораториях (ИЛ).

Оценка показателей качества нефти проводится в ИЛ, аккредитованной в национальной системе аккредитации испытательных лабораторий Российской Федерации и имеющей аттестат аккредитации. В область аккредитации ИЛ должны быть включены методы испытаний нефти в объеме, обеспечивающем подтверждение соответствия качества нефти требованиям ГОСТ Р 51858.

Определение показателей качества нефти проводят стандартизованными методами. Допускается проводить определение показателей качества нефти с помощью автоматизированных средств измерений (анализаторов) утвержденных типов, сведения о которых внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений, метрологические характеристики которых не хуже установленных в стандартизованных методах.

Показатели качества нефти должны соответствовать: а) при приеме в систему МН:

–ГОСТ Р 51858;

–схеме нормальных (технологических) грузопотоков нефти;

–договорам об оказании услуг по транспортировке нефти.

21

Действия оперативного персонала при несоответствии фактических значений показателей качества нефти значениям, установленным при приеме/сдаче нефти, оговариваются регламентом взаимоотношений сторон.

Показатели качества нефти при приеме/сдаче нефти между смежными ОСТ определяются регламентом взаимоотношений между ними.

Для определения качества нефти проводят приемо-сдаточные

ипериодические испытания. Перечень контролируемых при этом показателей, методы испытаний и их периодичность оговорены ГОСТ Р 51858. Для проведения данных испытаний отбирают точечные, объединенные и накопительные пробы нефти в соответствии с ГОСТ 2517. Отбор проб проводится совместно лицами, осуществляющими прием/сдачу нефти. При отгрузке нефти на экспорт морским транспортом допускается проводить отбор проб только лицами, осуществляющими сдачу нефти. При приеме/сдаче нефти между смежными ОСТ отбор проб проводится согласно инструкции по эксплуатации СИКН.

При работе по РСУ на основе косвенного метода динамических измерений отбор среднесменной пробы нефти осуществляется автоматическим пробоотборником. При отказе или отсутствии автоматического пробоотборника каждые 2 ч проводится отбор точечной пробы нефти и измеряется плотность нефти точечной пробы ареометром или лабораторным плотномером.

При учете нефти по резервуарам проводится ручной отбор проб в соответствии с ГОСТ 2517.

Снятие на ПСП пробоотборника с объединенной пробой осуществляется посменно согласно регламенту взаимоотношений сторон

ив соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН. При отгрузке нефти на танкер снятие пробоотборника с объединенной пробой осуществляется по окончании отгрузки нефти на танкер.

Результаты приемо-сдаточных и периодических испытаний нефти оформляются протоколами испытаний, на основании которых оформляются паспорта качества нефти.

22

При наличии разногласий используют арбитражные пробы нефти, упаковка, маркировка и хранение которых осуществляются в соответствии с требованиями ГОСТ 2517. Сроки хранения арбитражных проб могут быть изменены по письменному согласованию сторон.

При разногласиях в оценке качества нефти проводятся испытания хранящейся арбитражной пробы в независимой испытательной лаборатории.

В целях оперативного контроля качества транспортируемой по МН нефти применяются поточные анализаторы и/или приборы экс- пресс-контроля показателей качества нефти.

1.7. ХРАНЕНИЕ НЕФТИ

Хранение нефти в системе МН осуществляется на основании договоров об оказании услуг по хранению нефти, заключаемых между грузоотправителями нефти и ПАО «Транснефть» или ОСТ на основании письменного разрешения ПАО «Транснефть».

Хранение нефти осуществляется в следующих случаях:

–при аресте или применении мер по обеспечению исков;

–при отказе грузополучателя от приема нефти;

–на основании письма грузоотправителя нефти об отмене или приостановке действия МП;

–при сдаче грузоотправителем нефти сверх заявки на транспортировку;

–при неполном распределении грузоотправителем количества нефти, сданной в систему МН;

–по окончании периода транспортировки;

–при неполной отгрузке нефти в пункте назначения.

Также хранение нефти осуществляется при иных обстоятельствах, исключающих возможность транспортировки нефти, сданной грузоотправителем в систему МН, возникших не по вине ПАО «Транснефть».

Срок хранения нефти определяется количеством полных суток, исчисляемых с момента приема в систему МН не оформленной маршрутным поручением нефти грузоотправителя до момента вы-

23

пуска МП. Если по инициативе грузоотправителя отменяется действующее МП, срок хранения нефти определяется количеством полных суток, исчисляемых с момента приема в систему МН нефти грузоотправителя до момента выпуска нового маршрутного поручения.

Нефть, составляющая мобильный (минимально необходимый) остаток нефти грузоотправителей, рассчитываемый в соответствии с условиями договора об оказании услуг по транспортировке нефти, не учитывается в расчетах услуг за хранение. Количество хранимой нефти за каждые сутки исчисляется отдельно по каждому производителю или грузоотправителю с разбивкой по ПСП исходя из остатков на начало периода, количества принятой в систему МН нефти за вычетом количества распределенной (оформленной МП) нефти и мобильного (минимально необходимого) остатка нефти грузоотправителей.

Количество хранимой нефти и стоимость услуг за хранение рассчитывается каждые сутки исходя из действующего тарифа в рублях за 1 т нефти в сутки. Тариф (стоимость хранения 1 т нефти в сутки) рассчитывается и утверждается ПАО «Транснефть».

По окончании месяца ПАО «Транснефть» в установленные договором об оказании услуг по хранению нефти сроки оформляет акты выполненных услуг и счета-фактуры за хранение нефти и направляет их грузоотправителям.

Возврат нефти осуществляется по истечении срока хранения или по требованию грузоотправителя на основании МП на дальнейшую транспортировку нефти в соответствии с договором об оказании услуг по транспортировке нефти.

1.8. КОМПАУНДИРОВАНИЕ НЕФТИ

Компаундирование – технологический процесс доведения показателей качества высокосернистой и высокопарафинистой нефти до требований, установленных схемой нормальных (технологических) грузопотоков и ГОСТ Р 51858.

Компаундирование не является способом транспортировки или частью транспортировки нефти, это самостоятельный технологиче-

24

ский процесс, представляющий собой контролируемое (управляемое) смешение нефти разных грузоотправителей, транспортируемой по системе магистральных нефтепроводов на территории Российской Федерации, имеющей разные качественные показатели, целью которого является доведение качества нефти до показателей, установленных ГОСТ Р 51858.

Компаундирование основано на процессе управляемого дозированного смешения (подмеса) высокосернистой и тяжелой нефти (класса 3 и 4, типа 3 и 4 по ГОСТ Р 51858) с нефтью более высокого класса и типа (малосернистой и сернистой по классу, легкой и средней по типу). Компаундирование выполняется путем поэтапного доведения показателей качества нефти (по содержанию серы, парафина, плотности и другим показателям) до норм, установленных схемой [1] для конкретного грузопотока от пункта отправления (начальный ПСП) до пункта назначения (конечный ПСП). Подкачку нефти для компаундирования осуществляют в периоды, связанные с естественными колебаниями качества нефти в потоке, сглаживая нестабильность параметров качества, характерную для транспортного потока при неуправляемом технологическом смешении.

Компаундированию подлежат нефти, принятые в систему магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов от грузоотправителей в пунктах отправления (начальных ПСП) с показателями качества:

–массовая доля серы – 1,81 % и более (высокосернистые и особо высокосернистые нефти по классификации ГОСТ Р 51858) с последующей транспортировкой (пункт назначения) на экспорт, НПЗ Российской федерации, ближнего и дальнего зарубежья;

–массовая доля парафина – 6,1 % и более (высокопарафинистые)

споследующей транспортировкой (пункт назначения) на экспорт, НПЗ ближнего, дальнего зарубежья и НПЗ Российской Федерации: Московский НПЗ, Ярославский НПЗ и Киришский НПЗ.

Компаундирование выполняют в системе магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на объектах ОСТ при наличии технологической и технической возможности проведения данного процесса.

25

Технологическая возможность компаундирования – это наличие необходимого количества малосернистой и сернистой нефти (1-го и 2-го класса качества), обеспечивающего процесс смешения нефти до нормативного запаса по качеству нефти в схеме. Нормативный запас качества есть величина, равная разности между нормативом, установленным схемой (или иными документами, регламентирующих содержание серы в грузопотоках), и абсолютной погрешностью, установленной для типа средств измерений и диапазона измеряемых показателей. Запас по качеству нефти в транспортном потоке после пункта компаундирования должен составлять не менее 5 % от нормы, установленной схемой нормальных (технологических) грузопотоков.

Техническая возможность компаундирования – наличие технических средств контроля и управления смешением (компаундированием) нефти, РП и ИЛ на объектах ОСТ, обеспечивающих процесс смесеобразования с возможностью автоматического регулирования заданных параметров качества.

Сроки оформления и предоставления отчетных документов.

При необходимости улучшения качественных характеристик принадлежащей им нефти грузоотправители заключают с ПАО «Транснефть» договор об оказании услуг по компаундированию нефти, согласно которому предоставляет заказ на транспортировку нефти с указанием партии (объема) компаундируемой нефти.

При оформлении маршрутного поручения на транспортировку конкретной партии нефти от грузоотправителя, с которым заключен договор, на нем устанавливается отметка об изменении качества в соответствии с заказом на транспортировку нефти.

ОСТ ежемесячно формирует реестр актов приема-сдачи нефти в пунктах отправления на партии нефти, предназначенные для компаундирования. Реестр актов в ПАО «Транснефть» проходит сверку, и на основании него формируются акты выполненных услуг по компаундированию нефти и счета-фактуры.

26

1.9. ОРГАНИЗАЦИЯ УЧЕТА НЕФТИ

Учет нефти в системе магистральных нефтепроводов осуществляют по массе нетто (масса брутто минус масса балласта) в тоннах, с округлением до целых значений.

При приеме и сдаче партии нефти на ПСП определяют ее массу и значения показателей качества. По их результатам оформляют акт приема-сдачи нефти и паспорт качества нефти. Кроме того, при отгрузке нефти морским, речным и железнодорожным транспортом оформляют коносамент и накладную в соответствии с правилами, установленными на этом транспорте. Сведения, отраженные в коносаменте и в железнодорожных накладных, соответствуют данным в актах приема-сдачи.

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

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

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

–прямым методом динамических измерений;

–косвенным методом динамических измерений;

–прямым методом статических измерений;

–косвенным методом статических измерений;

–косвенным методом, основанным на гидростатическом принципе. Нормы погрешности измерений массы нефти определяются по

ГОСТ Р 8.595.

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

27

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

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

–объема нефти (м3), измеренного каждым рабочим преобразователем расхода в рабочих условиях и приведенного к стандартным условиям;

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

–плотности нефти (кг/м3), измеренной поточным плотномером, приведенной к условиям измерений объема и к стандартным условиям;

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

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

–объема и плотности нефти, приведенных к условиям измерений объема;

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

СИКН (динамические методы учета) являются основной схемой учета, статические методы – резервной. Кроме статических методов учета в качестве резервной схемы возможно применение других СИКН или технических средств и средств измерений, реализующих косвенный метод динамических измерений массы нефти, с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, не превышающими 0,5 %.

Причины перехода на резервную схему учета, последовательность действий при переходе и процедура согласования перехода оговариваются в регламенте взаимоотношений сторон и инструкции по эксплуатации СИКН.

28

При одновременном отказе основной схемы учета нефти и РСУ в ходе приема или сдачи нефти в систему или из системы МН операции с нефтью прекращаются. В случае, если данный отказ произошел при приеме/сдаче нефти между смежными ОСТ, учет нефти осуществляют способом, установленным регламентом взаимоотношений сторон.

На ПСП морских нефтеналивных портов возможно на период устранения отказа существующей основной схемы учета производить отгрузку нефти в наливные суда, используя в качестве РСУ танки наливных судов или береговые резервуары при наличии действующих градуировочных таблиц. Порядок отгрузки нефти в наливные суда в данном случае также устанавливается регламентом взаимоотношений сторон.

1.10. ИНВЕНТАРИЗАЦИЯ НЕФТИ

Инвентаризация нефти и нефтепродуктов проводится с целью выявления их фактического наличия и его сопоставления с данными бухгалтерского учета. Для обеспечения единого порядка проведения инвентаризации нефти и подведения ее итогов для каждого структурного подразделения, филиала и ОСТ в целом разрабатывается инструкция по проведению инвентаризации нефти.

В данных инструкциях излагаются:

ичленов комиссии.

Винструкциях по проведению инвентаризации нефти филиала и ОСТ приводится перечень структурных подразделений, участвующих в проведении инвентаризации нефти (имеющих объекты инвентаризации).

29

В инструкции по проведению инвентаризации нефти структурных подразделений, филиала также определяется порядок регистрации измеренных данных с указанием места и способа регистрации в зависимости от технической оснащенности ОСТ (СДКУ, показывающие приборы, СА и ТМ и т. д.).

Инструкции по проведению инвентаризации нефти пересматриваются не реже одного раза в 5 лет или в связи с изменением порядка проведения инвентаризации объектов не позднее последнего числа месяца, в котором произошли изменения.

Инвентаризацию нефти проводят по состоянию на 24:00 московского времени последнего числа каждого месяца. Внеплановая (внеочередная) инвентаризация нефти проводится по приказу руководителя ОСТ в случаях:

–смены материально ответственных лиц на день приемкипередачи дел;

–при установлении фактов хищения нефти, при авариях и инцидентах с выходом нефти, при пожарах или стихийных бедствиях;

–при установлении оперативного дисбаланса нефти, не связанного с технологическими процессами транспортировки нефти по МН.

Для проведения инвентаризации нефти приказами по ОСТ и филиалу создаются сроком на 1 год постоянно действующие комиссии с указанием их персонального состава.

Постоянно действующая комиссия ОСТ (филиала) состоит не менее чем из трех работников ОСТ (филиала) при обязательном участии представителя ООО «Транснефть Финанс». Постоянно действующая комиссия ОСТ (филиала) возглавляется руководителем ОСТ (филиала) или его заместителем. В состав постоянно действующей комиссии ОСТ также включается работник службы безопасности ОСТ.

По решению председателя комиссии в состав постоянно действующей комиссии ОСТ (филиала) дополнительно включают:

–руководителя (специалиста) службы АСУ ТП (с целью обеспечения работоспособности автоматизированных СКУТ РП, применяемых при инвентаризации СА и ТМ, СИ давления и температуры нефти на объектах);

30