тегазоводяной смеси с применением статистических и экспериментальных данных;
б) по массе нетто нефти (M
) - по формуле 10:
,
где:
- дебит i-й скважины по объему нефти (куб. м в сутки) ;
- плотность нефти i-й скважины в j-й период измерения, определенная в порядке, установленном Министерством энергетики Российской Федерации, исходя из состава нефтегазоводяной смеси (тонн/куб. м) .
23. Дебит i-й скважины в j-й период измерения в течение отчетного периода по массе нетто нефти (M
) определяется с применением прямых методов измерения массы по формуле 11: (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
,
где:
- дебит i-й скважины по нефтегазоводяной смеси в j-й период измерения в течение отчетного периода (тонн в сутки) ;
WjMi - массовая 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)
24. Результаты определения дебитов скважин по нефтегазоводяной смеси, содержания воды в нефтегазоводяной смеси, массы нетто нефти по каждой скважине в каждый период измерения в течение отчетного периода фиксируются в эксплуатационном рапорте не реже 1 раза в месяц, если иное не установлено законодательством Российской Федерации о налогах и сборах. (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
25. На основании данных эксплуатационного рапорта и массы нетто нефти, добытой в отчетный период (Д
) , определяется масса нетто нефти, добытой по каждой скважине в отчетный период. На основании массы нетто нефти, добытой по каждой скважине в отчетный период, составляется сводный месячный эксплуатационный рапорт, содержащий информацию о массе нетто нефти, добытой в отчетный период по каждой скважине, каждой залежи месторождения и по месторождению (участку недр) в целом, по форме, установленной Министерством энергетики Российской Федерации. (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
Хранение сводного месячного эксплуатационного рапорта, информации о дате и результатах измерения количества извлеченной нефтегазоводяной смеси по каждой скважине, а также результатов определения содержания воды (в процентах) в нефтегазоводяной смеси осуществляется на бумажном или электронном носителе в течение времени, позволяющем обеспечить соблюдение норм законодательства Российской Федерации о налогах и сборах. (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
26. Данные о дебитах скважин по нефтегазоводяной смеси, из которых извлекается нефтегазоводяная смесь, отображаются отдельно. (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
27. Определение массы нетто нефти, добытой в отчетный период, осуществляется в следующем порядке:
а) для участка недр (Д
) - по формуле 12:
,
где:
M
- масса нетто нефти, добытой через i-ю скважину в отчетный период (тонн) ;
N
- количество скважин на участке недр (штук) ;
б) для пласта (Д
) - по формуле 13:
,
где:
M
- масса нетто нефти, добытой через i-ю скважину в отчетный период (тонн) ;
N
- количество скважин, которыми разрабатывается пласт (штук) ;
в) для залежи (Д
) - по формуле 14:
,
где:
М
- масса нетто нефти, добытой через i-ю скважину в отчетный период (тонн) ;
N
- количество скважин, которыми разрабатывается залежь (штук) .
28. При наличии расхождения между массой нетто нефти (Д
) , определенной в соответствии с пунктом 10 настоящих Правил, и суммарной массой нетто нефти в нефтегазоводяной смеси, извлеченной в течение отчетного периода, определенной по результатам измерения дебитов скважин по массе нетто нефти, осуществляется уточнение результатов определения массы нетто нефти, добытой в отчетный период по каждой скважине. (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
29. Разница между массой нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси, извлеченной из недр в отчетный период, определенной по результатам измерения дебитов скважин по массе нетто нефти, и массой нетто нефти (Дф) (дисбаланс) (
М) определяется по формуле 15: (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
,
где:
M
- масса нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины в отчетный период (тонн) ; (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
n - количество скважин, извлеченная нефтегазоводяная смесь из которых используется в технологическом процессе подготовки нефти (штук) . (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
30. Масса нетто нефти, добытой через i-ю скважину месторождения в отчетный период (М 
) , определяется по формуле 16: (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
,
где:
M
- масса нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины в отчетный период (тонн) ; (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
М - дисбаланс, определяемый по формуле 15 (тонн) ;
СИ
- погрешность средств измерений, с помощью которых проведено измерение количества нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины (процентов) ; (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
n - количество скважин, извлеченная нефтегазоводяная смесь из которых используется в технологическом процессе подготовки нефти (штук) . (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
31. Масса нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины в отчетный период (М
) , определяется по формуле 17: (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
,
M
- дебит i-й скважины по массе нетто нефти в j-м периоде измерений (тонн в сутки) ;
j - количество измерений дебитов скважин в отчетный период; (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
- количество суток в j-м периоде измерений i-й скважины в течение отчетного периода. (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
32. Погрешность средств измерений принимается исходя из свидетельств об утверждении типа средств измерений либо на основании расчета, проводимого в соответствии с законодательством Российской Федерации об обеспечении единства измерений. (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
33. Количество нефти в резервуарах (резервуар вертикальный стальной, резервуар горизонтальный стальной, резервуар железобетонный) при наливе в автомобильные и железнодорожные цистерны, танки нефтеналивных судов определяется с применением методов, основанных на прямых или косвенных измерениях массы продукта, в том числе с использованием массомеров, в трубопроводах, а также методов, основанных на прямых измерениях массы продукта статическим взвешиванием или взвешиванием в железнодорожных или автомобильных цистернах и составах в процессе их движения на весах (методы статических и динамических измерений) . (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
34. Нефть для транспортирования железнодорожным транспортом отгружается одиночными цистернами либо маршрутами.
Общая масса брутто нефти в маршруте определяется путем суммирования результатов измерений массы брутто в отдельных цистернах.
Общая масса нетто нефти в маршруте определяется путем суммирования результатов измерений массы нетто в отдельных цистернах.
35. Для учета нефти при погрузке в железнодорожные цистерны применяются следующие методы измерений:
а) прямой метод статических измерений;
б) косвенный метод статических измерений;
в) прямой метод динамических измерений.
36. При применении прямого метода статических измерений массу брутто нефти определяют путем взвешивания цистерн с нефтью и порожних цистерн на железнодорожных весах.
При применении косвенного метода статических измерений массу брутто нефти определяют путем измерения объема, температуры и плотности нефти с использованием средств измерений.
При наливе цистерн в пунктах налива масса брутто нефти определяется с применением прямого метода динамических измерений с использованием средств измерений.
37. Точечная проба отбирается из железнодорожной цистерны переносным пробоотборником с уровня, расположенного на высоте 0, 33 диаметра цистерны от нижней внутренней образующей. Точечные пробы для маршрута с нефтью одного вида отбираются из каждой четвертой цистерны при поставках по Российской Федерации, но не менее чем из 2 цистерн, и из каждой цистерны при поставках на экспорт.
38. Количество нефти при наливе в танки нефтеналивных судов определяется с применением средств измерений, расположенных на берегу.
При отсутствии средств измерений, расположенных на берегу, количество нефти в танках нефтеналивных судов определяется с применением косвенных методов статических измерений с использованием градуировочных таблиц танков.
39. (Пункт утратил силу - Постановление Правительства Российской Федерации от 17.10.2022 № 1845)
40. Масса брутто нефти определяется как произведение объема нефти и плотности, приведенных к условиям измерений объема, или как произведение объема и плотности нефти, приведенных к стандартным условиям.
41. Масса балласта нефти определяется с применением средств измерений по результатам лабораторных испытаний объединенной пробы нефти, отобранной из танка нефтеналивного судна (для оценки качества остатка нефти) , из береговых резервуаров или блока качества системы измерений количества и показателей качества нефти (при наливе в танки нефтеналивных судов) .
42. При применении прямого метода динамических измерений масса брутто нефти измеряется с использованием средств измерений, а масса балласта определяется по результатам лабораторных испытаний.
43. Учет нефти при отпуске в автоцистерны осуществляется в отношении каждой автоцистерны отдельно.
При применении прямого метода статических измерений масса брутто нефти определяется по результатам взвешивания на автомобильных весах автоцистерны с нефтью и порожней автоцистерны.
При применении косвенного метода статических измерений масса брутто нефти определяется по результатам измерения объема (действительной вместимости автоцистерны, значение которой указано в свидетельстве о поверке) , плотности и температуры нефти в автоцистерне.
Показатели нефти определяются с помощью средств измерений и (или) по результатам лабораторных испытаний. При расчете массы результаты измерения плотности и объема нефти приводят к стандартным условиям (давление - 101325 Па, температура - 20° С) или к условиям измерения объема в автоцистерне.
При применении прямого метода динамических измерений масса брутто нефти определяется с использованием средств измерений и по результатам лабораторных испытаний.
44. Масса нетто добытой нефти, расходуемой на производство нефтепродуктов и возвращенной на объекты сбора и подготовки нефти, определяется с применением средств измерений и по результатам лабораторных испытаний.
45. Учет нефти, расходуемой на производство нефтепродуктов, осуществляется при наличии производственных мощностей по переработке нефти (нефтебитумные заводы, блочно-модульные установки, нефтеперерабатывающие заводы, нефтехимические комбинаты и др.) .
46. Показатели нефти, используемой для производства нефтепродуктов, определяются с применением средств измерений и (или) по результатам лабораторных испытаний отобранной пробы.
47. Масса нетто нефти, израсходованной на производство продукции в соответствии с технологическими процессами, на технологические нужды, ремонтные работы и в качестве топлива, определяется с использованием средств измерений и результатов лабораторных испытаний.
48. Масса нетто нефти, используемой для ремонтных работ и возвращенной на объекты сбора и подготовки нефти, подлежит учету. Масса нетто нефти, возвращенной на объекты сбора и подготовки нефти, определяется в соответствии с документацией на ремонтные работы. (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
49. Организация ведет отдельный учет приема, остатков и сдачи нефти, принадлежащей третьим лицам.
Изменение остатков нефти, принадлежащей третьим лицам, в отчетный период (
М
) определяется по формуле 18:
,
где:
М
- масса нетто нефти, принадлежащей третьим лицам, принятой для подготовки и транспортировки (тонн) ;
М
- масса нетто нефти, принадлежащей третьим лицам, переданной для транспортировки (реализованной собственником нефти) (тонн) ;
П
- фактические потери нефти, принадлежащей третьим лицам, при ее подготовке (тонн) .
50. Масса нетто нефти, принимаемой от третьих лиц, определяется с применением средств измерений и по результатам лабораторных испытаний.
51. Фактические потери нефти при добыче включают в себя потери нефти фактические технологические и потери нефти непроизводственные.
52. Масса нетто потерь нефти фактических технологических при добыче определяется по формуле 19: (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
где:
N
- норматив технологических потерь, утвержденный в установленном порядке (процентов) ; (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
М
- изменение массы нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти в отчетный период (тонн) ; (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
М - масса нетто нефти, измеренной в отчетный период посредством системы измерения количества нефти, технологически расположенной первой по завершении технологического процесса подготовки нефти, либо посредством товарных резервуаров, технологически расположенных до системы измерения количества нефти (тонн) ;
М
- масса нетто нефти, израсходованной в отчетный период на производство продукции в соответствии с технологическими процессами, на технологические нужды, ремонтные работы, в качестве топлива (тонн) ;
М
- масса нетто нефти, переданной в отчетный период третьим лицам для подготовки и последующей транспортировки (тонн) ;
М
- масса нетто нефти, принятой на объекты сбора и подготовки нефти от третьих лиц для хозяйственных нужд в отчетный период (тонн) ;
М
- масса нетто нефти, возвращенной в отчетный период на объекты сбора и подготовки нефти после проведения ремонтных работ на объектах сбора и подготовки нефти и переработки нефти (тонн) .
53. Количество потерь нефти непроизводственных при разливе определяется как разница между количеством нефти, разлитой в отчетный период, и количеством собранной нефти. (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
54. Масса нетто нефти разлитой, в том числе в составе нефтегазоводяной смеси, подтверждается и определяется на месте аварии, повреждения по объему грунта, насыщенного нефтью. (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.11.2016 № 1271)
Масса нетто нефти, впитавшейся в грунт, определяется как разница веса 100 куб. см грунта, взятого с места разлива нефти, пропитавшегося нефтью, и веса 100 куб. см грунта, взятого вблизи места разлива нефти, но не пропитавшегося нефтью (пара проб) . Отбор проб осуществляется равномерно по всей площади грунта, залитого нефтью.
Количество отбираемых пар проб грунта определяется в зависимости от площади, залитой нефтью, но должно быть не менее 5.
55. Масса нетто нефти, содержащейся в грунте (G) , определяется по формуле 20:
,
где:
V - объем грунта, залитого нефтью, определяемый как произведение площади, залитой нефтью, на среднюю глубину пропитки грунта нефтью в пробах, взятых не менее чем в 5 точках (куб. м) ;
- приведенная масса образца объемом 100 куб. см грунта, впитавшего разлитую нефть (граммов в 100 куб. см) ;
- приведенная масса образца объемом 100 куб. см грунта, не впитавшего разлитую нефть (граммов в 100 куб. см) ;
n - количество пар проб грунта (штук) ;
i - номер отбираемой пары проб грунта;
m - содержание балласта в нефти, принимаемое равным содержанию балласта в собранной нефти (долей) .
56. Количество собранной при разливе массы нетто нефти определяется с использованием промежуточных калиброванных емкостей или с применением других методов измерений. Количество собранной при разливе массы нетто нефти (М) определяется по формуле 21:
,
где:
V - объем собранной нефти (куб. м) ;
- плотность нефти при условиях измерения объема нефти
(тонн/куб. м) ;
m - содержание балласта в нефти, принимаемое равным содержанию балласта в собранной нефти (долей) .
Плотность нефти и содержание балласта нефти определяются в испытательной лаборатории.
57. Потери нефти непроизводственные фиксируются организацией в актах при каждом разливе в течение отчетного периода.
58. Потери нефти фактические при ее подготовке на объектах третьих лиц определяются расчетным путем.
59. Определение количества остатков нефти проводится ежемесячно, последнего числа отчетного месяца по состоянию на 24 часа московского времени, путем проверки ее фактического наличия.
60. Количество остатков нефти определяется в порядке, определенном организацией, с учетом настоящих Правил.
61. Остатки нефти, принадлежащей третьим лицам, не учитываются при определении количества нефти, добытой организацией.
62. Определение количества остатков нефти осуществляется без прекращения сбора и подготовки нефти.
63. Определение количества остатков нефти осуществляется путем измерений и (или) расчетов фактических остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти по форме, установленной Министерством энергетики Российской Федерации:
а) в технологических трубопроводах, в том числе межпромысловых;
б) в технологических аппаратах, емкостях и буллитах, конструкция которых не позволяет проводить ручное или автоматизированное измерение количества нефти в целях определения массы;
в) в технологических резервуарах, аппаратах и емкостях, конструкция которых позволяет проводить ручное или автоматизированное измерение количества нефти в целях определения массы.
64. Расчет массы нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки неф