Об утверждении Правил учета нефти
ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 16 мая 2014 г. № 451
МОСКВА
Об утверждении Правил учета нефти
(В редакции постановлений Правительства Российской Федерации от 27.11.2014 № 1255, от 30.11.2016 № 1271, от 17.10.2022 № 1845)
В соответствии с пунктом 10 статьи 339 Налогового кодекса Российской Федерации Правительство Российской Федерации постановляет:
1. Утвердить прилагаемые Правила учета нефти.
2. Министерству энергетики Российской Федерации в течение 30 дней со дня вступления в силу настоящего постановления утвердить:
формы паспорта качества нефти, сводного месячного эксплуатационного рапорта, расчета массы нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти, расчета фактических остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти;
значения коэффициентов, учитывающих влияние температуры нефти в трубопроводе;
значения коэффициентов, учитывающих влияние давления нефти в трубопроводе;
порядок определения коэффициентов, учитывающих наличие свободного и растворенного газа в нефти;
порядок определения плотности нефти.
Председатель Правительства Российской Федерации Д.Медведев
УТВЕРЖДЕНЫ постановлением Правительства Российской Федерацииот 16 мая 2014 г. № 451
ПРАВИЛА учета нефти
(В редакции постановлений Правительства Российской Федерации от 27.11.2014 № 1255, от 30.11.2016 № 1271, от 17.10.2022 № 1845)
1. Настоящие Правила устанавливают порядок осуществления учета нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной (далее - нефть) , а также фактических потерь при ее добыче организациями, осуществляющими добычу нефти и газа (далее - организации) . Учет нефти включает в себя сбор, регистрацию, обобщение и документирование информации о количестве нефти.
2. Используемые в настоящих Правилах понятия означают следующее:
"баланс нефти" - сводный документ, составляемый по результатам осуществления учетных операций с нефтью, содержащий сведения о количестве добытой организацией массы нетто нефти, ее использовании и остатках на начало и конец отчетного периода;
"балласт нефти" - масса содержащихся в нефти воды, хлористых солей и нерастворимых в воде твердых веществ в виде осадка или во взвешенном состоянии (далее - механические примеси) , определенных с применением средств измерений и (или) результатов лабораторных испытаний; (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 17.10.2022 № 1845)
"добыча нефти" - комплекс технологических и производственных процессов по извлечению нефти из недр на земную поверхность, сбору и подготовке;
"залежь нефти" - естественное локальное (единичное) скопление нефти и газа, являющееся объектом учета запасов нефти на государственном балансе, в составе которого не выделены другие объекты учета запасов;
"косвенные методы измерений массы нефти" - методы измерений, при которых значение массы нефти определяют на основании результатов прямых измерений объема (объемного расхода) или уровня нефти в резервуарах, а также ее плотности, давления, температуры, либо гидростатического давления, температуры и уровня нефти в резервуарах; (Дополнение абзацем - Постановление Правительства Российской Федерации от 17.10.2022 № 1845)
"прямые методы измерений массы нефти" - методы, основанные на непосредственных измерениях массы нефти с применением средств измерений массы или массового расхода; (Дополнение абзацем - Постановление Правительства Российской Федерации от 17.10.2022 № 1845)
"масса нетто нефти" - масса нефти за вычетом масс отделенных воды, попутного нефтяного газа и примесей, а также содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей, определенных с применением средств измерений и результатов лабораторных испытаний;
"масса брутто нефти" - масса нефти, включающая в себя массу содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей в пределах, установленных национальным стандартом;
"нефтегазоводяная смесь" - смесь, извлеченная из недр, содержащая углеводороды широкого физико-химического состава, попутный нефтяной газ, воду, минеральные соли, механические примеси и другие химические соединения. Понятия "нефтегазоводяная смесь" и "скважинная жидкость" равнозначны; (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
"объект сбора и подготовки нефти" - трубопроводы, аппараты и резервуары, а также емкости, используемые при технологических процессах по обезвоживанию, обессоливанию и стабилизации нефтегазоводяной смеси с целью получения нефти, соответствующей требованиям национального стандарта;
"остаток нефти" - фактическое количество массы нетто нефти на объектах сбора и подготовки нефти;
"первичные учетные документы" - унифицированные формы документов, в которых отражаются результаты измерений дебита скважин по нефтегазоводяной смеси, состав нефтегазоводяной смеси и показатели нефти;
"пласт" - геологическое тело относительно однородного состава, ограниченное практически параллельными поверхностями - подошвой и кровлей;
"подготовка нефти" - совокупность технологических процессов по обезвоживанию, обессоливанию и стабилизации нефтегазоводяной смеси, направленных на получение нефти, соответствующей требованиям национального стандарта;
"показатели нефти" - количественные и физико-химические характеристики нефти (давление, температура, содержание воды, механических примесей, хлористых солей) , определяемые с применением методов прямых и косвенных измерений, а также путем лабораторных испытаний;
"потери нефти непроизводственные" - количество нефти, безвозвратно утраченное на объектах сбора и подготовки нефти, обусловленное нарушением нормативных и (или) технических документов, регламентирующих эксплуатацию оборудования и (или) сооружений, аварийными разливами и ситуациями, не предусмотренными проектной документацией на разработку месторождения (далее - проектная документация) ;
"потери нефти фактические" - количество нефти, безвозвратно утраченное на объектах сбора и подготовки нефти;
"потери нефти фактические технологические" - количество нефти, безвозвратно утраченное на объектах сбора и подготовки нефти, обусловленное технологическим процессом сбора и подготовки нефти;
"сбор нефти" - технологический процесс по перемещению нефтегазоводяной смеси, предусмотренный проектной документацией;
"учетные операции с нефтью" - последовательно выполняемые организационные, технологические, измерительные и вычислительные действия по определению массы нетто нефти, а также составлению первичных учетных документов.
3. Учет нефти осуществляется при:
а) добыче нефти;
б) подготовке и (или) транспортировке, переработке и (или) потреблении нефти, принятой от третьего лица;
в) передаче нефти третьим лицам для подготовки и (или) транспортировки, переработки и (или) потребления;
г) производстве широкой фракции легких углеводородов в процессе стабилизации;
д) использовании для производства нефтепродуктов;
е) использовании для производственно-технологических нужд и в качестве топлива;
ж) определении остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти на начало и конец отчетного периода, в том числе после проведения ремонтных работ на объектах сбора и подготовки нефти или переработки нефти;
з) определении потерь нефти фактических за отчетный период.
4. Учет нефти, в том числе для целей налогообложения налогомна добычу полезных ископаемых, осуществляется в тоннах с точностьюдо третьего знака после запятой. (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 27.11.2014 № 1255)
5. Определение массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при отборе на объектах сбора и подготовки нефти, а также при отборе нефти после ее подготовки осуществляется в соответствии с настоящими Правилами и проектной документацией.
6. Нефть, передаваемая для транспортировки, должна сопровождаться паспортом качества нефти, устанавливающим соответствие значений показателей нефти, полученных в результате лабораторных испытаний, требованиям нормативной документации, составляемым организацией по форме, установленной Министерством энергетики Российской Федерации.
7. Нефть, принимаемая от третьих лиц для подготовки и (или) транспортировки, переработки, учитывается обособленно от собственной нефти организации.
8. Учетные операции с нефтью осуществляются на основе информации, полученной с применением средств измерений или технических устройств с измерительными функциями по методикам измерений, отвечающим требованиям законодательства Российской Федерации об обеспечении единства измерений и о техническом регулировании.
9. При осуществлении учетных операций с нефтью:
объем и масса брутто нефти, объем и масса нефтегазоводяной смеси определяются с применением средств измерений;
масса балласта нефти и масса нетто нефти определяются с применением средств измерений и результатов лабораторных испытаний.
10. Масса нетто нефти, добытой в отчетный период (Дф) , определяется по завершении подготовки нефти по формуле 1:
Дф =
Мост + М + Мнгдо + Мподг - Мкуп - Мвозвр + Пф,
где:
Мост - изменение массы нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти в отчетный период (тонн) ;
М - масса нетто нефти, определенной в отчетном периоде посредством системы измерения количества нефти, технологически расположенной первой по завершении технологического процесса подготовки нефти, либо посредством товарных резервуаров, технологически расположенных по завершении технологического процесса подготовки нефти до системы измерения количества нефти (тонн) ;
Мнгдо - масса нетто нефти, отпущенной в отчетном периоде до завершения технологического процесса подготовки нефти на производство продукции в соответствии с технологическими процессами, на технологические нужды, ремонтные работы (в том числе для закачки в скважины) и использование в качестве топлива (тонн) ;
Мподг - масса нетто нефти, переданной в отчетный период третьим лицам для подготовки и последующей транспортировки (тонн) ;
Мкуп - масса нетто нефти, приобретенной в отчетный период (тонн) ;
Мвозвр - масса нетто нефти (обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, учтенной после завершения технологического процесса подготовки нефти, в том числе для целей исчисления налога на добычу полезных ископаемых) , возвращенной в отчетный период на объекты сбора и подготовки нефти после проведения ремонтных работ на объектах сбора и подготовки нефти, закачки в скважины и переработки нефти (тонн) ;
Пф - масса нетто потерь нефти фактических в отчетный период на объектах сбора и подготовки нефти (тонн) .
При подготовке нефти, добытой на разных месторождениях (залежах, участках недр) , на одном объекте подготовки в соответствии с проектной документацией масса нетто нефти, добытой за отчетный период, определяется по завершении подготовки нефти на таком объекте.
(Пункт в редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
11. Изменение массы нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти (
) в отчетный период определяется по формуле 2: (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
,
где:
М
- масса нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти на конец отчетного периода (тонн) ;
М
- масса нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти на начало отчетного периода (тонн) ;
М
- изменение массы нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти, принятой от третьих лиц для подготовки и последующей транспортировки (тонн) .
12. (Пункт утратил силу - Постановление Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
13. Масса нетто нефти, отпущенной в отчетном периоде до завершения технологического процесса подготовки нефти на производство продукции в соответствии с технологическими процессами, на технологические нужды, ремонтные работы (в том числе для закачки в скважины) и использование в качестве топлива (Мнгдо) , определяется по формуле 4:
Мнгдо = Мнп + Мшфлу + Мт + Мрем,
где:
Мнп - масса нетто нефти, отпущенной в отчетный период на производство нефтепродуктов (тонн) ;
Мшфлу - масса нетто нефти, отпущенной в отчетный период на получение широких фракций легких углеводородов (тонн) ;
Мт - масса нетто нефти, отпущенной в отчетный период на использование в качестве топлива (тонн) ;
Мрем - масса нетто нефти, отпущенной в отчетный период на технологические нужды и ремонтные работы (в том числе для закачки в скважины) (тонн) .
(Пункт в редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
14. Изменение остатков массы нетто нефти, находящейся у третьих лиц в целях подготовки и последующей транспортировки (
М
) , определяется по формуле 5:
,
где:
М
- масса нетто нефти, переданной в отчетный период третьим лицам для подготовки и последующей транспортировки (тонн) ;
М
- масса нетто нефти, подготовленной в отчетный период третьими лицами и переданной для транспортировки (тонн) ;
П
- масса нетто потерь нефти фактических технологических, возникших при подготовке нефти на объектах третьих лиц, предусмотренных проектной документацией (тонн) .
15. Масса нетто нефти, возвращенной на объекты сбора и подготовки нефти (М
) , определяется:
а) после проведения ремонтных работ - по результатам измерений и на основании документации на проведение ремонтных работ;
б) после переработки нефти - по результатам измерений возвратной нефти.
16. Масса нетто потерь нефти фактических на объектах сбора и подготовки нефти (П
) определяется по формуле 6: (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
,
где:
П
- масса нетто потерь нефти фактических технологических в отчетный период, возникших на объектах сбора и подготовки нефти (тонн) ; (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
П
- масса нетто потерь нефти непроизводственных в отчетный период, возникших на объектах сбора и подготовки (тонн) . (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
17. Количество нефтегазоводяной смеси, а также ее компонентов, в том числе нефти, по скважине (группе скважин) определяется с использованием:
а) стационарных или передвижных измерительных установок;
б) градуированных емкостей;
в) весоизмерительных установок;
г) автоцистерн для перевозки нефтегазоводяной смеси с одиночных скважин или групп скважин на объекты подготовки нефти;
д) средств измерений и результатов лабораторных испытаний.
171. Физико-химические свойства нефтегазоводяной смеси определяются при определении дебита скважин по массе нетто нефти в зависимости от применяемых методов измерений:
при применении косвенных методов измерений массы нефти в соответствии с пунктом 22 настоящих Правил определяются плотность нефти при температуре 15 или 20 градусов Цельсия либо при температуре проведения измерений объема, температура (в градусах Цельсия) и давление (в паскалях) , определяемые с применением средств измерений при проведении измерений объема, содержание воды в нефтегазоводяной смеси (объемная доля воды в нефтегазоводяной смеси в процентах) ;
при применении прямых методов измерений массы нефти в соответствии с пунктом 23 настоящих Правил определяется содержание воды в нефтегазоводяной смеси (массовая доля воды в нефтегазоводяной смеси в процентах) .
Содержание воды в нефтегазоводяной смеси определяется как объемная или массовая доля воды, включающая общий балласт нефтегазоводяной смеси (хлористые соли, механические примеси в растворенном и взвешенном состоянии) .
Объемная доля воды, массовая доля воды определяются с применением средств измерений и (или) по результатам лабораторных испытаний.
(Дополнение пунктом - Постановление Правительства Российской Федерации от 17.10.2022 № 1845)
18. В целях определения массы нетто нефти, добытой из скважины (группы скважин) в отчетный период, измерение количества нефтегазоводяной смеси и определение физико-химических свойств нефтегазоводяной смеси производятся с учетом времени работы скважины не реже 1 раза в месяц, если иное не установлено законодательством Российской Федерации о налогах и сборах. (Дополнение пунктом - Постановление Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271) (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 17.10.2022 № 1845)
19. (Пункт утратил силу - Постановление Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
20. Результаты измерения дебита скважины и определения содержания воды в нефтегазоводяной смеси (в процентах) принимаются в качестве постоянных величин на период до следующего измерения и определения (далее - период измерения) . (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
21. Дебит i-й скважины по нефтегазоводяной смеси в j-й период измерения в течение отчетного периода определяется: (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
а) с использованием установок, оборудованных преобразователями объемного расхода, или градуированных емкостей, не оснащенных системами измерения массы (
) , - по формуле 7:
,
где 
- объем нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины (куб. м) за время 
(часов) , в течение которого осуществлялось измерение дебита в j-й период измерения;
б) с использованием установок, оборудованных преобразователями массового расхода, установок или емкостей, оснащенных системами измерения массы (
) , - по формуле 8:
,
где M
- масса нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины (тонн) за время 
(часов) , в течение которого осуществлялось измерение дебита в j-й период измерения.
22. Дебит i-й скважины по массе нетто нефти в j-й период измерения в течение отчетного периода с применением косвенных методов измерений определяется: (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
а) по объему нефти (
) - по формуле 9:
где:
- дебит i-й скважины по нефтегазоводяной смеси в j-й период измерения (куб. м в сутки) ;
WjQi - объемная доля воды в нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины в j-й период измерения в течение отчетного периода; (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
K
, K
- коэффициенты, учитывающие наличие свободного и растворенного газа в нефти i-й скважины в j-й период измерения в течение отчетного периода, определяемые в порядке, установленном Министерством энергетики Российской Федерации, исходя из состава нефтегазоводяной смеси с применением статистических и экспериментальных данных;
б) по массе нетто нефти (M
) - по формуле 10:
,