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

–руководителя (специалиста) ОЭН (с целью обеспечения актуальности градуировочных таблиц на ЛЧ МН и ТТ);

–руководителя (и специалиста/специалистов) ТТО (с целью обеспечения достоверности данных и соответствия порядка проведения инвентаризации установленным требованиям).

Рабочие комиссии структурных подразделений создаются приказом по филиалу. Рабочая комиссия структурного подразделения состоит не менее чем из трех инженерно-технических работников данного подразделения с обязательным включением в состав комиссии лиц, ответственных за эксплуатацию объектов инвентаризации. Рабочая комиссия структурного подразделения возглавляется руководителем структурного подразделения или его заместителем. Персональный состав рабочей комиссии оговаривается в каждом ежемесячном приказе на ее создание.

Председатель и члены комиссии по инвентаризации нефти несут ответственность за соблюдение установленного порядка проведения инвентаризации, своевременное и надлежащее оформление документов по итогам ее проведения, достоверное отражение в них данных о фактических результатах выполненных измерений, зарегистрированных показаний применяемых СИ. В соответствии с должностной инструкцией руководитель отдела главного метролога ОСТ (службы главного метролога филиала ОСТ) несет ответственность за наличие актуальных градуировочных таблиц на меры вместимости, действующих свидетельств о поверке СИ, применение аттестованных методик (методов) измерений, обеспечение эффективного надзора за соблюдением метрологических правил и норм.

Рабочая комиссия структурного подразделения регистрирует первичные данные, необходимые для проведения инвентаризации нефти, по состоянию на 24:00 московского времени последнего числа отчетного месяца и передает их в филиал ОСТ.

С целью определения физико-химических показателей качества нефти, используемых при инвентаризации, испытательная лаборатория производит испытания проб нефти, отбираемых из резервуаров (мер вместимости). Испытания проб нефти осуществляются стандар-

31

тизованными (аттестованными) лабораторными методами в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858. Сведения о показателях качества нефти для целей инвентаризации испытательная лаборатория также направляет постоянно действующей комиссии филиала.

Объектами инвентаризации в ОСТ являются: 1) меры вместимости:

–резервуары РП (резервуары товарные, резервуары аварийного сброса);

–технологические резервуары структурных подразделений (емкости системы сбора и откачки утечек и дренажей, емкости системы сглаживания волн давления);

–топливные резервуары (емкости котельных для использования нефти на собственные нужды, емкости электростанций для использования нефти при выработке электроэнергии на собственные нужды);

–технологические резервуары ЛЧ МН (дренажные емкости);

–железнодорожные цистерны;

–танки наливных судов;

2)линейная часть магистральных нефтепроводов;

3)технологические трубопроводы структурных подразделений (в том числе оборудование, входящее в их состав: запорная арматура, насосные агрегаты, ФГУ, регуляторы давления и т. д.).

Порядок проведения инвентаризации нефти на каждом объекте или в группе объектов оговаривается в инструкции по проведению инвентаризации нефти структурного подразделения и филиала.

Объекты, участвующие в проведении инвентаризации, включаются

вперечень объектов инвентаризации. Объекты, не участвующие в проведении инвентаризации, включаются в перечень объектов, не участвующих в инвентаризации. Перечни объектов инвентаризации и перечни объектов, не участвующих в инвентаризации, структурного подразделения, филиала и ОСТ могут корректироваться в связи с изменениями.

Ответственными за разработку и внесение изменений в перечни являются:

– по структурному подразделению – начальник структурного подразделения;

32

– по филиалу и ОСТ – ОЭН, ОГМ филиала и ОСТ.

При разработке перечней обеспечивается единая идентификация объектов инвентаризации, а именно их нумерация, обозначение и наименование, в соответствии с действующими градуировочными таблицами.

Границами проведения инвентаризации нефти в ЛЧ МН между смежными ОСТ являются границы балансовой ответственности между смежными филиалами ОСТ, установленные совместными распорядительными документами.

Границы проведения инвентаризации нефти в ЛЧ МН между смежными филиалами внутри ОСТ устанавливаются распорядительным документом ОСТ.

У лиц, ответственных за эксплуатацию объектов инвентаризации структурных подразделений, должны находиться копии градуировочных таблиц на линейную часть МН, на технологические трубопроводы, на меры вместимости. Постоянно действующие и рабочие комиссии также обеспечиваются официально заверенными и зарегистрированными копиями градуировочных таблиц.

Объекты инвентаризации, не имеющие действующих градуировочных таблиц и/или свидетельств о поверке, освобождаются от нефти до проведения инвентаризации. Подтверждающим документом является акт о вытеснении нефти.

Распоряжением по структурному подразделению определяется перечень средств измерений и оборудования (в том числе вспомогательного), оборудования для отбора проб, необходимых для проведения инвентаризации, с указанием заводских номеров и мест их хранения. Перечень СИ и оборудования согласовывается главным метрологом филиала ОСТ. При изменении состава СИ или оборудования до проведения инвентаризации перечень подлежит актуализации.

Применяемые при инвентаризации нефти СИ должны иметь действующие свидетельства о поверке, оформленные в соответствии с требованиями соответствующих методик поверки.

33

С целью контроля работоспособности и достоверности показаний стационарных СИ уровня в случае их применения при инвентаризации нефти в течение последней декады отчетного месяца должно проводиться сличение показаний стационарных СИ уровня с результатами измерений, полученными с помощью поверенной измерительной рулетки (метрштока), с записью в журнале. Порядок проверки работоспособности и достоверности показаний стационарных СИ уровня и лица, ответственные за ее проведение, определяются соответствующей инструкцией по проведению инвентаризации нефти.

В случае выявления в результате проверки разницы значений уровня более 3 мм измерения уровня при инвентаризации нефти проводятся поверенной измерительной рулеткой или метрштоком до установления и устранения причин расхождения показаний. В случае выявления разницы значений уровня не более 3 мм измерения уровня при инвентаризации допускается проводить стационарными СИ.

Допускается не проводить сличение показаний стационарных СИ уровня с измерениями, выполненными с помощью поверенной измерительной рулетки (метрштока), для технологических резервуаров структурных подразделений, технологических резервуаров ЛЧ МН, топливных резервуаров:

–номинальной вместимостью менее 3000 м3;

–оснащенных стационарными СИ уровня с погрешностью более

3 мм.

Средства измерений, применяемые при инвентаризации, должны иметь свидетельство (сертификат) об утверждении типа СИ.

Применяемые при проведении инвентаризации нефти программ-

ные комплексы по автоматизированному расчету количества и показателей качества нефти проходят аттестацию в установленном порядке.

Наименование объектов инвентаризации в актах инвентаризации должно соответствовать их наименованию в перечне объектов инвентаризации.

34

1.11. ВЕДЕНИЕ ТКО И ОФОРМЛЕНИЕ ОТЧЕТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

ПРИ ПРИЕМЕ/СДАЧЕ НЕФТИ НА ЭКСПОРТ

Нефть, транспортируемая за пределы территории Таможенного союза, подлежит таможенному контролю. Контроль за фактическим перемещением нефти за пределы таможенной территории проводится должностными лицами, которые назначаются приказом по таможенному подразделению Российской Федерации.

Порядок перемещения нефти за пределы таможенной территории Таможенного союза и порядок допуска уполномоченных должностных лиц таможенных органов Российской Федерации на ПСП оговариваются в действующих нормативных документах. В морских нефтеналивных портах взаимоотношения ПСП и регионального таможенного органа устанавливаются регламентом обработки морского тоннажа, который согласовывается с таможенным органом.

Таможенные органы в соответствии с Федеральным законом осуществляют следующие функции при осуществлении контроля за фактическим перемещением нефти через таможенный пункт пропуска (ТПП):

–проверка наличия МП, согласованного с таможенным органом;

–снятие показаний СИКН совместно с работником ПСП;

–получение акта приема-сдачи нефти или заверенной копии;

–получение на ПСП паспорта нефти или заверенной копии;

–проверка соответствия показателей качества нефти требованиям ГОСТ Р 51858;

–при переходе на РСУ – участие совместно с работниками ПСП

вснятии показаний с СИ, применяемых при РСУ, в определении массы нефти;

–сличение снятых показаний СИКН с данными, внесенными работниками ПСП в журнал регистрации показаний СИ СИКН;

–наложение на акт приема-сдачи нефти средств идентификации (штампа, печати), заверение подписью и личной номерной печатью;

35

–периодический контроль за отбором проб нефти;

–контроль за оформлением актов приема-сдачи нефти в сроки действия ВТД;

–контроль выполнения работ при снятии пломб, наложенных работником таможни.

При оформлении актов приема-сдачи нефти на ТПП, расположенных на границе Российской Федерации, необходимо, чтобы акты на ТПП были датированы не ранее даты выпуска временной таможенной декларации (ВТД), МП и не позднее даты оформления актов приема-сдачи нефти в пункте назначения маршрута транспортировки.

Перемещение партии нефти через ТПП может осуществляться только в сроки действия ВТД, указанные в МП.

На таможенных пунктах пропуска (ТПП) на основании полученных данных ежемесячно составляются реестр актов приема-сдачи нефти и акт приема-сдачи нефти на валовый месячный объем за отчетный месяц и направляются в ОСТ и в таможенные органы.

В пунктах назначения при сдаче нефти на экспорт акты приемасдачи нефти оформляются не менее чем в шести оригинальных экземплярах:

–один – остается на ПСП;

–один – передается лицу, осуществляющему прием нефти;

–четыре – направляются в ОСТ, при этом один экземпляр из них остается в ОСТ, три – ОСТ направляет в ПАО «Транснефть» (один экземпляр – для грузоотправителя, один – для предоставления в таможенные органы Российской Федерации и один – для налоговых органов).

При транспортировке нефти на экспорт при оценке качества срок хранения арбитражных проб на случай разногласий устанавливается

всоответствии с ГОСТ 2517.

ОСТ, осуществляющие перемещение нефти за пределы таможенной территории Таможенного союза, осуществляют контроль выполнения таможенных требований и представляют отчеты в региональные таможенные органы.

Лица, в обязанности которых входит обеспечение исполнения требований таможенного законодательства при перемещении нефти

36

за пределы таможенной территории Таможенного союза и своевременное предоставление данных в региональные таможенные органы Российской Федерации, назначаются приказом по ОСТ.

Сформированные отчетные данные передаются в региональные таможенные органы не позднее 15 числа месяца, следующего за отчетным.

1.12.ОТПУСК НЕФТИ НА СОБСТВЕННЫЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НУЖДЫ

Впроцессе эксплуатации магистральных трубопроводов часто возникает необходимость использования нефти или нефтепродуктов на собственные и технологические нужды. Под собственными нуждами понимается потребность в приобретении определенного количества нефти для использования в качестве котельного топлива и огневого подогрева на объектах ОСТ, а под технологическими нуждами – потребность в приобретении определенного количества нефти для заполнения вновь вводимых объектов магистральных нефтепроводов и технологических остатков в резервуарных парках, а также для восполнения недостающего количества технологических остатков нефти в объектах ОСТ.

ОСТ не приобретает нефть для собственных нужд в качестве котельного топлива и огневого подогрева при имеющемся товарном остатке собственной нефти, полностью покрывающем годовую потребность в ее использовании.

Если остаток нефти частично покрывает годовую потребность в

ееиспользовании, то ОСТ по предварительному согласованию с ПАО «Транснефть» использует нефть, оприходованную по результатам инвентаризаций на собственные нужды, в качестве котельного топлива и огневого подогрева в пределах, предусмотренных бюджетом. Расчет количества нефти для закупки на собственные нужды осуществляется исходя из общей потребности в нефти за минусом имеющегося остатка оприходованной нефти. Приобретение нефти для технологических нужд и в качестве котельного топлива осуществляется на основании договоров купли-продажи между ОСТ (покупатель) и контрагентом (продавец).

37

План закупки нефти на собственные нужды формируется ТТО ОСТ на основании произведенных службой главного энергетика расчетов расхода топлива (в части нефти) на планируемый год.

Планируемое количество нефти, необходимое для заполнения вновь вводимых и реконструируемых объектов в следующем году, определяется на основании расчетов вместимости, планов-графиков освобождения и заполнения объектов системы магистральных нефтепроводов ПАО Транснефть» и других документов, совместно подготовленных эксплуатационными и товарными службами ОСТ. Количество нефти, необходимое для восполнения технологических остатков, утраченных в результате хищений и аварий, определяется инвентаризационной комиссией ОСТ на основании результатов инвентаризаций нефти.

Планы закупки нефти на собственные и технологические нужды согласовываются службами ПАО «Транснефть», после чего заключается договор купли-продажи.

Приобретение нефти в качестве котельного топлива осуществляется, как правило, поквартально или один раз в год с учетом специфики ОСТ. Приобретение нефти на технологические нужды, в том числе и для заполнения вновь вводимых объектов, осуществляется в сроки, позволяющие обеспечить оптимальные транспортные грузопотоки и выполнение утвержденных графиков транспортировки нефти.

Движение технологических остатков нефти и нефти, используемой в качестве котельного топлива, отражается в бухгалтерских и исполнительных балансах нефти в установленном порядке.

1.13. УЧЕТ НЕФТИ В ПУНКТАХ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО СЛИВА-НАЛИВА

При транспортировке партии нефти или нефтепродуктов в железнодорожных цистернах массу продукта определяют в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.595.

Применяются следующие методы:

– прямой метод статических измерений;

38

–по результатам налива нефти в цистерны с использованием СИКН (метод динамических измерений);

–косвенный метод статических измерений.

При измерениях массы нефти в железнодорожных цистернах прямым методом статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн массу брутто нефти в цистерне вычисляют как разность масс брутто до и после налива (слива) нефти в цистерны, измеренных на весах. Общую массу брутто нефти в железнодорожном составе находят суммированием масс брутто нефти в отдельных цистернах. Погрешность определения массы брутто этим способом не превышает 0,40 %.

При измерениях массы нефти в железнодорожных цистернах прямым методом статических измерений взвешиванием на весах в движении нерасцепленных цистерн и составов из них массу брутто нефти в составе вычисляют как разность масс брутто до и после налива (слива) в цистерны состава, измеренных взвешиванием на весах в движении. Погрешность определения массы брутто этим способом не превышает 0,50 %.

Учет массы наливаемого/сливаемого продукта с использованием СИКН производится по показаниям измерительных модулей автоматизированных систем налива/слива.

Обеспечивается коммерческий учет наливаемой (сливаемой) нефти (нефтепродукта) в единицах объема (при использовании объемного счетчика) или в единицах массы (при использовании массового расходомера) с допускаемой относительной погрешностью измерения: по объему ± 0,15 %, по массе ± 0,25 %.

В состав системы учета количества продукта при наливе (сливе) цистерн входят:

–индивидуальный преобразователь расхода (на каждый стояк);

–вибрационный датчик предельного уровня жидкости на каждую цистерну (при наливе);

–плотномер;

39

–поточные компьютеры, с которых информация передается на персональный компьютер с установленным программным обеспечением оператора системы измерений;

–клапан запорно-регулирующий с электроприводом (на каждый стояк);

–пробоотборник;

–программное обеспечение оператора системы измерений. Снятие показаний о массе сливаемого или наливаемого продукта

производится с дисплея конкретного поточного компьютера. Определение массы нефти (нефтепродукта) проводится по методикам выполнения измерений, основанным на методах динамических измерений.

При определении массы продукта косвенным методом статических измерений измерение уровня и отбор проб из железнодорожных цистерн выполняются не менее чем через 10 минут после окончания налива. Уровень нефти (нефтепродукта) измеряют с помощью метрштока в двух противоположных точках люка по продольной оси цистерны. Метршток вертикально опускают до дна цистерны через люк колпака, при этом контролируют, чтобы он не попал в углубление для нижних сливных приборов.

Отсчет показаний проводят по линии смачивания метрштока с дискретностью 1 мм. Расхождение между результатами измерений в двух противоположных точках люка не должно быть более 5 мм.

Плотность нефти измеряют переносным плотномером или определяют в лаборатории по объединенной пробе нефти, отобранной из цистерны. Массу брутто нефти определяют как произведение объема нефти и плотности, приведенной к условиям измерений объема, или как произведение объема нефти и плотности нефти, приведенных к стандартным условиям. Температура нефти (нефтепродукта) измеряется в каждом четвертом вагоне-цистерне при погрузке потребителям Российской Федерации и в каждом вагоне-цистерне при погрузке на экспорт.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти и массы нефтепродукта косвенным методом статических измерений не превышают 0,50 % массы продукта от 120 т и 0,65 % массы продукта до 120 т.

40