МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВНИИСПТмефть.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ ПО УЧЕТУ НЕФТИ В НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ОБЪЕДИНЕНИЯХ РД 39-30-627-81

Уфа-1981

Министерство иефтяной промышленности

УТВШДАЮ Первый заместитель министра нефтяной проммв^Аннасти

• £ ^е_й£а4*4&ЛД98^1г*

ИНСТРУКЦИЙ ПО УЧЕТУ НИШ В НЕФТШЗОДОШВАОДИХ ОБЬЕДШШЯХ РД 39-30-627-81

НАСТОЯЩИЙ ДОКУКИН? РАЗРАБОТАН:

Всесоюзным надчно-иссдедова тедьским институтом во сбыру»

подготовке и транспорту неф» и нефтепродуктов Директор ВШШШТвефть* к.т.н. g-.- _u - у    _—А.Г.Гунеров

Ответственные исполнители

Зам. директора, к.т.н. Зав.лабораторией. к.х.н. Зав. сектором, к.т.н.

Зав. сектором, к.ф.-м.н.

СОГЛАСОВАНО;

Начальник Технического.

управления

Начальник планово-экономического управления

'Начальник Упрнефтегаз добыча Начальник Главтранснофти Начальник Управления по бухгалтерскому .учету, отчетности и контролю effrt* \ i С tlf

9

плане сдачи не учитываются и в выполнение плана сдачи не засчитывается.

7.2Л Коли часть работ, для которых Министерством запланирован объединению расход нефти на производственно-технологические нужды и топливо, выполняется аилами привлеченных из других районов организаций Миннефтепрома (строительство скважин буровыми организациями* работающими по вахтово-экспедиционному методу, выработка теплоносителей для закачки в пласт организациями НПО "Союзтермнвфть", обработка скважин организациями НПО ^пСоюзнефтепромхим), то отпуск нефти таким организациям производится за счет планируемых объединению лимитов расхода нефти на производственно-технологические нужды и топливо и относится на указанную статью расхода без включения в сдачу нефти.

7.3    В местах отпуска учет нефти на производственно-технологические нужды и топливо ведется по специальпоиу реестру по форме приложения 6Л. Отпуск оформляется по накладной (приложение 5.1).

7.4    Отпуск нефти цехам по добыче нефти и газа (для подземного ремонта), цехам ИОН ( в качестве топлива для печей У1Щ),

а также для промысловых котельных производится в соответствии с плановым балансом по требованиям иди товаро-транспортным накладным.

7.5    Отпуск нефти управлениям повышения нефтеотдачи и капитального ремонта скважин, буровым и прочим организациям объединения производится в соответствии с плановым бадаисом по требованиям или товаро-транспортным накладным.

10

7.6    Нефть, используемая для целей ПРС и профилактических скважин в ИГДУ, определяется нормами яа соответствующе технологические операции, составленные с у^тытом ее возврата в систему сбора»

7.7    Прёдприятия, входящие в состав объединения, получившие и использовавшие нефть на производственно-технологические нужды и топливо представляют объединению сведения о направлениях использования полученной нефти по форме приложения 7.1. Эти сведения используются для перерасчета по стоимости нефти с учетом налога с оборота и ддд составления исполнительного баланса.

8, ПОРЯДОК УЧЕТА. ТШОЛОГЛЧЕСШ. 1ЮТЕРЬ НЕФТИ

8.1    Технологические потери нефти - это количество нефти и газового конденсата, которое неизбе^о теряется в процессах их подготовки, транспортирования и хранения, обусловленное достигнутым уровнем обустройства нефтяного месторождения, а также применяемой техники и технологии.

8.2    Технологические потери нефти исчисляются по формуле

Н = 0,01 Д * К,    (    8 Л )

где Н - нормативпо-технологические потери, тонн;

Д - добыча нефти и газового конденсата за отчетный период,

тонн;

К - утвержденный норматив технологических потерь нефти при ее подготовке, транспортировании и хранении, в тоннах от количества добытой нефти и газового конденсата.

II

дифференцированный для каждого НГДУ.

8.3# Технологические потери объединением описываются в пределах нормы один раз в месяц по акту по форме приложения 8*1 (форма П-9н), где учитываются вое виды технологических потерь.

9* ПОРЯДОК ИНВЕНТАРИЗАЦИЙ ОСТАТКОВ НЕФТИ

9*1* Инвентаризации подлежат все остатки нефти в резер-вуаных (товарных, буферных, технологических), в технологических аппаратах установок подготовки нефти и воды, трубопро-водах от групповых замерных установок (ГЗ?) или дожимных насосных станций (ДНС) и амбарах,

9.2,    Остатки подразделяются на технологические,

"мертвые¹¹ (немобильные) и товарные.

9.3.    Технологические остатки - минимальные объемы нёф-ти в аппаратах и резервуарах, необходимые для обеспечения поддержания нормального технологического режима а системах сбора, транспорта, подготовки нефти, rasa и воды, а также для обеспечения непрерывности нормального технологи

ческого процесса

12

9.4.    Технологические остатки включат в себя: минимально допустимый остаток - остаток» определенный уровнен нефти в ре-резвуарах, аппаратах и емкостях» уменьшение которого приведет

к изменению технологического процесса в системе сбора, транспорта я подготовки нефти; остаток нефти и газового конденсата в резерв вуарах, позволяющий вести откачку до минимально допустимого уровня в течение времени» необходимого для ликвидации простоев, связанных с отказом оборудования, средств автоматики и Ш1.

9.5.    "Мертвые* (немобильные) остатки - объем нефти в резервуарах ниже верхней образующей приемо-раздаточного патрубка и в трубопроводах,

9.6* Технологические и "мертвые” (немобильные) остатки определяются яа основании утвержденных технологических карт (приложения 9.1, 9.2). Изменение данных остатков (технологических карт) за счет ввода новых и вывода из работы и демонтажа действующих объектов разрешается вышестоящей организацией на основании представленных материалов два раза в год по состоянию яа 1.01 и 1.07.

9.7.    Товарные остатки - это разница между общим количеством остатков нефти и газового конденсата и суммой технологических

и "мертвых" остатков. Товарные остатки - это количество нефти, которое без ущерба для технологического процесса сбора, граяс-портаи подготовки нефти может быть откачено из резервуаров. Товарные остатки могут быть только в резервуарах.

9.8.    Учет остатков осуществляется путем замера фактических (натурных) остатков.

9.9.    Дли снятия натурных остатков на начало каждого месяца приказом по НГДУ создаются (по каждому цеху добычи нефти и цеху ШШ) постоянные комиссии. Б состав комиссии входит: начальник

15

ЦИТС,начальник цеха, начальник резервуарного парка, бухгалтер, техник по учету нефти, представители аппарата НГДУ, начальник лаборатории, оператор.

9.10.    Результаты снятия натурных остатков в буферных, оырь-евых и товарных резервуарах оформляются актаыи по форче приложения 8.1.

9.11.    Остатки нефти в технологических резервуарах, трубопроводах, аппаратах подготовки нефти и воды и анбарах определяется расчетным путем в соответствии о п.п.ХО, II, 12 настоящей инструкции.

9.12.    Для проведения инвентаризация приказом по НГДУ создается постоянная конксоня из числа работников предприятия, возглавляемая заместителем начальника НГДУ е обязательным участием бухгалтера.

9.13.    Начальник НГДУ и главный бухгалтер несут персональную ответственность за своевременное и правильное проведение инвентаризации.

9.14.    Результаты проведения инвентаризация оформляете* актами по форме приложения 9*3

10. ПОРЯДОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА НЕФТИ В РЕЗЕРВУАРАХ

ЮЛ. Определение вместимости.

10.1.1.    Вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров определяют градуировкой по ГОСТ 8.380-80.

10.1.2. Выестимость железобетонных цилиндрических резервуаров определяют градуировкой по РД 50-156-79.

10.2.    Измерение уровня нефти.

и

10*2.1. Измерение уровня нефти в товарных разорвуарах производится посла отстоя нефти но менее двух часов с момента окончания заполнении и удаления отстоявшейся воды через сифонный кран резервуара. При снятии натурных остатков двухчасовой отстой нефти не тоебуехся.

10*2.2» Уровень нефти в резервуарах измеряют стационарными уровнемерами до ГОСТ 15583-70, ГОСТ И846-66, ГОСТ 13702-78,импортными уровнемерами, отвечающими требованиям стандартов,иля вручную рулеткой с грузом (лотом) по ГОСТ 7502-80.

10.2.3.Измерение уровня рулеткой с лотом осуществляется в следующей последовательности:

-    измеряют базовую сторону (высотный трафарет) как расстояние по вертикали между днищем или базовым столиким в точке касания лота рулетки и риской планки замерного люка. Полученный результат сравнивают с известной (паспортной) вгдичиной базовой высоты:

они не должны отличаться по величине более, чем допустимое отк-лонение рулетки * 4мм. В случае расхождения необходимо выявить причину и устранить;

-    опускают ленту рулетки с лотом медленно до касания лотом днища или базового столика, не допуская отклонения лота от вертикального положения на днище или столике, не задевая за внутреннее оборудование и сохраняя спокойное состояние поверхности нефти;

-    поднимают ленту рулетк.. строго вверх, без смещения в сторону, чтобы избежать искажения линии смачивания на ленте рулетки;

-    отсчет на ленте рулетки производят с точностью до I мм немедленно, т.е. после появления смоченной части ленты рулетки над замерным люком.

10*2.4. Измерение уровня в каждом резервуаре производят не

15

менее двух рае и ори получении расхождений в отсчетах более 10 ыи измерения повторяв! и из трех наиболее близких отсчетов берут среднее.

10.2.5.    Для контроля наличия подтоварной воды измеряют ее уровень.

Измерение уровня подтоварной воды в резервуарах и других емкостях производят при помощи водочувствительвой ленты или пробоотборника.

10.2.6.    Измерив уровень подтоварной воды с помощью водочувствительной ленты или пробоотборника, по градуировочной характеристике резервуаров находят объем подтоварной воды. Для определения объема нефти нуапо из объема, отвечающего общему уровню.вычеоть объем подтоварной продукции.

10.3. Определение плотности нефти.

10.3.1.    Для определения плотности отбирают пробу по ГОСТ 2517-80.

10.3.2.    Плотность нефти определяют по ГОСТ 3900-47.

10.3.3.    Плотность нефти определяют при средней температуре нефти в емкости.

10.4. Измерение температуры нефти.

10.4.1. -Измерение средней температуры нефти в резервуаре осуществляют при помощи стационарных датчиков температуры или путем измерения температуры нефти в пробе стеклянный термометрами.

10.4.2.    Измерение средней температуры нефти в емкостях с помощью стационарных датчиков производят в соответствии с инструкцией по эксплуатации таких устройств.

10.4.3.    При отборе объединенной пробы стационарным пробоотборником в один прием по ГОСТ 2517-80 измеряют температуру пробы.

16

10.4.4. Температуру нефти в пробе определят немедленно пооле отбора. При этом переносное пробоотборник выдерживают на уровне отбираемой пробы не менее 5 минут.

Отсчет по термометру берут с точностью до 0,5°С.

Среднюю температуру нефти в резервуаре раоочихыва»? по тем. пературе точечных проб, используя для составления объединенной пробы точечные по ГОСТ 2517-80.

10.5,    Определение массы нефти.

Маосу нефти в резервуаре определяют по формуле:

вд » 0,001 * V'Q }    (10.1)

где Qg - масса нефти с баллзстом в тоннах;

V - объем нефти в м³;

(J)    - плотность нефти в- кг/м³.

10.6,    Объем сданной (принятой) нефти определяют по формуле:

V^Vf-Vg,    (Ю*2)

где Ц - полный объем нефти в резервуаре;

- объем остатка нефти в резервуаре.

Объемы определяют по градуировочной таблипа в соответствии о результатом измерения уровня нефти в заполненном резервуаре и пооле откачки (остатка).

10.7,    Определение маоон балласта (вода, солей и механических примесей) в нефти.

10.7.1.    Для определения массы балласта отбирают объединенную пробу по ГОСТ 2517-80.

10.7.2.    Количество вода в нефти определяют по ГОСТ 2477-65.

10.7.3.    Количество солей в нефти определяют по ГОСТ 21534-

-76.

10.7.4.    Количество механических примесей определяют по ГОСТ 6370-59.

17

10.7.5.    Количество балласта в нефти вырахавт в пропектах массы нефти.

10.7.5.    Массу нефти нетто определяют по формуле:

(10.3)

Gs ~ масса нефти брутто, т;

/Г?    - массовое содержание балласта в средней пробе нефти

в пропентах.

10.7.7. Результат определения массы нефти записывают в соответствии с требованиями ГОСТ 8,011-72.

II. ПОРЯДОК ОПРЩВПИКЯ. •МЕРТВЫХ" ( НШОБПЛЫШ)

ОСТАТКОВ шти

IIЛ. Количество ’•мертвых” остатков нефти в резервуарах { Qp ) определяют по формула:

<ПЛ>

где h - высота от днища резервуара до верхней образующей прие-

мо-раздаточного патрубка, м; d - диаметр резервуара, м;

Q - плотность жидкости, т/м^э;

/77 - содержание балласта (суммарное содержание воды, солей и механических пр-дцессй),

ПЛЛ. Температурная корректировка в формуле II.I производится по Формуле:

(11.2)

18

где    - плотность неФти при температуре определения*

- средняя температурная поправка плотности на 1°С (берется из справочных таблиц);

£    - температура нефти, при которой определяется плот

ность.

11.2.    Количество "мертвых" остатков нефти в трубопроводах

( Qj ) определяется вместимостью трубопроводов от устья скважин до пунктов сдачи нефти.

илл. Вместимость трубопроводов определяют расчетным путем.

11.2.2.    Расчет количества "мертвых* остатков нефти не каждом участке трубопровода определяют по формуле:

Q?=V-L-q-f((f-qoi/п). тонн    (п.з)

где V - объем одного погонного метра трубопровода данного диаметра, м³;

£ - длина трубопровода данного диаметра, м; ф - плотность жидкости, т/м⁹;

/( - коэффициент заполнения (в напорных трубопроводах К*1); fTt - содержание балласта (суммарное содержание воды* солей и механических примесей) в данном нефтепроводе, %. 11.2*3. Общее количество "мертвых" остатков в трубопроводах определяют суммированием результатов по каждому участку.

12* ПОРЯДОК ОПРЭДШКЯ ТОШОЛОШРИШ ост шов н wm

12.I. Определение технологических остатков нефти в буферных (товарных и сырьевых) резервуарах.

12Л.I. Величина технологических остатков неФти в резервуарах обуславливается уровнем нефти, необходимым для обеспечения

ШШШШШ

ИНСТРУКЦИЯ ПО УЧЕТУ НЕФТИ В НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ

объединениях

РД 35-30-627-81

Вводился впервые

Приказом Министерства нефтяной

промымлениостн от * 15 ■ декабря 1981 г. fe 677

Срок введения установлен о 01 *01«82 г.

срок действия до 01«01*ЗД г*

Настоящая инструкция устанавливает порядок я единые формы учета добычи и реализации нефти и газового конденсата в нефтегазодобывающих объединениях, порядок отпуска их на производственно-технологические цухды я топливо, отпуска нефти сторонним организациям и приема от оторояних организаций, инвентаризации нефти я газового конденсата, списание технологических и других потерь, недостач нефти и газового конденсата; включает в себя методику расчета "мертвых" и технологических остатков нефти и газового конденсата, а также порядок их разработки я утверждения

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1    Вся добытая нефть подлежит обязательному учету,

(Здесь и далее понятие "нефть*означает "нефть и газовый конденсат").

1.2    Валовой добычей нефти вчитается нефть, сданная организациям Главтранснефти, НПЗ и ГПЗ, израсходованная яа выработку широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), на производство нефтебитумов и битумных сплавов, отпущенная сторон-

19

бескавитационного режима работы насосов (Hj) и непрерывности технологических прэпессов перекачки и подготовки неф^и (Н₂>.

12Л.2. Величина уровня Hj определяется по формуле:

^{М не}Ф^{тяного стол}^^а    (12Л)

#<у

где - необходимый подпор насоса по паспорту (м вод-столба); <^_ж - относительная плотность жидкости в резервуаре;

- превышение центра приемного патрубка откачивающего насоса над верхней образующей приемо-раздаточного патрубка резервуара, м.

12.1.3» Величина зависит от времени ( £* ), необходимого для ликвидации отказов в системе сбора, подготовки и перекачки нефти.

Из промысловой практики время (    )    составляет не более б

'часов и слагается из времени, необходимого для

-    сообщения об остановке участка системы (равного в сред -нем 0,25 часа);

-    установления причин простоя (0,5 часа);

-    ликвидации причин простоя (3 часа);

-    сообщения о готовности к пуску (0,25 часа);

~ пуск и вывод участка на режим (1,5 часа)»

12Л*4. Определение уровня Н₂ производят расчетным путем по

формуле:

' Ч&.-

где и - фактическая производительность насоса откачки, м^/час; - суммарное время, необходимое для ликвидации возможных отказов в системе, час;

/7 - число подключенных резервуаров;

Д. - диаметр L -го резервуара, м.

г

ним организациям, использованная на производствамио-технологиче-ские нужда предприятий объединения, технологические потери в пределах утвержденных норм, а также разница в остатках на начало и конец отчетного периода в резервуарных парках, технологических аппаратах установок подготовки нефти и очистки сточных вод, в трубопроводах и шбарах.

1,3, Товарная добыча нефти является частью валовой добычи за исключением технологических потерь я количества нефти, использованной на технологические нужды, и подтверждается соответствующими документами (актами приема-сдачи, описания потерь, отпуска сторонним организациям, отпуска на производственно-технологические нужды и топливо и т.д,),,

2, дарадак отшгадаго учш давши гош в цшх давши

ГОШ (ШШРОШСЛАХ)

2.1.    Оперативный учет добытой нефти по скважинам осуществляется на основании данных замера дебита скважин по жидкости с помощью групповой замер ой установки (13У), расходомеров и других замерных устройств о учетом отработанного окважииами времени и процентного содержания вода,

2.2.    Замер дебита оквазшш по нефти и определение содержания вода в продукции скважин производится не раке трех роз в месяц.

2.3.    Цри использовании автоматизированных 1ВУ типа "Спутник" измерение продукции скважин по жидкости производится в соответствии с регламентом, утвержденным главпым инженером HW, но не реже одного раза в три дня.

2.4.    Объем добытой нефти по бригадам определяется как суши добитой пе^ти по работающим скважина**, обслуживаемым данной бригадой, или на основании данных замера бригадных узлов учета.

3

2.3» Учет добытой нефти по цехам добычи нефти и газа осу-* ществляется по показаниям приборов цеховых узлов учета или как сумма показаний бригадных узлов учета.

В случае расхождения объемов добытой нефти по скважинам» бригадам и промыслам с результатами учета добытой нефти в цеха) подготовки и перекачки, в добычу по скважинам, бригадам и цеха* вводятся соответствующие поправки на величину расхождения пропорционально добытой нефти.

3. ПОРЯДОК ПРИЕМО-СДАТОЧНЫХ ОШЗРАЦДЙ Ш СДАЧЕ НША ОРГАНИЗАЦИЯМ ГЛАВтнШФИ

3 Л. Сдача-прием нефти по количеству и качеству осуществляется на пунктах приема и сдачи нефти* Нефть должна соответствовать требованиям ГОСТ 9%5-76.

3.2.    Нефть предъявляет к приему в калиброванных товарных резервуарах поставщика (покупателя) или по узлам учета.

3.3.    При производстве приемо-сдаточных операций в реэервуе рах сдача-прием нефти должны осуществляться по каждому реэервуе РУ отдельно.

3.4.    При осуществлении приемо-сдаточных операций по узлам учета сдача-прием нофти производится ежесуточно*

3*5* Качество сдаваемой нефти определяется по поточным приборам (плотномер, влагомер, солемер) иди по отобранным пробам нефти в химлаборатории.

3.3*1* Отбор проб нефти для анализа производится в соответствии с ГОСТ 2517-80.

3.6* Количество нефти при приено-сдяточних операциях в резервуарах определяется объемно-массоадо методом.

3*7. Определение количества нефти по узлам учета осуществляется в соответствии с "Инструкцией по определению количества нефти на узлах учета с турбинными счетчиками при учетно-расчетных операциях".

3.8.Оформление документов при приемо-сдаточных операциях.

3.8.1* Документы по сдаче-приему нефти оформляются ежесуточно по состоянию на 06 часов зимнего и 07 часов летнего московского времени.

3.0*2.При сдаче нефти в резервуарах по завершении откачки составляется акт по форме приложения 3.1.

3.8.3. При сдаче нефти по узлам учета составляется акт по форме приложения 3.2.

ЗЛМ. При приеме-сдаче составляется паспорт на сданную (принятую) нефть (форма приложения 3.3).

3.9.    Акты и паспорта на сданную нефть регистрируют в отдельных журналах по каждому приемному пункту по порядку с начала года.

3.10.    Приемо-сдаточные акты ©оставляются в четырех экземплярах о приложением паспорта на сданную нефть. один из которых остается

в приемо-сдаточном пункте* второй передается покупателю. Два экземпляра передаются в бухгалтерию для производства денежных расчетов. Один экземпляр приемо-сдаточных документов остается в бухгалтерии НГДУ. а второ** со счетом - платежным требованием передается покупателю каждую пятидневку.

З.П. Должностные лица .ответственные за прием-сдачу нефти, составление и подписание приемо-сдаточных документов, назначаются приказом по предприятию.

3.12,    Образцы их подписей передаются покупателю.

3.13.    Образцы подписей ответственных лиц за прием-сдачу игфти покупателя хранятся п бухгалтерии поставщика.

5

4.    ПОРЯДОК УЧЕТА РАСХОДА НЕФТИ НА ВЫРАБОТКУ ШЛРОКОЙ ФРАКЦИЙ ЛЕГКИХ УГЛШДОРОДОЗ{ШФЛУ)

4.1.    Учет количества нефти, израсходованного для выработки ШФЛУ, определяется как сумма широкой фракции, сданной газо-перерабатывающему заводу (ИЮ) иди нефтехимическому комбинату, и изменения остатков ШФЛУ на складах (в тоннах).

4.1.1.    Количество нефти, израсходованное на выработку ШФЛУ, определяется по акту согласно форме приложения 4.1.

4.2.    На количество ШФЛУ, сданной И13, составляется акт сдачи-приема по форме приложения 4.2,

4.3.    Сдача ШФЛУ производится по каждой емкости отдельно.

4.4.    Лз каждой«сдаваемой емкости ШФЛУ отбирается проба для анализа в химлаборатории*

4.5.    При приеме-сдаче ШФЛУ составляется паспорт по форма приложения 4.5.

4*6. Движение приемо-сдаточных документов осуществляется в порядке, описанном в п* 5.10.

5.    ПОРЯДОК УЧЕТА ШТЛ, ИЗРАСХОДОВАННОЙ НА ПРОИЗВОДСТВО

НЕФТШТУША А БЛТУШШХ СПЛАВОВ

5*1* Количество нефти, предназначенное для производства нефтебитума и битумных сплавов, предусматривается в балансах производственлих объединений.

5.2* Учет отпускаемой нефти кефтебитумкым заводам осуществляется на основании накладной по форме П-2н (приложение 5Л).Количество дистиллята определяется по замерам поступления и отпуска в емкостях ах хранения.Возврат дистиллята оформляется по накладным,

5*5* Количество израсходованной нефти на производства нафте-битума и биту иных сплавов определяется как ревность количества нефти переданной кафтебитумному заводу и дистиллята, возвращенного заводом НГДУ.

6

6. ПОРЯДОК УЧЕТА ОТПУСКА НЕФТИ СТОРОННИМ

ОРГАНИЗАЦИЯМ И ПРИЕМА ОТ СТОРОННИХ ОРГАНИЗАЦИЙ

6.1    Нефтью, отпущенной сторонним организациям, считается нейть» отпущенная предприятиям (организациям; Минкефтепрома, не входящим в состав объединения, а также других министерств и ведомств,

6.2    Отпуск нефти сторонним организациям производится на основании плановых балансов нефти, договоров и имеющихся у предприятий фондов.

6*3 Внеплановый и бесфондовый отпуск нефти сторонним организациям запрещается и в выполнение плана сдачи не засчитывается*

6.4 Отпуск нефти сторонним организациям, имеющим фонды Госплана СССР на получение нефти от Миннефтепрома, как правило, производится управлениями магистральными нефтепроводами.

При производственной целесообразности отпуска нефти таким потребителям непосредственно с объектов нефтегазодобывающего объединения, оформление поставки им нефти, как правило, производится через управление магистральными нефтепроводами. Эта нефть засчитывается в выполнение плана сдачи.

В исключительных случаях, когда не представляется возможным оформить отпуск сторонним организациям по фондам через управление магистральным;! нефтепроводами, нефтегазодобывающие объединение должно получить от Министерства план отпуска нефти соответствующей сторонней организаций по фондам (за счет уменьшения плана поставки через управление магистральными нефтепроводами). В этом случае отпуск нефти сторонней организации засчитывается в выполнение плана сдачи в фактическом объеме, но не выше плана отпуска. Сверхплановый отпуск нефти сторонним организациям по фондам запрещен и ь выполнение плана сдачи не засчитывается.

7

6-Ь Ъ «естах итяуска нефти учат ведется по специальному реестру мс форме приложения 6*1. отпуск оформляется накладной по форме приложении 5*1.

6*6 Прием нефти от сторонних организаций производится на основании плановых балансов и договоров и оформляется по накладным (форма приложения 5*1) ь установленном порядке.

6.7 Прием-передача нофти на подготовку, транспортировку* стабилизацию между НГДУ одного объединения и между объединениями Млннефтепрома производится на основании договоров и оформляется актами по (Тюрм&м приложения 3.1 и 3.2.

6.6 Нефть, добытая попутно буровым и геолого-разведочными организациями, включается в натуральном и ценностном выражении в добычу НГДУ, которому передается нефть, по себестоимости добычи нефти этого НГДУ.

6.9 Нефть, принятая нефтегазодобывающим объединением от сторонних организаций и сданная управления магистральными нефтепроводами, засчитывается в полном объеме в выполнение плана сдачи. При этом нефтегазодобывающее объединение должно оформить через Министерство включение в плановый баланс движения нефти, прием ее от сторонних организаций (год в поквартальном разрезе).

8

?. ПОРЯДОК ОТПУСКА Й УЧЕТА КОЛИЧЕСТВА НКУГИ В ОВЬЕДЙН^ШХ НА 111\)ИЗВОДСТВКННО-ТЕлНОЛОП1Ч£;СК(4Б

нужды и топливо

7*1 Количество нефти, расходуемое на производственно-технологические нужды и топливо, устанавливается плановым балансом согласно утверждении*! нормам и нормативам» Нормы и нормативы нефти на производственно-технологические нужда и топливо должны быть прогрессивными и предусматривать бережливое отношение к нефти, всемерное вытеснение ее различного рода заменителями*

7*2 Расход нефти на производственно-технологические нужды и топливо в объединении складывается из говорного и нетоварного расходов.

7.2    Л К нетоварному расходу относится расход нефти непосредственно на промыслах для целой текущего ремонта скважин, использования нефти в качестве топлива для промысловых и цеховых котельных и печей установки подготовки нефти, а также расход нефти для целей повышения нефтеотдачи пластов, если эти работы выполняются подразделениями НГДУ*

7.2.2    К товарному расходу нефти на производственно-технологические нужда относится расход нефти в буровых организациях, при капитальном ремонте скважин, в прочих организациях объединения, котельных жКК, а также расход нефти для целей повышения нефтеотдачи пластов, если эти работы производятся не подразделениями НГДУ.

Отпуск НЩ нефти но производственно-технологические нужды и т 1ливо для буровых, жилищно-коммунальных и прочих организаций, подведомственных нефтегазодобывающему объединению, в