Нефть на нефтеперерабатывающем заводе учитывается в составе

Отправимся в воображаемую экскурсию на НПЗ (нефтеперерабатывающий завод) и для простоты будем считать, что он производит лишь бензин, керосин, дизельное и другие топлива, смазочные масла и кокс.

Этого, уверяем вас, для первого раза более чем достаточно. Ведь только в стандартах на бензины не менее десятка обязательных показателей. Их разброс по отдельным компонентам очень широк. Всего же на современном нефтеперерабатывающем заводе выделяют до 15—20 компонентов. И количества их разные—от десятков тысяч до миллионов тонн в год. Да добавьте к этому разную себестоимость компонентов и разные цены на различные марки бензина. В общем, только компьютеры на основе соответствующих экономико-математических моделей позволяют получать оптимальные решения производственных задач, обеспечивают получение всех заданных марок топлива при условии получения максимальной прибыли. Или при минимальных затратах нефти—что выгоднее в данный момент.

Всякий нефтеперерабатывающий завод состоит как бы из двух блоков: блока производства компонентов и блока смешения. В блок производства входят технологические установки; блок смешения—это, главным образом, резервуары и насосы.

Производственный цикл начинается с ЭЛОУ. Это сокращение означает “электрообессоливающая установка”. Для чего она нужна?

Как мы уже знаем в нефти есть минеральные примеси, в том числе и соли: хлориды, сульфаты и другие. В некоторых сортах нефти содержатся и минеральные кислоты. Все эти соединения необходимо выделить из нефти, так как они, во-первых, вызывают коррозию аппаратуры, а, во-вторых, являются каталитическими ядами, то есть ухудшают протекание многих химических процессов последующей переработки нефти. И наконец: в-третьих, соли не в лучшую сторону влияют на качество бензина, дизельного топлива и масел.

Обессоливание начинают с того, что нефть забирают из заводского резервуара, смешивают ее с промывной водой, деэмульгаторами, щелочью (если в сырой нефти есть кислоты). Затем смесь нагревают до 80—120°С и подают в электродегидратор. Здесь под воздействием электрического поля и температуры вода и растворенные в ней неорганические соединения отделяются от нефти.

Требования к процессу обессоливания жесткие—в нефти должно остаться не более 3—4 мг/л солей и около 0,1% воды. Поэтому чаще всего в производстве применяют двухступенчатый процесс, и нефть после первого попадает во второй электродегидратор.

После этого нефть считается пригодной для дальнейшей переработки и поступает на первичную перегонку.

Как мы уже знаем, нефть представляет собой смесь тысяч различных веществ. Даже сегодня, при наличии самых изощренных средств анализа: хроматографии, ядерно-магнитного резонанса, электронных микроскопов—далеко не все эти вещества полностью определены. Что же говорить о делах столетней давности? Конечно, наши предшественники определяли состав нефти с достаточной мерой приближения.

Впрочем, надо отдать должное их практической сметке: довольно скоро они сообразили, что независимо от сложности состава переработку нефти все равно надо начинать с перегонки. Как можно убедится по схеме, первый нефтеперегонный завод в России был очень прост и весь процесс состоял только из прегонки.

Смысл этого процесса довольно прост. Как и все другие соединения, любой жидкий углеводород нефти имеет свою температуру кипения, то есть температуру, выше которой он испаряется. (Температура кипения возрастает по мере увеличения числа атомов углерода в молекуле. Например, бензол С6Н6 кипит при 80,1 °С, а толуол С7Н8 при 110,6°С). И наоборот, если пары бензола охладить ниже температуры кипения, он снова превратится в жидкость. На этом свойстве и основана перегонка (к слову сказать, даже само название “нефть” происходит от арабского nafatha, что в переводе означает “кипеть”).

Предположим, мы поместили нефть в перегонный куб— огромный чан с крышкой, и начали ее нагревать. Как только температура жидкости перейдет за 80 °С, из нее испарится весь бензол, а с ним и другие углеводороды с близкими температурами кипения. Тем самым мы отделим от нефти фракцию от начала кипения до 80 °С, или н. к.—80 °С, как это принято писать в литературе по нефтепереработке.

Продолжим нагрев и поднимем температуру в кубе еще на 25 °С. При этом от нефти, отделится следующая фракция— углеводороды С7, которые кипят в диапазоне 80—105 °С. И так далее, вплоть до температуры 350 °С. Выше этого предела температуру поднимать нежелательно, так как в остающихся углеводородах содержатся нестабильные соединения, которые при нагреве осмоляют нефть, разлагаются до углерода и способны закоксовать, забить смолой всю аппаратуру.

Введем одно техническое новшество – вместо дробной перегонки в периодически работающих кубах, внедрим ректификационную колонну. Для этого над кубом, в котором нагревают нефть, водрузим высокий цилиндр, перегороженный множеством, ректификационных тарелок. Их конструкция такова, что поднимающиеся вверх пары нефтепродуктов, могут частично конденсироваться, собираться на этих тарелках и по мере накопления на тарелке жидкой фазы сливаться вниз через специальные сливные устройства. В то же время парообразные продукты продолжают пробулькивать через слой жидкости на каждой тарелке.

Температура в ректификационной колонне снижается от куба к самой последней, верхней тарелке. Если в кубе она, скажем, 380 °С, то на верхней тарелке она должна быть не выше 35-40 °С, чтобы сконденсировать и не потерять все углеводороды C5, без которых товарный бензин не приготовить. Верхом колонны уходят несконденсировавшиеся углеводородные газы С1-С4. Все, что может конденсироваться, остается на тарелках.

Таким образом, достаточно сделать отводы на разной высоте, чтобы получать фракции перегонки нефти, каждая из которых кипит в заданных температурных пределах. Фракция имеет свое конкретное назначение и в зависимости от него может быть широкой или узкой, то есть выкипать в интервале двухсот или двадцати градусов.

С точки зрения затрат, чем грубее перегонка, чем более широкие фракции получаются в итоге, тем она дешевле. Ведь при всякой ректификации происходят достаточно сложные процессы тепло – и массообмена. На каждой тарелке происходят испарение и конденсация. Мы должны нагреть жидкость до температуры кипения, затем добавить еще энергию, чтобы ее испарить (с учетом скрытой теплоты парообразования). Потом, когда пары конденсируются, эта энергия выделяется. Но вот использовать ее удается далеко не полностью – слишком много энергии при таких переходах безвозвратно теряется.

И чем более узкие фракции мы хотим получить, тем выше должны быть колонны. Тем больше в них должно быть тарелок, тем больше раз одни и те же молекулы должны, поднимаясь вверх с тарелки на тарелку, перейти из газовой фазы в жидкую и обратно. Для этого нужна энергия. Ее подводят к кубу колонны в виде пара или топочных газов.

Как везде в технике, в нефтепереработке не любят лишних затрат. Поэтому нефть поначалу перегоняли на широкие фракции. Это прежде всего бензиновая фракция (прямогонный бензин); она кипит от 40-50 °С до 140-150 °С. Далее следует фракция реактивного топлива (140-240 °С), затем дизельная (240-350 °С).

Остатком перегонки нефти был мазут. Поначалу его практически целиком сжигали как котельное топливо. И только с изобретением крекинга, о котором речь дальше, появилась возможность использовать и, его.

В принципе нефть можно перегнать в одной колонне, отбирая фракции с расположенных на разной высоте тарелок. Но мы уже убедились, что это невыгодно как по затратам энергии, так и по затратам на оборудование. Поэтому на практике перегонку (или, как говорят специалисты, разгонку), проводят в нескольких колоннах. Обычно их пять. На первой колонне выделяется легкая бензиновая фракция, которая затем конденсируется в специальном холодильнике-конденсаторе и уже в жидком виде отправляется в стабилизационную колонну.

Зачем нужна стабилизация? Дело в том, что вместе с легкой бензиновой фракцией на первой колонне отгоняются и легкие углеводородные газы С3 – C5. Они легкокипящие, поэтому при обычной комнатной температуре 20-25 °С улетучиваются из жидкой углеводородной массы (содержание их в растворе обратно пропорционально температуре). Между жидкостью и газовой фазой устанавливается термодинамическое равновесие, соответствующее данной температуре.

Это означает, что строго определенное число молекул, например бутана С4Н10, переходит в единицу времени из жидкой фазы в газовую и обратно. Тем самым над поверхностью бензина создается как бы газовая подушка, от которой зависит такой важный показатель качества бензина, как давление насыщенных паров. Понятно, чем больше пропана С3Н8 и бутана С4Н10 осталось растворенными в бензине, тем выше давление паров, то есть тем выше концентрация пропана и бутана также над поверхностью бензина при данной температуре.

Практическое значение данного показателя очень велико. От него зависит испаряемость бензина в карбюраторе, сам процесс карбюрации и последующее сгорание топливно-воздушной смеси в цилиндрах двигателя. Легкие фракции бензина иногда называют пусковыми. Если их мало, то двигатель заводится с трудом, особенно зимой. Именно по этой причине в ГОСТе на бензин оговаривается, что давление насыщенных паров бензина для зимних сортов должно быть 66-92 кПа (500-700 мм рт. ст.), а для летних не более 66,5 кПа.

Почему же летом “не более”? По двум причинам. Во-первых, потому что повышенное содержание легких газов в бензине способно нарушить систему топливоподачи из-за образования локальных газовых пробок, а во-вторых, чтобы сократить потери бензина за счет испарения. Приходилось ли вам открывать в жаркий летний день канистру с бензином? Если да, то вспомните, как из-под крышки, стоит ее лишь приоткрыть, тотчас выплескивается бензин. Точно так же брызжет шампанское из плохо охлажденной бутылки.

Http://mirznanii. com/a/188841/neftepererabotka

Лопастные счетчики жидкости используются у нас в стране в основном для трубопроводов диаметром от 100 до 200 мм. Их подвижная система состоит из цилиндра, вращающегося вокруг своей центральной оси, и четырех лопастей, перемещающихся в радиальных прорезях цилиндра. В любом положении одна или две лопасти выдвинуты из цилиндра практически до упора во внутреннюю цилиндрическую поверхность корпуса счетчика. При этом они перекрывают кольцевой проход и, находясь под разностью давлений жидкости, поступающей и уходящей из счетчика, перемещаются вместе с последней, вызывая при этом вращение всей подвижной системы. Лопасти совершают сложное вращательно-поступательное движение, так как при вращении вместе со своим цилиндром они одновременно перемещаются внутри его прорезей. Цилиндр вращающейся системы может быть расположен как концентрично, так и эксцентрично по отношению к внутренней цилиндрической поверхности корпуса счетчика. В первом случае небольшая часть кольцевого пространства между двумя цилиндрическими поверхностями закрывается неподвижной вставкой, препятствующей непосредственному перетеканию жидкости из подводящей трубы в отводящую.

При измерении малых расходов объемные счетчики обеспечивают высокую точность и хорошую повторяемость в большом диапазоне измерения расходов.

При увеличении вязкости попытается точность объемных счетчиков, так как с увеличением гидравлического сопротивления уменьшаются утечки из камеры.

К недостаткам объемных счетчиков можно отнести большие габариты, необходимость тонкой очистки, увеличение погрешности из-за увеличения утечек в результате истирания роторов и корпуса, поэтому на обслуживание измерительных установок требуются большие эксплуатационные затраты.

В последние годы значительный прогресс достигнут в области изготовления ультразвуковых расходомеров, действие которых основано на законах распространения звука в жидкости. Ультразвуковые сигналы обычно формируются пьезоэлектрическим генератором, который преобразует входной электрический сигнал в последовательность звуковых импульсов.

Основными преимуществами ультразвуковых расходомеров по сравнению с устройствами для измерения расхода других являются:достаточно высокая точность измерения (погрешность до ±0,5.% от диапазона измерения), сравнимая с точностью турбинных расходомеров;высокая надежность в связи с отсутствием движущихся частей, соприкасающихся с контролируемой средой; отложение загрязнений контролируемой среды на поверхностях датчика не приводит к резкому ухудшению его точности.

Наибольшее применение в нефтяной промышленности нашли счетчики-расходомеры турбинного типа. Принцип работы этих счетчиков-тахометрический, в основе которого измерение скорости потока путем измерения скорости вращения тела (ротора), находящегося в потоке.

В турбинных счетчиках основным элементом служит вращающаяся в подшипниках турбинка. В идеальных условиях скорость вращения турбинки пропорциональна скорости потока и число оборотов соответствует определенному количеству пропущенного продукта. В реальных условиях, вследствие неравномерности потока, дисбаланса ротора и сжимаемости среды, действительное число оборотов будет отличаться от расчетного, что определяет возникновение погрешности, особенно при малых расходах.

Турбинные счетчики имеют ряд преимуществ по сравнению с объемными. Они не требуют тонкой фильтрации, долговечнее и удобнее в эксплуатации, выдерживают более высокое давление, монтаж их на трубопроводе несложен из-за небольших габаритов и массы.

Основные недостатки турбинных счетчиков связаны с наличием движущихся частей, приводящих к истиранию подшипников и увеличению погрешности, а также большого перепада давления на счетчике из-за находящегося в потоке ротора, создающего сопротивления потоку. При этом возникают потери напора, которые с учетом фильтрации достигают 0,1 МПа. Несмотря на указанные недостатки, турбинные счетчики выпускаются отечественной промышленностью и многими зарубежными фирмами и в настоящее время являются основным средством учетажидкости на потоке.

В нефтяной промышленности широко используются счетчики «Норд»,-выпускаемые заводами Миннефтепрома, «Турбоквант», выпускаемые в ВНР, и некоторые другие.

Учет количества добытой, а также товарной нефти ведут в массовых единицах (тоннах) в строгом соответствии с едиными правилами учета. Они сводятся в основном к:

После получения этих данных объем нефти умножают на ее среднюю плотность и получают массу брутто нефти. Из данной массы брутто вычитают массу воды, солей и механических примесей и получают массу нетто.

При учете количества нефти в резервуарах объем ее определяют непосредственным замером при помощи замерных лент или уровнемеров. Среднюю температуру нефти получают замером температуры нескольких проб нефти, плотность — ареометром (нефтеденсиметром). Содержание воды, солей и механических примесей определяется лабораторным анализом средней

При сдаче нефти с использованием расходомеров (безрезервуарная сдача) объем нефти определяют по показаниям расходомера, температуру, плотность, содержание воды, солей — соответственно термометром, плотномером, солемером и влагомером, устанавливаемыми на потоке. В случае их отсутствия эти показатели определяются в результате лабораторного анализа средней пробы нефти, отбираемой пробоотборником на потоке.

Http://studfiles. net/preview/6282785/page:22/

Нефть – основная составляющая часть энергоресурсов нашей планеты. Благодаря своим преимуществам в части тепловой отдачи и легкости использования нефть завоевала рынки развитых и развивающихся стран.

Нефть является топливом для транспорта, тепловых электростанций и сырьем для химической промышленности. Из-за ограниченности запасов нефти и ее запасов в мире все время идет политическая и вооруженная борьба за бесперебойное обеспечение нефтью.

Поскольку нефть является важным видом энергетического сырья, ее роль в мировой экономике и политике неуклонно возрастает. Страны, являющиеся экспортерами нефти, с помощью данного природного ресурса добиваются экономических и социальных успехов. В то же время зависимость экономики таких стран от цен нефти на рынке является их слабостью. Это неоднократно Наблюдалось в России при падении цен на нефть. Единственным методом борьбы с таким негативным явлением является Диверсификация экономики страны.

По добыче нефти на первом месте стоит Саудовская Аравия, которая производит в год 542 млн тонн, что составляет 13,1 % мировой добычи. На 2-м месте находится Россия (12,9 %), далее – США (10,8 %), Китай (5 %), Канада (4,7 %), Иран (4 %). Мировая добыча нефти в 2013 году составила 4,13 млрд тонн.

По потреблению нефти на 1-м месте стоят США, которые используют 831 млн тонн в год, что составляет 19,9 % всего мирового потребления нефти. На втором месте, как и следовало ожидать, Китай (12,1 %). Основные производители нефти, Саудовская Аравия и Россия, забирают всего 3,2 % и 3,7 % мирового потребления нефти соответственно.

Прежде чем начать использование продуктов из нефти, она перерабатывается на нефтеперерабатывающем заводе (НПЗ). При начальной переработке нефть разделяется на фракции с помощью специальных устройств – ректифиционных колонн. Сырая нагретая нефть подается в колонны, где происходит ее разделение на легкие и тяжелые фракции:

Первые две фракции подвергают обработке под давлением при T = +300–350 °С и наличии катализаторов. В результате получают высококачественный бензин для автомобилей и углеводороды, которые становятся сырьем для нефтехимического производства различных пластмасс и других продуктов.

Керосин очищают и получают различные виды керосина, в том числе авиационный, тракторный и осветительный. Мазут, представляющий собой остатки после выделения всех других фракций, идет на топку котлов или перегонку для получения моторного масла и гудрона.

В нефтехимической промышленности используются углеводороды, в состав которых входят такие продукты, как метан, из которого получают аммиак для изготовления удобрений, и метанол, используемый при изготовлении смол и пластмасс, а также красок и лекарств.

Другим распространенным продуктом, получаемым из углеводородов, является этилен, из которого делают, этиловый спирт, дихлорэтан и полиэтилен (ПЭВД и ПЭНД). Кроме того, из углеводородов, являющихся продуктом перегонки нефти, можно получать еще очень большое количество различных продуктов.

В состав нефти входят летучие токсичные углеводороды, нафталин, что делает нефть опасной для природы и здоровья человека.

К источникам загрязнения окружающей среде можно отнести следующие объекты:

нефтепромыслы, нефтепроводы, нефтехранилища, НПЗ, средства наземного и морского транспорта.

Каждый из этих объектов в случае какой-либо неисправности может являться угрозой для экологии.

Если это наземные объекты, то результатом их аварии может стать разлив нефти по поверхности земли.

Особенно опасным может стать возникновение внештатной ситуации, в результате которой нефть выльется в море. Это может случиться на танкере или на береговом терминале. В таком случае погибает морская фауна, гибнут птицы и рыбы.

Для борьбы с такими разливами используются различные механические средства сбора нефти с поверхности земли или моря, а также специальные вещества – сорбенты.

Месторасположение Вынгапуровского месторождения нефти, его хараВынгапуровское месторождение нефти и газа

Холмогорское месторождение — наиболее выработанный промысел. Сегодня нефтяники проводят менроприятия по повышению продуктивности эксплуатации этого объекта

Геологическая разведка на территории Куюмбинского месторождения. Планирование добычи нефти. Методы бурения. Финансирование проекта. Количество скважин

Основная краткая информация о мегионском месторождении нефти в ХМАО-Югре. Для широкого круга читателей, без сложных научных и профессиональных терминов

Рассмотрены основные характеристики Юрхаровского месторождения на севере Западной Сибири. Приведены величины подвержденных запасов газа и жидких углеводоводов, оценены значение и перспективы развития этого месторождения

Еще недавно Уват считался гиблым местом. С началом разработки Уватского проекта и Усть-Тегусского месторождения, входящего в проект, в этом районе жизнь забила ключом — появилась работа для местного населения, начали строиться дороги и целые поселки

Усть-Балыкское месторождение считается одним из пионеров Западно-Сибирской нефтяной летописи. Оно по праву признано 50-летним стратегическим оплотом топливно-энергетической безопасности России. Несмотря на упавший дебит, его еще рано списывать со счетов

Рассмотрены основные характеристики месторождения, история его развития, негативное влияние добычи нефти и газа на окружающую природу

Разработка компанией ООО «ИНК» Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения идёт полным ходом, а планируемый срок эксплуатации этого НГКМ составляет семьдесят лет

Опытно-промышленное освоение Сузунского месторождения закончится в следующем году. На данный момент в стадии строительства находятся два куста эксплуатационных скважин и промышленная площадка на насыпи

Особенности эксплуатации Талаканского месторождения нефти и газа, мощность залежей, этапы освоения, экологические проблемы

Ленский филиал ООО «Газпром добыча Ноябрьск» под названием Чаяндинское нефтегазопромысловое управление занимается обустройством и разработкой НГКМ — главного звена «Силы Сибири

Особенностью Комсомольского ГКНМ является наличие преимущественно тектонически экранированных залежей с незначительным участием залежей литологически экранированного и пластово-сводового типа

Добыча нефти и газа в дельте Чоны — освоение месторождения, особенности добычи, перспективы развития промысла

Распределение и добыча нефти на земле очень неравномерны. В соответствии с данными статистического сборника компании British Petroleum основные месторождения нефти расположены на Ближнем Востоке. Они оцениваются в 109,4 млрд тонн и составляют 47,9 % от всех мировых запасов. При этом запасы нефти в Саудовской Аравии составляют 15,8 % мировых запасов. Запасы Северной Америки составляют 13,6 %, Южной Америки – 19,5%. При этом в Венесуэле Сосредоточено 17,7 % запасов нефти. В Евразии имеются запасы нефти в 8,8 % от мировых запасов, при этом на Россию приходится 5,5 %.

Для того чтобы ориентировочно оценить срок, на который мировой экономике хватит нефтяных ресурсов при нынешнем темпе потребления нефти, можно разделить мировые запасы в 238,2 млрд тонн на суммарную годовую добычу нефти, которая составляет 4,13 млрд тонн. Этот срок равен приблизительно 50 годам. При этом надо учитывать неопределенность, которая связана с тем, что, с одной стороны, годовое потребление нефти может возрастать при росте экономик стран планеты. С другой стороны, идет процесс замещения нефти возобновляемыми источниками энергии.

Также источники энергии можно получать из синтетических материалов. Ярким примером может быть производство сланцевой нефти.

Чтобы предприятие было успешным, а вложения выгодными, следует подумать об экономии электроэнергии. Какими способами это можно сделать, читайте здесь.

Утилизация тракторов — это залог сохранения хорошей экологии и здоровья окружающих людей. Как происходит этот процесс, читайте по http://greenologia. ru/utilizaciya-texniki/avto/utilizasiya-traktorov. html ссылке.

Нефть является основной составляющей частью энергоресурсов нашей планеты и используется не только как топливо, но и как сырье для нефтехимической промышленности. Страны с наиболее развитой экономикой потребляют большое количество нефти. Страны-экспортеры нефти, в том числе Россия, благодаря экспорту нефти получают дополнительные возможности в экономическом и социальном развитии. http://greenologia. ru/eko-problemy/proizvodstvo-neft

В соответствии с пунктом 10 статьи 339 Налогового кодекса Российской Федерации Правительство Российской Федерации постановляет:

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;

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.

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 2 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

“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 механических примесей, определенных по результатам лабораторных испытаний;

“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;

“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;

“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.

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;

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;

Постановлением Правительства РФ от 27 ноября 2014 г. N 1255 пункт 4 изложен в новой редакции

4. Учет нефти, в том числе для целей налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых, осуществляется в тоннах с точностью до третьего знака после запятой.

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.

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.

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 пункт 10 изложен в новой редакции, вступающей в силу с 1 января 2017 г.

10. Масса нетто нефти, добытой в отчетный период , определяется по завершении подготовки нефти по формуле 1:

– 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);

– 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);

– масса нетто нефти, переданной в отчетный период третьим лицам для подготовки и последующей транспортировки (тонн);

– масса нетто нефти, приобретенной в отчетный период (тонн);

– 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);

– 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.

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 11 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

11. Изменение массы нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти В отчетный период определяется по формуле 2:

– масса нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти на конец отчетного периода (тонн);

– масса нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти на начало отчетного периода (тонн);

– изменение массы нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти, принятой от третьих лиц для подготовки и последующей транспортировки (тонн).

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 пункт 13 изложен в новой редакции, вступающей в силу с 1 января 2017 г.

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 , определяется по формуле 4:

– масса нетто нефти, отпущенной в отчетный период на производство нефтепродуктов (тонн);

– масса нетто нефти, отпущенной в отчетный период на получение широких фракций легких углеводородов (тонн);

– масса нетто нефти, отпущенной в отчетный период на использование в качестве топлива (тонн);

– масса нетто нефти, отпущенной в отчетный период на технологические нужды и ремонтные работы (в том числе для закачки в скважины) (тонн).

14. Изменение остатков массы нетто нефти, находящейся у третьих лиц в целях подготовки и последующей транспортировки , определяется по формуле 5:

– масса нетто нефти, подготовленной в отчетный период третьими лицами и переданной для транспортировки (тонн);

– 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 , 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.

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 16 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

16. Масса нетто потерь нефти фактических на объектах сбора и подготовки нефти Определяется по формуле 6:

– масса нетто потерь нефти фактических технологических в отчетный период, возникших на объектах сбора и подготовки нефти (тонн);

– масса нетто потерь нефти непроизводственных в отчетный период, возникших на объектах сбора и подготовки нефти (тонн).

17. Количество нефтегазоводяной смеси, а также ее компонентов, в том числе нефти, по скважине (группе скважин) определяется с использованием:

Г) автоцистерн для перевозки нефтегазоводяной смеси с одиночных скважин или групп скважин на объекты подготовки нефти;

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 пункт 18 изложен в новой редакции, вступающей в силу с 1 января 2017 г.

18. В целях определения массы нетто нефти, добытой из скважины (группы скважин) в отчетный период, измерение количества нефтегазоводяной смеси (далее – суточная производительность) и определение содержания воды в нефтегазоводяной смеси (в процентах) с учетом времени работы скважины производится не реже 1 раза в месяц, если иное не установлено законодательством Российской Федерации о налогах и сборах.

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 20 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

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).

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 21 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

21. Дебит i-й скважины по нефтегазоводяной смеси в j-й период измерения в течение отчетного периода определяется:

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 – масса нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины (тонн) за время (часов), в течение которого осуществлялось измерение дебита в j-й период измерения.

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 22 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

22. Дебит i-й скважины по массе нетто нефти в j-й период измерения в течение отчетного периода с применением косвенных методов измерений определяется:

А) по объему нефти – по формуле 9:

– дебит i-й скважины по нефтегазоводяной смеси в j-й период измерения (куб. м в сутки);

– объемная доля воды в нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины в j-й период измерения в течение отчетного периода;

, – 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 – по формуле 10:

– 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).

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 23 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

23. Дебит i-й скважины в j-й период измерения в течение отчетного периода по массе нетто нефти Определяется с применением прямых методов измерения массы по формуле 11:

– дебит i-й скважины по нефтегазоводяной смеси в j-й период измерения в течение отчетного периода (тонн в сутки);

– массовая доля воды в нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины в j-й период измерения в течение отчетного периода.

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 пункт 24 изложен в новой редакции, вступающей в силу с 1 января 2017 г.

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.

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 25 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

25. На основании данных эксплуатационного рапорта и массы нетто нефти, добытой в отчетный период , 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.

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.

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 26 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

26. Данные о дебитах скважин по нефтегазоводяной смеси, из которых извлекается нефтегазоводяная смесь, отображаются отдельно.

27. Определение массы нетто нефти, добытой в отчетный период, осуществляется в следующем порядке:

А) для участка недр – по формуле 12:

– масса нетто нефти, добытой через i-ю скважину в отчетный период (тонн);

– количество скважин на участке недр (штук);

Б) для пласта – по формуле 13:

– масса нетто нефти, добытой через i-ю скважину в отчетный период (тонн);

– количество скважин, которыми разрабатывается пласт (штук);

В) для залежи – по формуле 14:

– масса нетто нефти, добытой через i-ю скважину в отчетный период (тонн);

– количество скважин, которыми разрабатывается залежь (штук).

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 28 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

28. При наличии расхождения между массой нетто нефти , 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.

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 29 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

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) Определяется по формуле 15:

– масса нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины в отчетный период (тонн);

N – количество скважин, извлеченная нефтегазоводяная смесь из которых используется в технологическом процессе подготовки нефти (штук).

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 30 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

30. Масса нетто нефти, добытой через i-ю скважину в отчетный период , определяется по формуле 16:

– масса нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины в отчетный период (тонн);

– дисбаланс, определяемый по формуле 15 (тонн);

– погрешность средств измерений, с помощью которых проведено измерение количества нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины (процентов);

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 31 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

31. Масса нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины в отчетный период , определяется по формуле 17:

– дебит i-й скважины по массе нетто нефти в j-м периоде измерений (тонн в сутки);

– количество суток в j-м периоде измерений i-й скважины в течение отчетного периода.

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 32 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

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.

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 33 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

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).

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:

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. Погрешность средств измерений при определении количества нефти в танках нефтеналивных судов допускается при измерении:

Уровня налива нефти – не более Мм;

Температуры нефти – не более °С;

Плотности нефти – не более Кг/куб. м.

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.

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 48 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

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.

49. Организация ведет отдельный учет приема, остатков и сдачи нефти, принадлежащей третьим лицам.

Изменение остатков нефти, принадлежащей третьим лицам, в отчетный период Определяется по формуле 18:

– масса нетто нефти, принадлежащей третьим лицам, принятой для подготовки и транспортировки (тонн);

– масса нетто нефти, принадлежащей третьим лицам, переданной для транспортировки (реализованной собственником нефти) (тонн);

– 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.

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 52 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

52. Масса нетто потерь нефти фактических технологических при добыче определяется по формуле 19:

– норматив технологических потерь, утвержденный в установленном порядке (процентов);

– изменение массы нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти в отчетный период (тонн);

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);

– масса нетто нефти, израсходованной в отчетный период на производство продукции в соответствии с технологическими процессами, на технологические нужды, ремонтные работы, в качестве топлива (тонн);

– масса нетто нефти, принятой на объекты сбора и подготовки нефти от третьих лиц для хозяйственных нужд в отчетный период (тонн);

– 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).

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 53 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

53. Количество потерь нефти непроизводственных при разливе определяется как разница между количеством нефти, разлитой в отчетный период, и количеством собранной нефти.

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 54 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

54. Масса нетто нефти разлитой, в том числе в составе нефтегазоводяной смеси, подтверждается и определяется на месте аварии, повреждения по объему грунта, насыщенного нефтью.

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:

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);

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:

– 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:

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 нефти осуществляется по форме, установленной Министерством энергетики Российской Федерации.

Постановлением Правительства РФ от 30 ноября 2016 г. N 1271 в пункт 65 внесены изменения, вступающие в силу с 1 января 2017 г.

65. Масса нетто остатков нефти в технологических трубопроводах и аппаратах на объектах сбора и подготовки нефти (далее – аппарат) определяется на основе их вместимости, степени заполнения и содержания воды в нефтегазоводяной смеси (в процентах) расчетным путем по каждому объекту сбора и подготовки нефти. Вместимость технологических трубопроводов определяют с учетом геометрических размеров трубопровода.

66. Масса нетто остатков нефти в технологических резервуарах определяется на основе объема и показателей находящейся в них нефтегазоводяной смеси. Объем нефтегазоводяной смеси и (или) нефти определяется по градуировочным таблицам.

67. Масса нетто остатков нефти в аппаратах Определяется по формуле 22:

– вместимость аппарата (куб. м);

– коэффициент заполнения аппарата;

– плотность нефти при условиях определения объема (тонн/куб. м);

68. Коэффициент заполнения аппарата Определяется по формуле 23:

, – объемы газовой и водяной подушек (куб. м);

– вместимость аппарата (куб. м).

69. Масса нетто остатков нефти, находящейся в i-м участке трубопровода , определяется по формуле 24:

– геометрический объем i-го участка трубопровода или вместимость трубопровода (куб. м);

– коэффициент заполнения трубопровода;

– плотность нефти при условиях определения объема (тонн/куб. м);

70. Коэффициент заполнения трубопровода Определяется по формуле 25:

– объем участка трубопровода, занятого газом, приведенный к условиям работы трубопровода (куб. м);

– геометрический объем i-го участка трубопровода или вместимость трубопровода (куб. м).

При отсутствии газовой фазы в трубопроводах коэффициент заполнения трубопровода Принимается равным 1.

71. Расчет остатков массы нетто нефти в трубопроводе выполняется в отношении каждого участка трубопровода. Масса нетто остатков нефти в трубопроводе в целом Определяется по формуле 26:

– масса нетто остатков нефти, находящейся в i-м участке трубопровода (тонн).

72. Вместимость участка трубопровода Определяется по формуле 27:

– вместимость i-го участка трубопровода (куб. м);

– коэффициент, учитывающий влияние температуры нефти в трубопроводе, установленный Министерством энергетики Российской Федерации;

– коэффициент, учитывающий влияние давления нефти в трубопроводе, установленный Министерством энергетики Российской Федерации.

73. Допускается определять среднее значение плотности, давления и температуры расчетным путем:

А) среднее значение плотности – по формуле 28:

Где , – плотность нефти в начале и конце участка трубопровода при температуре и давлении в месте отбора проб (кг/куб. м);

Б) среднее значение давления – по формуле 29:

Где , – давление в начале и конце участка трубопровода (МПа);

В) среднее значение температуры – по формуле 30:

Где , – температура в начале и конце участка трубопровода (°С).

74. Результаты определения массы нетто остатков нефти заносятся в акты, содержащие результаты определения массы нетто остатков нефти в трубопроводах, аппаратах и резервуарах, а также в емкостях, используемых при технологических процессах по обезвоживанию, обессоливанию и стабилизации нефтегазоводяной смеси.

75. Форма баланса нефти определяется организацией с учетом производственных особенностей добычи нефти, предусмотренных проектной документацией на разработку месторождения и проектной документацией на обустройство месторождения.

76. Баланс нефти формируется на основе результатов учетных операций, проведенных с добытой нефтью по массе нетто.

77. При применении коэффициента, характеризующего степень сложности добычи нефти (Кд), предусмотренного статьей 342.2 Налогового кодекса Российской Федерации, в размере менее 1 должны быть соблюдены настоящие Правила в части определения количества добытой нефти и установленные Налоговым кодексом Российской Федерации требования к учету количества добытой нефти, измерению количества добываемой скважинной жидкости и определению ее физико-химических свойств.

Установлены единые правила учета обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефти, а также фактических потерь при ее добыче.

Они содержат порядок учета количества нефти при ее добыче; передаче третьим лицам для подготовки и транспортировки, переработки и потребления; использовании; определении остатков на объектах сбора и подготовки; установлении фактических потерь.

Правила включают также порядок определения количества нефти в составе добываемой нефтегазоводяной смеси, применяемый при расчете НДПИ при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти. Установлена периодичность измерений количества и состава нефтегазоводяной смеси.

Фактические потери нефти при добыче включают технологические и непроизводственные потери (при разливе).

На основе результатов учетных операций, проведенных с добытой нефтью по массе нетто, формируется баланс нефти.

Постановление Правительства РФ от 16 мая 2014 г. N 451 "Об утверждении Правил учета нефти"

Настоящее постановление вступает в силу по истечении 7 дней после дня его официального опубликования

Текст постановления опубликован на "Официальном интернет-портале правовой информации" (www. pravo. gov. ru) 19 мая 2014 г., в Собрании законодательства Российской Федерации от 26 мая 2014 г. N 21 ст. 2704

Изменения вступают в силу по истечении 7 дней после дня официального опубликования названного постановления

Http://base. garant. ru/70655588/

Масштаб проблемы, как показал анализ ситуации, начинает увеличиваться.

По оценкам экспертов, содержание серы в нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающие заводы, расположенные в Центрально-европейской части России, приближается к критическим значениям, выше которых производственные процессы переработки не обеспечивают выпуск нефтепродуктов товарных значений без соответствующей реконструкции и модернизации технологических процессов.

Так, с 2005 по 2012 гг прирост высокосернистой нефти в системе составил 18,3 млн т и достиг значения 72,5 млн т.

У Транснефти непростая проблема: с одной стороны, поддерживать стандарты российских экспортных сортов нефти необходимо, с другой стороны, невозможно, при постоянно увеличивающейся доле тяжелой и высокосернистой нефти, закачиваемой в магистральные нефтепроводы с месторождений Татарстана, Башкортостана и других месторождений Волго-Уральского нефтепромыслового региона.

По прогнозам экспертов, в 2013 году планируется дальнейшее увеличение поставок сернистой нефти на 4,5 млн т.

Напомним, что Татнефть, владелец НПЗ Танеко, уведомила Транснефть, что, как минимум, до 2015 г 2-я очередь не заработает, а это значит, что НПЗ не сможет принимать на переработку нефть с содержанием серы выше 1,8%.

3 года назад для решения этой задачи рассматривалась возможность замыкания потоков сернистой нефти на НПЗ Самарской группы, но был выбран вариант НПЗ Танеко, вследствие чего Татнефть получила значительные налоговые преференции по проекту.

Напомним, содержание серы в основной российской экспортной смеси Urals не должно превышать 1,3%.

Возможности увеличения прокачки сернистой нефти в западном направлении исчерпаны, но еще есть некоторый резерв на востоке.

Если с западного направления будет снято около 10 млн т низкосернистой нефти, увеличение дифференциала по отношению к бенчмарку может составить около 2 долларов на т.

При существующих объемах экспорта упущенный доход нефтяных компаний составит около 170 млн долл, для государства – около 90 млн долл ежегодно.

1. Необходимо совместно с Минэнерго разработать методы переориентации нефтеперерабатывающих заводов РФ на переработку более сернистой нефти.

В первую очередь, высокосернистую нефть должны перерабатывать ТАНЕКО и самарские НПЗ.

«Нам в наследство досталась уникальная трубопроводная система, которая создавалась десятилетиями и не имеет аналогов в мире. Все привыкли к тому, что система работает как часы – и наши партнеры зарубежные, и внутренние потребители. Но на самом деле есть некие рубежи и критерии, за уменьшением и увеличением которых стоят потенциальные опасности не только для нашей компании, но и для отрасли в целом. А что такое наша отрасль для экономики, мы все хорошо понимаем».

«В настоящее время качество нефти по содержанию серы и плотности продолжает ухудшаться, что связано с высокой выработанностью месторождений в традиционных регионах добычи. В качестве возможных вариантов решения указанной проблемы можно рассматривать следующие: банк качества нефти и метод государственного регулирования взаимоотношения федеральных органов исполнительной власти и нефтяных компаний. Банк качества нефти, как финансовый инструмент для проведения компенсационных выплат за ухудшение качественных характеристик нефти в результате их смешения при транспортировке по нефтепроводной системе компании «Транснефть», порождает конфликт интересов нефтяных компаний, имеющих различные по природным показателям добычные активы. Соответственно, банк качества нефти не решает проблемы качества при этом дополнительно исключается работа компании Транснефть по формированию грузопотоков нефтяного сырья путем их дифференциации качественным характеристикам нефти».

«Работа по улучшению качественного состава нефти и по усовершенствованию методов управления является приоритетным направлением деятельности для компании «Транснефть». Мы имеем в активе систему «банк качества», процесс компаундирования, технологии последовательной перекачки и другие технологии в рамках схемы нормального грузопотока. Однако указанные методы управления качеством, в том числе и механизм «банк качества», не решает проблемы. Учитывая динамику увеличения приема высокосернистой нефти и поставок ее в западных направлениях, необходима консолидация действий вообще всех организаций, и не только Минэнерго и «Транснефть», но и нефтяных компаний, научно-исследовательских институтов. Это возможно достигнуть только с увеличением объема переработки высокосернистой нефти на предприятиях Татарстана, Башкирии, Самарского региона и частичного перенаправления высокосернистой нефти на восточное направление».

«Повышаются объемы добычи высокосернистой нефти. Раскатывать ее трудно и дорого, но придется решать или со строительством новых ниток нефтепроводов, или – тут, видимо, экономисты должны просчитать, где раскатывать эту высокосернистую нефть будет дешевле, выгоднее, и каковы будут потребности внутреннего рынка. Эти проблемы подлежат какому-то осмыслению. Я не думаю, что все удастся разогнать на казахстанские заводы, там тоже есть свои пределы и лимиты».

«Как только стоимость нефти превышает стоимость дополнительных затрат по доставке, компании стараются избежать транспортировки по «Транснефти». И, соответственно, существует стимул сдавать в систему нефть более тяжелую, сернистую, понимая, что на выходе получатся усредненные показатели, то есть некий условный заработок. Отсюда, на наш взгляд, отсутствие Банка качества приводит к принятию решений о строительстве альтернативных трубопроводов. Хотя, конечно, на начальном этапе рассматривается пользование существующей системой «Транснефть» как наиболее удобный вариант, но если потери на снижение качества превышают стоимость строительства нового трубопровода, то появляются альтернативные трубопроводные проекты. «ЛУКОЙЛ» всегда выступал за Банк качества, у нас есть понимание того, что внедрение его будет стимулировать предприятия производителей легкой нефти. Может быть, это будет и небольшой эффект, то он все равно будет положительным».

«Компания «Газпром нефть», так же как и компания «ЛУКОЙЛ», всегда последовательно отстаивала принципы ведения Банка качества нефти. Этот механизм дает возможность не только перераспределить ту прибыль, которую получает компания, ухудшая нефть, компенсируя тем компаниям, которые ее улучшают. Мы считаем, что Банк качества надо вводить, и он будет являться стимулом. В том числе и ускорит решение вопроса улучшения качества в системе «Транснефти».

«На саммитах Россия-США довольно часто поднимался вопрос о введении банка качества. В нашей дипломатии стоял приоритет всячески поддерживать КТК. Он был создан и запущен. Я поддерживаю идеи коллег о том, что нужен единый Банк качества нефти с учетом особенностей западного и восточного направлений. Чтобы у наших клиентов была уверенность, что нефть будет хорошего качества. Это поднимет наш внешнеэкономический авторитет и наше геополитическое значение».

«Модель КТК базируется на двухпараметрической системе. Это плотность и сера. Почему мы выбрали ее? Это был выбор акционеров. Предварительно были проанализированы разные модели. В КТК существует два Банка качества – банк на входе и банк на выходе. Данный банк работает успешно в течение более 10 лет. КТК перекачивает порядка 30 млн тонн, на входе мы имеем около 10 сортов нефти. Мы со своей стороны выполняем функции только администрирования Банка качества. На сегодняшний день мы имеем опыт в плане того, как эта система работает. Мы видим несовершенства системы. Поэтому думаем над необходимостью вносить изменения в двухпараметрическую модель».

«Проблема введения Банка качества нефти возникает периодически в течение 20 лет. Здесь необходимо отметить два момента. Первое: качество нефти от недропользователя не зависит. Качество нефти – это не заслуга того или иного добытчика, а заслуга Всевышнего, который создал в этом районе такую нефть, а в другом другую. Второй момент: нельзя решать проблему Банка качества, не говоря о действующей в стране налоговой системе. Налог на добычу должен стимулировать разработку месторождений. А у нас линейная система. Таким образом, систему Банка качества необходимо вводить вместе с системой дифференцированного НДПИ».

«Необходима концепция создания Банка качества нефти. Нам не подходит принцип, используемый в США, Канаде, так как у них линейная система нефтепроводов. Нужно выработать свой механизм, который бы учитывал все нюансы, в том числе НДПИ».

«Повышение сернистости нефти приводит к удорожанию транспортировки. Поэтому Банк качества, безусловно, нужен. Вопрос в том, в скольких «плоскостях». Сейчас многие рассматривают в двух – плотности и серы. Мы думаем и над вариантом включения третьего параметра».

«Проблема смешения нефти в процессе транспортировки существует во всем мире. Существуют две вещи, которые друг друга дополняют. Это запрет на доступ в систему нефти, параметры которой превышают заданные, и введение Банка качества нефти.

Банк должен быть прост при администрировании и иметь объективный характер. Самый простой подход – это оценка по двум параметрам: плотность и содержание серы. Этот подход самый легкий в администрировании, но не учитывает ряд параметров. Второй способ – сравнение стоимости корзины нефтепродуктов.

3-й способ – по составу фракций нефтепродуктов. В мировой практике обычно используют первый способ или третий».

Http://neftegaz. ru/forum/showthread. php? tid=7761

В соответствии с пунктом 10 статьи 339 Налогового кодекса Российской Федерации Правительство Российской Федерации Постановляет:

Прим. ред.: текст постановления опубликован на официальном интернет-портале правовой информации http://www. pravo. gov. ru, 19.05.2014.

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;

Е) использовании для производственно-технологических нужд и в качестве топлива;

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 по завершении технологического процесса подготовки нефти до системы измерения количества нефти (тонн);

Мнгдо – масса нетто нефти, израсходованной в отчетный период на производство продукции в соответствии с технологическими процессами, на технологические нужды, ремонтные работы, в качестве топлива (тонн);

Мподг – масса нетто нефти, переданной в отчетный период третьим лицам для подготовки и последующей транспортировки (тонн);

М куп – масса нетто нефти, принятой на объекты сбора и подготовки нефти от третьих лиц для хозяйственных нужд в отчетный период (тонн);

М возвр – 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);

Пф – масса нетто потерь нефти фактических в отчетный период на объектах сбора и подготовки нефти месторождения (участка недр) (тонн).

М ост нач – масса нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти на начало отчетного периода (тонн);

Мост стор – изменение массы нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти, принятой от третьих лиц для подготовки и последующей транспортировки (тонн).

Мжд – масса нетто нефти, отгруженной железнодорожным транспортом (тонн);

Мавт – масса нетто нефти, отгруженной автомобильным транспортом (тонн).

Мшфлу – масса нетто нефти, израсходованной в отчетный период при получении широких фракций легких углеводородов (тонн);

Мт – масса нетто нефти, израсходованной в отчетный период в качестве топлива (тонн);

Мрем – масса нетто нефти, израсходованной в отчетный период на ремонтные нужды (тонн).

Мподг сд – масса нетто нефти, подготовленной в отчетный период третьими лицами и переданной для транспортировки (тонн);

Пст ф – масса нетто потерь нефти фактических технологических, возникших при подготовке нефти на объектах третьих лиц, предусмотренных проектной документацией (тонн).

Б) после переработки нефти – по результатам измерений возвратной нефти.

Пнепр – масса нетто потерь нефти непроизводственных в отчетный период, возникших на объектах сбора и подготовки нефти месторождения (участка недр) (тонн).

J – количество измерений дебитов скважин в отчетный период, не менее 5 в месяц;

T j i – количество суток в j-м периоде измерений i-й скважины месторождения (участка недр) в течение отчетного периода.

Изменение остатков нефти, принадлежащей третьим лицам, в отчетный период (Мост стор) определяется по формуле 18:

Мст сд – масса нетто нефти, принадлежащей третьим лицам, переданной для транспортировки (реализованной собственником нефти) (тонн);

Пст ф – фактические потери нефти, принадлежащей третьим лицам, при ее подготовке (тонн).

Мост – изменение массы нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти месторождения (участка недр) в отчетный период (тонн);

Мкуп – масса нетто нефти, принятой на объекты сбора и подготовки нефти от третьих лиц для хозяйственных нужд в отчетный период (тонн);

Мвозвр – 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).

P1i – приведенная масса образца объемом 100 куб. см грунта, впитавшего разлитую нефть (граммов в 100 куб. см);

P2i – приведенная масса образца объемом 100 куб. см грунта, не впитавшего разлитую нефть (граммов в 100 куб. см);

M – содержание балласта в нефти, принимаемое равным содержанию балласта в собранной нефти (долей).

ρн – плотность нефти при условиях измерения объема нефти (тонн/куб. м);

M – содержание балласта в нефти, принимаемое равным содержанию балласта в собранной нефти (долей).

Kt – коэффициент, учитывающий влияние температуры нефти в трубопроводе, установленный Министерством энергетики Российской Федерации;

Kp – коэффициент, учитывающий влияние давления нефти в трубопроводе, установленный Министерством энергетики Российской Федерации.

Http://rg. ru/2014/05/19/neft-uchet-site-dok. html

Нефть (через тур. “neft”, от перс. “нефт”) – горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространенная в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым.

Различные типы нефти существенно различаются по химическим и физическим свойствам: в природе она представлена и в виде черного битумного асфальта, и в форме светлых летучих разновидностей.

По свойствам нефть немного легче воды и практически в ней не растворяется. Так как нефть – смесь различных углеводородов, то у нее нет определенной температуры кипения.

Обычно начало кипения нефти выше 28 °С, температура застывания колеблется от + 30 до – 60 °С и зависит в основном от содержания парафина (чем его больше, тем температура застывания выше).

Температура вспышки нефти колеблется в широких пределах (от ниже –35 до 120 °С) в зависимости от фракционного состава и давления насыщенных паров.

Различают легкую (0,65 – 0,87 г/куб. см), среднюю (0,871‑0,910 г/куб. см) и тяжелую (0,910 – 1,05 г/куб. см) нефть.

Нефть растворима в органических растворителях, в воде при обычных условиях практически нерастворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии.

Нефть отличается многообразием цветов – она может быть черной, коричневой, вишневой, зеленой, янтарной, желтой. Ее запах тоже бывает совершенно разным – от приятного и даже душистого до отвратительно сернистого.

В состав сырой нефти входит около 1000 компонентов. Среди них преобладают алканы, циклоалканы и разнообразные ароматические углеводороды. Другие органические соединения, присутствующие в нефти, содержат азот, кислород, серу или незначительное количество металлов – железа, никеля, меди и ванадия.

Залежи этого полезного ископаемого располагаются на глубине от десятков метров до 5–6 км. Происхождение нефти до сих пор вызывает бурные дискуссии. Большинство ученых являются сторонниками биогенной теории, согласно которой нефть формировалась из остатков живых организмов – по большей части планктона. Остатки накапливались на дне водных бассейнов, затем уплотнялись и обезвоживались. В условиях ограниченного доступа кислорода в них протекали различные биохимические процессы. Пласт остатков затем опускался на глубину, где в условиях высокой температуры и давления происходило нефтеобразование. Эта теория появления нефти получила название “биогенной”. Однако она не является единственным объяснением появления этого бесценного ресурса.

Довольно много ученых и специалистов придерживаются другого мнения по этому вопросу, выступая сторонниками теории “абиогенного синтеза”. Еще Дмитрий Менделеев предположил, что нефть образуется из глубинных флюидов – жидких и газообразных компонентов магмы или циркулирующих в земных глубинах растворов, насыщенных газами. Он полагал, что во время процессов горообразования вода просачивается вниз по трещинам, рассекающим земную кору. Встречаясь в недрах с карбидами железа, вода вступает с ними в реакцию под действием высоких температур и давления. В результате этой реакции образуются оксиды железа и углеводороды, например этан. По тем же разломам насыщенные углеводородами флюиды поднимаются в верхние слои коры и заполняют твердые породы-коллекторы. Так образуются месторождения нефти и газа.

Геологи впоследствии выяснили, что месторождения часто формируются в зоне глубинных разломов – это подтверждает гипотезу Менделеева.

Нефть, получаемую непосредственно из скважин, называют сырой. Сырую нефть из скважины практически не используют в чистом виде.

При выходе из нефтяного пласта нефть содержит частицы горных пород, воду, а также растворенные в ней соли и газы. Эти примеси вызывают коррозию оборудования и серьезные затруднения при транспортировке и переработке нефтяного сырья. Таким образом, для экспорта или доставки в отдаленные от мест добычи нефтеперерабатывающие заводы необходима промышленная обработка сырой нефти: из нее удаляется вода, механические примеси, соли и твердые углеводороды, выделяется газ. Газ и наиболее легкие углеводороды необходимо выделять из состава сырой нефти, т. к. они являются ценными продуктами, и могут быть утеряны при ее хранении. Кроме того, наличие легких газов при транспортировке сырой нефти по трубопроводу может привести к образованию газовых мешков на возвышенных участках трассы. Очищенную от примесей, воды и газов сырую нефть поставляют на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), где в процессе переработки из нее получают различные виды нефтепродуктов. Качество, как сырой нефти, так и нефтепродуктов, получаемых из нее, определяется ее составом: именно он определяет направление переработки нефти и влияет на конечные продукты.

Основным процессом переработки нефти (после обезвоживания, обессоливания и стабилизации) является перегонка, при которой из нефти сначала отбираются в зависимости от поставленной цели следующие нефтепродукты: бензины (авиационный или автомобильный), реактивное топливо, осветительный керосин, дизельное топливо и мазут. Мазут служит в качестве сырья для получения дистиллятных масел, парафина, битумов или может быть использован в качестве жидкого котельного топлива. Остаток (концентрат, гудрон) после отгонки от мазута масляных дистиллятов служит для получения остаточных масел или как сырье для различных деструктивных процессов, а после окисления может быть использован в качестве дорожного и строительного битума или в качестве компонента котельного топлива.

Значительный рост потребления нефтепродуктов и все более жесткие требования к их качеству вызвали необходимость в так называемой вторичной переработке нефти, связанной с изменением структуры углеводородов, входящих в ее состав, а также получением функциональных производных, содержащих кислород, азот, хлор и др. элементы. В результате вторичной переработки из нефти получают исходные вещества для производства важнейших продуктов: каучуков синтетических, волокон синтетических, пластических масс, поверхностно-активных веществ, моющих средств, пластификаторов, присадок, красителей и многих др.

Из нефти производится более тысячи смазочных масел, воск, из которого изготавливаются свечи, вощеная бумага и целлофан. Нефтепродукты идут на изготовление копировальной бумаги, красителей для печатания книг и газет. Из нефти для сельского хозяйства производят ядохимикаты и синтетический аммиак, используемый как удобрение. Из нефтепродуктов изготавливают синтетическую пенную резину, пластмассовые плитки, пленку.

Компьютеры на 80–90% процентов состоят из конечного продукта от нефти. С помощью нефти производятся DVD и CD диски.

Http://ria. ru/science/20091105/192020643.html

Постановлением Правительства Российской Федерации от 30 ноября 2016 года N 1271 (Официальный интернет-портал правовой информации www. pravo. gov. ru, 01.12.2016, N 0001201612010027) (вступило в силу с 1 января 2017 года).

"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;

"подготовка нефти" – совокупность технологических процессов по обезвоживанию, обессоливанию и стабилизации нефтегазоводяной смеси, направленных на получение нефти, соответствующей требованиям национального стандарта;

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;

Е) использовании для производственно-технологических нужд и в качестве топлива;

Б) после переработки нефти – по результатам измерений возвратной нефти.

25. На основании данных эксплуатационного рапорта и массы нетто нефти, добытой в отчетный период ( ), 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.

27. Определение массы нетто нефти, добытой в отчетный период, осуществляется в следующем порядке:

Http://docs. cntd. ru/document/499095840

В настоящее время в мире ежегодно добывается более 4,0 млрд. т сырой нефти, при добыче, транспортировке и переработке которой теряется более 50 млн. т нефти и нефтепродуктов. В результате значительные территории суши и обширные морские и океанские акватории загрязняются нефтяными углеводородами.

Нефть считается одним из самых распространенных, самых опасных загрязняющих веществ в гидросфере, так как около трети ее мирового производства добывается на континентальном шельфе. Большую опасность представляют перевозки нефти крупнотоннажными танкерами – нефтевозами. Общая масса Нефтепродуктов, ежегодно попадающих в моря и океаны, приближенно оценивается в 5-10 млн. т. сухогрузный и пассажирский водный транспорт также сбрасывает в водные акватории большое количество отработанной нефти и нефтепродуктов. В настоящее время почти 100 % морских судов работает на жидком топливе, причем их мощности возрастают из года в год. Нефть и нефтепродукты поступают в Мировой океан в процессе бункеровки топлива, вследствие утечек, при перекачке за борт трюмных вод из-за неполного сгорания топлива и т. п. Своего рода «залповыми» выбросами нефтепродуктов в биосферу стали аварии нефтеналивных судов при столкновениях, посадке на мель. В начале 1991 г. большое количество сырой нефти было выброшено в море во время военных действий в районе Персидского залива («экологическая война»). Использование при транспортировке нефти суперлинкеров, обладающих большой массой, глубокой осадкой, малой маневренностью, с экологической точки зрения весьма опасно, тем не менее, суда водоизмещением 500 тыс.

Т уже спущены на воду, а суда водоизмещением 800 тыс. т строятся в ряде государств.

Нефтепроводы являются серьезными потенциальными источниками загрязнения среды обитания. По крупнейшим нефтепроводам утечка нефти из трубопроводов составляет не менее 0,05 % расхода перекачиваемой по трубопроводу нефти.

Нефтеперерабатывающие заводы, перерабатывающие до 1 млн. т сырой нефти в год, потребляют не менее 50 тыс. л воды в минуту. В сточных водах только отпарной перегонкой колонны, дающей «кислый» концентрат, содержится млн. -1 сульфидов, 3100 млн. -1 аммиака, 420 млн. -1 фенолов и от 3 до 100 млн. -1 нефти. Из одной тысячи тонн сточных вод в среднем после их обработки получается 210 кг нефти. Объем выбросов SO2 на нефтеперерабатывающем заводе мощностью 12 млн. т составляет 219 тыс. т в год, причем отрицательное влияние проявляется на расстоянии до 20 км от предприятия.

Нефтехимические заводы, размещаемые часто по соседству или на одной территории с нефтеперерабатывающими заводами, являются активными источниками загрязнения среды обитания. По мере того, как возрастает глубина переработки нефти на этих заводах, увеличивается и количество стоков, которые отличаются более сложным составом, включают разнообразные токсические соединения, в том числе пропан, бутан, этилен, фенол, бензол и другие углеводороды. Серная кислота, используемая в больших количествах в нефтехимии, – один из наиболее вредных для окружающей среды отходов нефтепереработки.

Кислые гидроны являются одним из основных твердофазных отходов нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Они представляют собой смолообразные высоковязкие массы различной степени подвижности, содержащие кислоту, воду и разнообразные органические вещества.

Http://libraryno. ru/5-2-neftedobyvayuschaya-neftepererabatyvayuschaya-neftehimicheskaya-otrasli-promyshlennosti-izso/

Российская нефтеперерабатывающая промышленность обладает огромным производственным потенциалом. Суммарная мощность нефтеперерабатывающих заводов превышает 260 млн т. Отрасль имеет квалифицированную рабочую силу и запасы сырья. Однако объем переработки нефти составляет менее 65 % от уровня конца 80-х — начала 90-х годов прошлого столетия. По масштабам фактической нефтепереработки Россия переместилась со второго места после США на четвертое, пропустив вперед Японию и Китай. По уровню потребления нефтепродуктов наша страна находится на четырнадцатом месте.

Основная часть технологических установок введена в 50 —70-х годах прошлого века, свыше 80 % оборудования физически и морально устарело. Современные мощности по переработке нефти вводились в строй в бывших республиках СССР, в результате в Российской Федерации остались устаревшие технологии.

Это привело к тому, что средняя глубина переработки нефти на российских нефтеперерабатывающих заводах составляет примерно 70 %. Глубина переработки нефти (ГПН) — показатель, характеризующий эффективность использования сырья. Общепринятого определения этого показателя не существует. У нас в стране ГПН определяют как суммарный выход (в %) на нефть всех нефтепродуктов, кроме непревращенного остатка. По величине ГПН можно (пусть косвенно) судить о насыщенности нефтепереработки вторичными процессами и структуре ассортимента нефтепродуктов. Чем выше ГПН, тем больше нефтепродуктов получают из тонны сырья. Для сравнения в США этот показатель составляет около 90 %, а на лучших американских заводах даже 98 %.

Такое положение с ГПН сложилось исторически, в связи с потребностью в мазуте как топливе.

Дальнейшее развитие отрасли требует ее модернизации и технического перевооружения.

По официальным данным Госкомстата России, производством нефтепродуктов занято 65 нефтеперерабатывающих заводов. Большинство из них входят в состав крупных нефтяных компаний. Для нефтяного комплекса России характерна соизмеримость мощностей добычи и переработки нефти в отличие от США и Западной Европы, где перерабатывающая промышленность по объему почти в три раза превышает нефтедобычу. Для России эта соразмерность — предпосылка стабильного функционирования обеих отраслей в условиях постоянно меняющихся мировых цен на нефть. Однако формированию оптимального соотношения производства и экспорта мешает ряд причин. Во-первых, российские нефтяные компании зачастую не заинтересованы в продаже товарных нефтепродуктов, так как их производство требует больших затрат на модернизацию. Во-вторых, западные компании заинтересованы в загрузке собственных перерабатывающих мощностей, а значит, в закупке сырой нефти. В-третьих, экспорт товарных нефтепродуктов из России затруднен из-за их невысокого качества. Так, даже экспортное дизельное топливо из России с содержанием серы не более 0,05 % используется на одном из заводов Западной Европы только в качестве сырья для получения и последующего экспорта в Северную Европу специального дизельного топлива «Ситидизель» с цетановым числом 53, содержанием серы 0,005 % и ароматических углеводородов менее 20 %.

Кроме того, приходится учитывать, что в 2005 г. в США и Западной Европе будут введены еще более жесткие требования к качеству нефтепродуктов, а это может привести к дополнительным технологическим трудностям для российских предприятий и затруднить экспорт продуктов нефтепереработки.

Нефтепереработка — это многоступенчатый процесс физической и химической обработки сырой нефти, результатом которого является получение комплекса нефтепродуктов (рис.).

Переработку нефти осуществляют методом перегонки, то есть физическим разделение нефти на фракций. Различают первичную и вторичную переработку нефти. При первичной переработке из нефти удаляют соли и воду. Эффективное обессоливание позволяет уменьшить коррозию оборудования, предотвратить разрушение катализаторов, улучшить качество нефтепродуктов. Затем в атмосферных или вакуумно-атмосферных ректификационных колоннах нефть разделяется на фракции. Их используют как готовую продукцию, например низкооктановые бензины, дизельное топливо, керосин, или направляют на последующую переработку.

Вторичная переработка нефти обеспечивает химическое превращение, вплоть до деструкции молекул, полученных при первичной переработке фракций (дистиллятов) в целях увеличения содержания в них углеводородов определенного типа. Основным методом вторичной переработки нефти является крекинг — термический, каталитический и гидрокрекинг. Крекинг — это процесс переработки нефти и ее фракций, вызывающий распад тяжелых углеводородов, изомеризацию и синтез новых молекул. Он применяется главным образом для получения моторных топлив.

При термическом крекинге тяжелые углеводороды, входящие в состав остаточных продуктов перегонки нефти, расщепляются на легкие углеводороды. Наиболее распространенным является глубокий крекинг керосиногазойлевых фракций для получения бензина. Он проводится при температуре 500 —520 °С и давлении до 5 МПа. Выход бензина при этом достигает 60 — 70 %.

Тяжелые нефтепродукты (мазут, гудрон и др.) подвергаются термическому крекингу низкого давления, осуществляемому при температуре 500 —600 °С, или коксованию. Его проводят в целях получения газойля, используемого для производства моторных топлив, и кокса (выход до 20%), применяемого, например, для изготовления электродов.

Может проводиться высокотемпературный крекинг, или пиролиз, осуществляемый при температуре 650 — 750 °С и давлении, близком к атмосферному. Этот процесс дает возможность перерабатывать тяжелое остаточное нефтесырье в газ, используемый в химической промышленности, а также получать ароматические углеводороды — бензол, толуол, нафталин и др.

Каталитический крекинг служит для получения дополнительного количества высокооктанового бензина и дизельного топлива разложением тяжелых нефтяных фракций с применением катализаторов. Этот процесс позволяет увеличить выход и повысить качество бензина по сравнению с термическим крекингом.

Для переработки средних и тяжелых нефтяных фракций с большим содержанием сернистых и смолистых соединений большое распространение получил каталитический крекинг с использованием водорода — гидрокрекинг. При этом процессе выход светлых нефтепродуктов возрастает до 70%, содержание серы в них снижается. Для переработки различных нефтепродуктов, в том числе газов и остатков нефтеперегонки, применяют крекинг с водяным паром. Его преимущества — низкое коксообразование и большой выход олефинов.

Процесс получения высокооктанового компонента автомобильных бензинов путем каталитического превращения низкооктановых бензиновых фракций, вырабатываемых при прямой перегонке и крекинге, называется каталитическим риформингом.

К методам вторичной переработки нефти также относятся: алкилирование — для получения изооктана и другого высокооктанового топлива, деструктивная гидрогенизация — для увеличения выхода легких и светлых нефтепродуктов, синтез углеводородов из газов — для превращения в жидкое состояние углеводородов, находящихся в газах крекинга, и др.

Получаемые различными способами нефтепродукты очищаются от нежелательных примесей и смешиваются (подвергаются компаундированию) для получения товарных продуктов. При необходимости в них вводятся специальные добавки — присадки, улучшающие те или иные свойства продуктов.

Http://znaytovar. ru/s/pererabotka-nefti-i-nefteprodu. html

Поделиться ссылкой: