Учет переработки нефти


Переработка нефти. Способы и технология переработки нефти :: BusinessMan.ru

Нефть – это полезное ископаемое, представляющее собой нерастворимую в воде маслянистую жидкость, которая может быть как почти бесцветной, так и темно-бурой. Свойства и способы переработки нефти зависят от процентного соотношения преимущественно углеводородов в ее составе, который различается в разных месторождениях.

Так, в Соснинском месторождении (Сибирь) алканы (парафиновая группа) занимают долю в 52 процента, циклоалканы – около 36%, ароматические углеводороды - 12 процентов. А, к примеру, в Ромашкинском месторождении (Татарстан) доля алканов и ароматических углеродов выше – 55 и 18 процентов соответственно, в то время как циклоалканы имеют долю в 25 процентов. Помимо углеводородов, это сырье может включать в себя сернистые, азотные соединения, минеральные примеси и др.

Впервые нефть "переработали" в 1745 году в России

В сыром виде это природное ископаемое не используется. Для получения технически ценных продуктов (растворители, моторное топливо, компоненты для химических производств) осуществляется переработка нефти посредством первичных или вторичных методов. Попытки преобразовать это сырье предпринимались еще в середине восемнадцатого века, когда, помимо свечей и лучин, используемых населением, в лампадах ряда церквей использовали «гарное масло», которое представляло собой смесь растительного масла и очищенной нефти.

Варианты очистки нефти

Очистка часто не включается непосредственно в способы переработки нефти. Это, скорее, предварительный этап, который может состоять из:

- Химической очистки, когда на нефть воздействуют олеумом и концентрированной серной кислотой. При этом удаляются ароматические и непредельные углеводороды.

- Адсорбционной очистки. Здесь из нефтепродуктов могут удаляться смолы, кислоты за счет обработки горячим воздухом или пропуском нефти через адсорбент.

- Каталитической очистки – мягкой гидрогенизации для удаления азотистых и серных соединений.

- Физико-химической очистки. В этом случае посредством растворителей избирательно выделяются лишние составляющие. Например, полярный растворитель фенол используется для удаления азотистых и сернистых соединений, а неполярные растворители – бутан и пропан - выделяют гудроны, ароматические углеводороды и пр.

Без химических изменений...

Переработка нефти посредством первичных процессов не предполагает химических превращений исходного сырья. Здесь полезное ископаемое просто разделяется на составляющие компоненты. Первое устройство по перегонке нефти было придумано в 1823 году, в Российской империи. Братья Дубинины догадались поставить котел в печь с нагревом, откуда шла труба через бочку с холодной водой в пустую емкость. В печном котле нефть нагревалась, проходила через «холодильник» и осаждалась.

Современные способы подготовки сырья

Сегодня на нефтеперерабатывающих комплексах технология переработки нефти начинается с дополнительной очистки, в ходе которой продукт обезвоживается на устройствах «ЭЛОУ» (электрообессоливающие установки), освобождается от механических примесей и углеводов легкого типа (С1 – С4). Потом сырье может поступать на атмосферную перегонку или вакуумную дистилляцию. В первом случае заводское оборудование по принципу действия напоминает то, что использовалось еще в 1823 году.

Только по-другому выглядит сама установка переработки нефти. На предприятии стоят печи, по размерам напоминающие дома без окон, из самого лучшего огнеупорного кирпича. Внутри них располагаются многокилометровые трубы, в которых нефть движется с большой скоростью (2 метра в сек.) и подогревается до 300-325 С пламенем из большой форсунки (при более высоких температурах углеводороды просто разлагаются). Трубу для конденсации и охлаждения паров в наши дни заменяют ректификационные колонны (могут быть до 40 метров в высоту), где пары разделяются и конденсируются, а для приема полученных продуктов выстраиваются целые городки из разных резервуаров.

Что такое материальный баланс?

Переработка нефти в России дает разные материальные балансы при атмосферной перегонке сырья из того или иного месторождения. Это означает, что на выходе могут получаться разные пропорции для разных фракций – бензиновой, керосиновой, дизельной, мазута, сопутствующего газа.

К примеру, для западно-сибирской нефти выход газа и потери составляют по одному проценту соответственно, бензиновые фракции (выделяются при температурах от около 62 до 180 С) занимают долю около 19%, керосин – около 9,5%, дизельная фракция – 19 %, мазут – почти 50 процентов (выделяется при температурах от 240 до 350 градусов). Полученные материалы практически всегда подвергаются дополнительной обработке, так как они не соответствуют эксплуатационным требованиям для тех же моторов машин.

Производство с меньшим числом отходов

Вакуумная переработка нефти базируется на принципе закипания веществ при более низкой температуре при снижении давления. Например, некоторые углеводороды в нефти кипят только при 450 С (атмосферное давление), но их можно заставить кипеть и при 325 С, если давление понизить. Вакуумная обработка сырья проводится в роторных вакуумных испарителях, которые увеличивают скорость перегонки и дают возможность получить из мазута церезины, парафины, топливо, масла, а тяжелый остаток (гудрон) применить далее для производства битума. Вакуумная дистилляция, по сравнению с атмосферной переработкой, дает меньше отходов.

Вторичная переработка позволяет получить качественные бензины

Вторичный процесс переработки нефти был придуман для того, чтобы из того же исходного сырья получить больше моторного топлива за счет воздействия на молекулы нефтяных углеводородов, которые обретают более подходящие для окисления формулы. Вторичная переработка включает в себя разные виды так называемого «крекинга», в том числе гидрокрекинг, термический и каталитический варианты. Этот процесс также изначально был изобретен в России, в 1891 году, инженером В. Шуховым. Он представляет собой расщепление углеводородов до форм с меньшим числом атомов углерода в одной молекуле.

Переработка нефти и газа при 600 градусах Цельсия

Принцип работы крекинг-заводов приблизительно такой же, как и установок атмосферного давления вакуумных производств. Но здесь обработка сырья, которое чаще всего представлено мазутом, производится при температурах, близких к 600 С. Под таким воздействием углеводороды, составляющие мазутную массу, распадаются на более мелкие, из которых и состоит тот же керосин или бензин. Термический крекинг базируется на обработке высокими температурами и дает бензин с большим количеством примесей, каталитический – также на температурной обработке, но с добавлением катализаторов (к примеру, специальной глиняной пыли), что позволяет получить больше бензина хорошего качества.

Гидрокрекинг: основные типы

Добыча и переработка нефти сегодня может включать различные виды гидрокрекинга, который представляет собой комбинацию процессов гидроочистки, расщепления крупных молекул углеводородов на более мелкие и насыщения непредельных углеводородов водородом. Гидрокрекинг бывает легким (давление 5 МПа, температура около 400 С, используется один реактор, получается, преимущественно, дизельное топливо и материал для каталитического крекинга) и жестким (давление 10 МПа, температура около 400 С, реакторов несколько, получаются дизельные, бензиновые и керосиновые фракции). Каталитический гидрокрекинг позволяет изготавливать ряд масел с высоким коэффициентов вязкости и малым содержанием углеводородов ароматического и сернистого типа.

Вторичная переработка нефти, кроме того, может использовать следующие технологические процессы:

- Висбрекинг. В этом случае при температурах до 500 С и давлениях в пределах от половины до трех МПа из сырья за счет расщепления парафинов и нафтенов получают вторичные асфальтены, углеводородные газы, бензин.

- Коксование нефтяных остатков тяжелого типа – это глубокая переработка нефти, когда сырье при температурах, близких к 500 С под давлением 0,65 МПа обрабатывают для получения газойлевых компонентов и нефтяного кокса. Стадии процесса заканчиваются получением «коксового пирога», которому предшествуют (в обратном порядке) уплотнение, поликонденсация, ароматизация, циклизация, дегидрирование и крекинг. Кроме того, продукт подлежит также высушиванию и прокаливанию.

- Риформинг. Данный способ обработки нефтепродуктов был придуман в России в 1911 году, инженером Н. Зелинским. Сегодня риформинг каталитического плана используется для того, чтобы из лигроиновых и бензиновых фракций получать высококачественные ароматические углеводороды и бензины, а также водородосодержащий газ для последующей переработки в гидрокрекинге.

- Изомеризация. Переработка нефти и газа в данном случае предполагает получение из химического соединения изомера за счет изменений в углеродном скелете вещества. Так из низкооктановых компонентов нефти выделяют высокооктановые компоненты для получения товарных бензинов.

- Алкилирование. Этот процесс строится на встраивании алкильных замещающих в молекулу органического плана. Таким образом из углеводородных газов непредельного характера получают составляющие для высокооктановых бензинов.

Стремление к евростандартам

Технология переработки нефти и газа на НПЗ постоянно совершенствуется. Так, на отечественных предприятиях отмечено увеличение эффективности переработки сырья по параметрам: глубина переработки, увеличение отбора светлых нефтепродуктов, снижение безвозвратных потерь и др. В планы заводов на 10-20-е годы двадцать первого века входит дальнейшее увеличение глубины переработки (до 88 процентов), повышение качества выпускаемых продуктов до евростандартов, снижение техногенного воздействия на окружающую среду.

businessman.ru

Глубокая переработка нефти: расчёт глубины нефтяной скважины

Глубина переработки нефти (ГПН) является одним из важнейших показателей эффективности нефтеперерабатывающего предприятия.

Она представляет собой величину, которая показывает отношение объёма полученных товарных нефтепродуктов  к общему объему потраченного сырья.

Другими словами, сколько полезной продукции получается, к примеру, из одной тонны (или барреля) нефти. Глубокая переработка нефти позволяет более эффективно использовать каждый баррель «черного золота».

Это параметр рассчитывается по следующей формуле:

ГПН = ((Общий объём переработанного сырья – Объём полученного мазута – Объём производственных потерь – Объем  топлива, потраченного  на собственные нужды) / Общий объём переработанного сырья) * 100 %

Величина этого показателя в России и за рубежом

Глубина переработки нефти в нашей стране в среднем находится на уровне 74-х процентов, в европейских странах – на уровне 85-ти процентов, в США – 95-96 процентов.

Согласитесь, разница более чем существенная. Это объясняется тем, что после распада Советского Союза  России достались 26-ть НПЗ, устаревших к тому моменту и физически, и  морально. Восемь из них были запущены еще до начала Второй Мировой войны, пять были построены  до 1950 года, еще девять до 1960-го.

Таким образом, 22  из 26-ти российских нефтеперерабатывающих завода находятся в эксплуатации уже больше полувека. Кроме того, практически все новые НПЗ, которые построили в СССР за период с 1970-го по 1980-ый годы, были  расположены на территории бывших союзных республик, ставших теперь независимыми государствами.

К примеру, с 1966-го по 1991-ый год на территории СССР построили семь новых предприятий нефтепереработки, из которых только одно было на территории Российской Федерации. Из остальных шести два остались в Казахстане (Чимкентский и Павлодарский НПЗ), по одному – на Украине (Лисичанск), в Беларуси (Мозырь), в Литве (Мажейкяе) и в Туркмении (Чарджоу).

Единственное относительно новое нефтеперерабатывающее предприятие, которое было запущено после 1966-го года на российской территории, это Ачинский НПЗ (год ввода в эксплуатацию – 1982-ой).

Еще одним относительно новых предприятием нефтепереработки является «Нижнекамскнефтехим» (город Нижнекамск), которое было запущено в 1979-ом году и до сих пор производит сырье для нефтехимической отрасли.

В начале 90-х годов прошлого века глубина переработки нефти российских НПЗ была на уровне 64-х процентов. 80 процентов оборудования было морально отсталым.

К 1999-му году глубина переработки нефти в среднем составляла 67,4 процента, и только Омский НПЗ сумел поднять эту планку до 81,5 %, что сравнимо со среднеевропейскими показателями.

Современное состояние российской нефтепереработки

Несмотря на то, что Россия по-прежнему отстает по ГПН от развитых мировых держав, за последние 17-18 лет наметились обнадеживающие тенденции.

Так, к примеру, с 2002-го по 2007-ой год устойчиво росли объемы отечественной нефтепереработки (в среднем около 3-х процентов в год в период с 2002-го до 2004-го и 5,55 – с 2005-го по 2007-ой). Средний уровень загруженности действующих мощностей первичной переработки в 2005-ом  достиг 80-ти процентов, а в количественном выражении перерабатываемые годовые объемы выросли со 179 миллионов тонн в 2000-ом до 220 миллионов тонн в 2006-ом году.

Кроме того, на нескольких действующих российских  НПЗ были построены комплексы глубокой переработки нефти.

В 2004-ом на Пермском нефтеперерабатывающем заводе, принадлежащем корпорации «Лукойл»,  был запущен комплекс гидрокрекинга, в 2005-ом запустили  установку каталитического риформинга  на Ярославском предприятии «Ярославнефтеоргсинтез», принадлежащем компании  «Славнефть», а также на Рязанском НПЗ (собственность компании «ТНК-ВР») были введены в эксплуатацию сразу два комплекса с высокой ГПН –  мягкого гидрокрекинга и каталитического крекинга.

Не оставала от конкурентов и «Татнефть». В  2010-ом эта компания запустила в Нижнекамске установку для первичной нефтепереработки, мощность которой составила 7 миллионов тонн в год. Эта установка стала частью Нижнекамского комплекса предприятий нефтехимии и нефтепереработки ТАНЕКО.

В конце того же года на Нижегородском НПЗ началось производство автомобильного бензина, соответствующего по своим качественным характеристикам  стандарту ЕВРО-4.

Таким образом, программу по модернизации отечественных НПЗ, рассчитанная до 2011-го года, нефтяные компании выполнили полностью.

Однако на этом процесс не остановился. К примеру, НК «Роснефть» провела реконструкцию пяти  установок  вторичной нефтепереработки для увеличения глубины переработки нефти:

  • на Куйбышевском НПЗ –  гидрокрекинговой установки; установки для гидроочистки дизтоплива и установки для каталитического риформинга;
  • на Сызранском и Комсомольском НПЗ – по одной каталитической риформинговой установки.

В 2001-ом с опережением графика были завершены работы по введению в эксплуатацию установки для изомеризации на предприятии «Славнефть-ЯНОС», способной перерабатывать в год  718 тысяч тонн сырья.

Результатом всей проделанной работы стало то, что к 2013-му году на территории Российской Федерации работало пятьдесят заводов, из которых 23 крупных НПЗ находились в структуре вертикально интегрированных российских компаний, восемь – это независимые нефтеперерабатывающие предприятия с годовой  мощностью более миллиона тонн сырья, и 15-ть предприятий , мощность которых составляла менее миллиона тонн сырья в год.

Таким образом, в 2013-ом году нефтепереработка в России достигла 275 миллионов 200 тысяч тонн, загрузка мощностей в среднем составила  92,9 процента, а ГПН – 72 процента.

В течение 2015-го года в РФ ввели в эксплуатацию одиннадцать новых установок, предназначенных для вторичной нефтепереработки, и в этом же году общий объем переработанного сырья достиг отметки 282 миллиона 400 тысяч тонн, а уровень глубины переработки нефти достиг 74,2 процента.

По оценкам специалистов, чтобы обеспечить  годовой объем выпускаемых в России нефтепродуктов на уровне от 220-ти до 280-ти  миллионов тонн, а ежегодный рост ГПН составлял 1-2 процента, необходимо ежегодно запускать по всей стране десятки новых перерабатывающих установок, для чего каждый год компаниям придется тратить миллиарды долларов США.

С 2005-го по 2013-ый год объем капитальных вложений ключевых отечественных нефтяных компаний вырос больше, чем в шесть раз (с 1 миллиарда 400 миллионов долларов до 10 миллиардов).

Антипинский НПЗ вышел на рекордную в России глубину переработки нефти

Загрузка...

neftok.ru

Первичная переработка нефти

Первичная переработка нефти, предполагает непрерывный производственный процесс. Производственные объекты, входящие в структуру нефтеперерабатывающих предприятий, находятся в режиме постоянной нагрузки, выполняя функциональные задачи. Для своевременного проведения капитального ремонта технологического оборудования, нефтеперегонные заводы, вынуждены останавливать производство, не реже, одного раза в 3 года.

 

Подготовка к этапу первичной переработки нефти

 

Оборудование, на котором осуществляется первичная переработка нефти, вступая в непосредственный контакт с агрессивными компонентами перерабатываемого продукта, подвергается коррозийному износу. Одним из них являются соли, которыми насыщена сырая нефтяная масса. Солевые компоненты хорошо растворяется в водной массе. На данном принципе, построен способ обессоливания нефтяного сырья.

 

 

Из накопительных емкостей, переработанная продукция поступает в специальную ёмкость, где перемешивается сводным наполнителем. Полученную эмульсию, подают на специальную, электрообессоливающую установку (ЭЛОУ), состоящую из агрегатов цилиндрической структуры (электродегидраторов). Во внутренней части каждого из них, закреплены электродные приспособления, находящиеся под действием высокого напряжения (от 25 кВ).

Эмульсия в процессе первичной переработки нефти проходит через электродегидраторы, где под воздействием тока и высокой температуры (100-120С), начинает разрушаться. Солёная вода, обладая большей плотностью, по отношению к нефти, скапливается внизу аппарата и откачивается насосом. В качестве катализатора процесса выделения воды из нефтяной массы, в раствор добавляют специальные деэмульсаторы.

 

Процесс первичной переработки нефти

 

Очищенная от солей нефтяная масса, перемещается на дальнейшую обработку в атмосферно-вакуумные устройства, где выполняется первичная переработка нефти - АВТ. Название установки, обусловлено процессом обрабатывания (раздела на индивидуальные частицы), который заключается в нагреве и процеживании нефти через печные змеевики, трубчатой формы. Для нагрева, используется тепло от сгорающего компонента и выделяющихся дымных газовых веществ. Атмосферно-вакуумное устройство предусматривает два вида обработки.

 

 

1. Атмосферный метод обработки. Данный этап первичной переработки нефти наделен задачей выделить светлые компоненты, что выкипают при высоком температурном режиме (350 градусов). Получаемые нефтепродукты - бензины, керосины и дизельное топливо. Выход светлого фракционного состава определяется, порядка шестидесяти процентов от общей массы нефтяного сырья. Побочным продуктом атмосферной перегонки является мазут.

 

 

 

Перегонка, раскаленной в печах нефтяной массы, протекает в вертикального типа цилиндрическом приспособлении – ректификационной трубе, внутренняя зона которой, оснащена контактными механизмами. Через отверстия контактных элементов, пар поднимается в верхний сектор, а жидкий состав сливается в нижнюю зону. Для выполнения такой операции, как первичная переработка нефти, необходимое число контактных приспособлений составляет до шестидесяти штук, Что зависит от размера и конфигурационных процессов ректификационных колонных приспособлений.

 

 

2. Вакуумная перегонка предназначена для переработки мазута на заводах топливно-масляного профиля. Первичным продуктом перегонки являются масляные дистилляты, побочным - гудрон. Вакуумная среда ( 40-60 мм.рт.ст.), позволяет снизить температуру процесса до 360-380 С, выше которой, происходит термическое разложение углеводородов. За счёт этого, увеличивается отбор вакуумного газойля, температура конца кипения которого, выше 520 С.

Количество нефти, для осуществления такого процесса, как первичная переработка нефти, определяется по данным стационарных приборов учёта, либо путём замеров уровня в товарных резервуарах, где она хранится, и откуда поступает по системе трубопроводов, во все технологические установки.

 

 

promplace.ru

VШ. ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ

Основные этапы переработки нефти.

Процесс переработки нефти можно разделить на 3 основных этапа: 1. Разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная переработка);

2. Переработка полученных фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов (вторичная переработка);

3. Смешение компонентов с вовлечением, при необходимости, различных присадок, с получением товарных нефтепродуктов с заданными показателями качества (товарное производство).

Продукцией нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) являются моторные и котельные топлива, сжиженные газы, различные виды сырья для нефтехимических производств, а также, в зависимости от технологической схемы предприятия - смазочные, гидравлические и иные масла, битумы, нефтяные коксы, парафины. Исходя из набора технологических процессов, на НПЗ может быть получено от 5 до более, чем 40 позиций товарных нефтепродуктов. Нефтепереработка - непрерывное производство, период работы производств между капитальными ремонтами на современных заводах составляет до 3-х лет.

Первичная переработка нефти

 

В России основные объёмы сырой нефти, поставляемой на переработку, поступают на НПЗ от добывающих объединений по магистральным нефтепроводам. Небольшие количества нефти, а также газовый конденсат, поставляются по железной дороге. В государствах-импортёрах нефти, имеющих выход к морю, поставка на припортовые НПЗ осуществляется водным транспортом. Принятое на завод сырьё поступает в соответствующие емкости товарно-сырьевой базы , связанной трубопроводами со всеми технологическими установками НПЗ. Количество поступившей нефти определяется по данным приборного учёта, или путём замеров в сырьевых емкостях.

Сырая нефть содержит соли, вызывающие сильную коррозию технологического оборудования. Для их удаления нефть, поступающая из сырьевых емкостей, смешивается с водой, в которой соли растворяются, и поступает на ЭЛОУ - электрообессоливащую установку. Процесс обессоливания осуществляется в электродегидраторах - цилиндрических аппаратах со смонтированными внутри электродами. Под воздействием тока высокого напряжения (25 кВ и более), смесь воды и нефти (эмульсия) разрушается, вода собирается внизу аппарата и откачивается. Для более эффективного разрушения эмульсии, в сырьё вводятся специальные вещества - деэмульгаторы. Температура процесса 100-120°С. Обессоленная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки нефти, которая на российских НПЗ обозначается аббревиатурой АВТ - атмосферно-вакуумная трубчатка. Такое название обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, осуществляется в змеевиках трубчатых печей за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов. АВТ разделена на два блока - атмосферной и вакуумной перегонки. Атмосферная перегонка предназначена для отбора светлых нефтяных фракций - бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток атмосферной перегонки - мазут.Процесс заключается в разделении нагретой в печи нефти на отдельные фракции в ректификационной колонне - цилиндрическом вертикальном аппарате, внутри которого расположены контактные устройства (тарелки), через которые пары движутся вверх, а жидкость - вниз. Ректификационные колонны различных размеров и конфигураций применяются практически на всех установках нефтеперерабатывающего производства, количество тарелок в них варьируется от 20 до 60. Предусматривается подвод тепла в нижнюю часть колонны и отвод тепла с верхней части колонны, в связи с чем температура в аппарате постепенно снижается от низа к верху. В результате сверху колонны отводится бензиновая фракция в виде паров, а пары керосиновой и дизельных фракций конденсируются в соответствующих частях колонны и выводятся, мазут остаётся жидким и откачивается с низа.Вакуумная перегонка предназначена для отбора от мазута масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. Остатком вакуумной перегонки является гудрон. Необходимость отбора масляных фракций под вакуумом обусловлена тем, что при температуре свыше 380°С начинается термическое разложение углеводородов (крекинг), а конец кипения вакуумного газойля - 520°С и более. Поэтому перегонку ведут при остаточном давлении 40-60 мм рт. ст., что позволяет снизить максимальную температуру в аппарате до 360-380°С.Разряжение в колонне создается при помощи соответствующего оборудования, ключевыми аппаратами являются паровые или жидкостные эжекторы.Получаемая на атмосферном блоке бензиновая фракция содержит газы (в основном пропан и бутан) в объёме, превышающем требования по качеству, и не может использоваться ни в качестве компонента автобензина, ни в качестве товарного прямогонного бензина. Кроме того, процессы нефтепереработки, направленные на повышение октанового числа бензина и производства ароматических углеводородов в качестве сырья используют узкие бензиновые фракции. Этим обусловлено включение в технологическую схему переработки нефти данного процесса, при котором от бензиновой фракции отгоняются сжиженные газы, и осуществляется её разгонка на 2-5 узких фракций на соответствующем количестве колонн. Продукты первичной переработки нефти охлаждаются в теплообменниках, в которых отдают тепло поступающему на переработку холодному сырью, за счет чего осуществляется экономия технологического топлива, в водяных и воздушных холодильниках и выводятся с производства. Аналогичная схема теплообмена используется и на других установках НПЗ. Современные установки первичной переработки зачастую являются комбинированными и могут включать в себя вышеперечисленные процессы в различной конфигурации. Мощность таких установок составляет от 3 до 6 млн. тонн по сырой нефти в год. На заводах сооружается несколько установок первичной переработки во избежание полной остановки завода при выводе одной из установок в ремонт. В таблице 25 показаны продукты первичной переработки нефти

 

Таблица 25. Продукты первичной переработки нефти

Наименование Интервалы кипения (состав) Где отбирается Где используется (в порядке приоритета)
Рефлюкс стабилизации Пропан, бутан, изобутан Блок стабилизации Газофракционирование, товарная продукция, технологическое топливо
Стабильный прямогонный бензин (нафта) н.к.*-180 Вторичная перегонка бензина Смешение бензина, товарная продукция
Стабильная легкая бензиновая н.к.-62 Блок стабилизации Изомеризация, смешение бензина, товарная продукция
Бензольная 62-85 Вторичная перегонка бензина Производство соответствующих ароматических углеводородов
Толуольная 85-105 Вторичная перегонка бензина
Ксилольная 105-140 Вторичная перегонка бензина
Сырьё каталитического риформинга 85-180 Вторичная перегонка бензина Каталитический риформинг
Тяжелая бензиновая 140-180 Вторичная перегонка бензина Смешение керосина, зимнего дизтоплива, каталитический риформинг
Компонент керосина 180-240 Атмосферная перегонка Смешение керосина, дизельных топлив
Дизельная 240-360 Атмосферная перегонка Гидроочистка, смешение дизтоплив, мазутов
Мазут 360-к.к.** Атмосферная перегонка (остаток) Вакуумная перегонка, гидрокрекинг, смешение мазутов
Вакуумный газойль 360-520 Вакуумная перегонка Каталитический крекинг, гидрокрекинг, товарная продукция, смешение мазутов.
Гудрон 520-к.к. Вакуумная перегонка (остаток) Коксование, гидрокрекинг, смешение мазутов.

*) - н.к. - начало кипения **) - к.к. - конец кипения

Вторичная переработка нефти

 

Продукты первичной переработки нефти, как правило, не являются товарными нефтепродуктами. Например, октановое число бензиновой фракции составляет около 65 пунктов, содержание серы в дизельной фракции может достигать 1,0% и более, тогда как норматив составляет, в зависимости от марки, от 0,005% до 0,2%. Кроме того, тёмные нефтяные фракции могут быть подвергнуты дальнейшей квалифицированной переработке.В связи с этим, нефтяные фракции поступают на установки вторичных процессов, призванные осуществить улучшение качества нефтепродуктов и углубление переработки нефти.

Каталитический крекинг - важнейший процесс нефтепереработки, существенно влияющий на эффективность НПЗ в целом. Сущность процесса заключается в разложении углеводородов, входящих в состав сырья (вакуумного газойля) под воздействием температуры в присутствии цеолитсодержащего алюмосиликатного катализатора. Целевой продукт установки КК - высокооктановый компонент бензина с октановым числом 90 пунктов и более, его выход составляет от 50 до 65% в зависимости от используемого сырья, применяемой технологии и режима. Высокое октановое число обусловлено тем, что при каткрекинге происходит также изомеризация. В ходе процесса образуются газы, содержащие пропилен и бутилены, используемые в качестве сырья для нефтехимии и производства высокооктановых компонентов бензина, легкий газойль - компонент дизельных и печных топлив, и тяжелый газойль - сырьё для производства сажи, или компонент мазутов. Мощность современных установок в среднем - от 1,5 до 2,5 млн тонн, однако на заводах ведущих мировых компаний существуют установки мощностью и 4,0 млн. тонн. Ключевым участком установки является реакторно-регенераторный блок. В состав блока входит печь нагрева сырья, реактор, в котором непосредственно происходят реакции крекинга, и регенератор катализатора. Назначение регенератора - выжиг кокса, образующегося в ходе крекинга и осаждающегося на поверхности катализатора. Реактор, регенератор и узел ввода сырья связаны трубопроводами (линиями пневмотранспорта), по которым циркулирует катализатор. Наиболее удачная, хотя и не новая, отечественная технология используется на установках мощностью 2 млн. тонн в Уфе, Омске, Москве. Схема реакторно-регенераторного блока представлена на рис.44.

На рис.37 приведена фотография аналогичной установки по технологии компании ExxonMobil. Мощностей каталитического крекинга на российских НПЗ в настоящее время явно недостаточно, и именно за счёт ввода новых установок решается проблема с прогнозируемым дефицитом бензина. При реализации декларируемых нефтяными компаниями программ реконструкции НПЗ, данный вопрос полностью снимается. За последние несколько лет в Рязани и Ярославле реконструированы однотипные сильно изношенные и устаревшие установки, введенные в советский период, а в Нижнекамске построена новая. При этом использованы технологии компаний Stone&Webster и Texaco.

 

Рис.57. Схема реакторно-регенераторного блока установки каталитического крекинга

 

Сырьё с температурой 500-520°С в смеси с пылевидным катализатором движется по лифт-реактору вверх в течение 2-4 секунд и подвергается крекингу. Продукты крекинга поступают в сепаратор, расположенный сверху лифт-реактора, где завершаются химические реакции и происходит отделение катализатора, который отводится из нижней части сепаратора и самотёком поступает в регенератор, в котором при температуре 700°С осуществляется выжиг кокса. После этого восстановленный катализатор возвращается на узел ввода сырья. Давление в реакторно-регенераторном блоке близко к атмосферному. Общая высота реакторно-регенераторного блока составляет от 30 до 55 м, диаметры сепаратора и регенератора - 8 и 11 м соответственно для установки мощностью 2,0 млн тонн. Продукты крекинга уходят с верха сепаратора, охлаждаются и поступают на ректификацию. Каткрекинг может входить в состав комбинированных установок, включающих предварительную гидроочистку или легкий гидрокрекинг сырья, очистку и фракционирование газов.

Рис.58. Реакторный блок каталитического крекинга по технологии ExxonMobil.

В правой части - реактор, слева от него - регенератор

Гидрокрекинг - процесс, направленный на получение высококачественных керосиновых и дизельных дистиллятов, а также вакуумного газойля путём крекинга углеводородов исходного сырья в присутствии водорода. Одновременно с крекингом происходит очистка продуктов от серы, насыщение олефинов и ароматических соединений, что обуславливает высокие эксплуатационные и экологические характеристики получаемых топлив. Например, содержание серы в дизельном дистилляте гидрокрекинга составляет миллионные доли процента. Получаемая бензиновая фракция имеет невысокое октановое число, её тяжёлая часть может служить сырьём риформинга. Гидрокрекинг также используется в масляном производстве для получения высококачественных основ масел, близких по эксплуатационным характеристикам к синтетическим. Гамма сырья гидрокрекинга довольно широкая - прямогонный вакуумный газойль, газойли каталитического крекинга и коксования, побочные продукты маслоблока, мазут, гудрон. Установки гидрокрекинга, как правило, строятся большой единичной мощности - 3-4 млн. тонн в год по сырью. Обычно объёмов водорода, получаемых на установках риформинга, недостаточно для обеспечения гидрокрекинга, поэтому на НПЗ сооружаются отдельные установки по производству водорода путём паровой конверсии углеводородных газов. Технологические схемы принципиально схожи с установками гидроочистки - сырьё, смешанное с водородосодержащим газом (ВСГ), нагревается в печи, поступает в реактор со слоем катализатора, продукты из реактора отделяются от газов и поступают на ректификацию. Однако, реакции гидрокрекинга протекают с выделением тепла, поэтому технологической схемой предусматривается ввод в зону реакции холодного ВСГ, расходом которого регулируется температура. Гидрокрекинг - один из самых опасных процессов нефтепереработки, при выходе температурного режима из-под контроля, происходит резкий рост температуры, приводящий к взрыву реакторного блока. Аппаратурное оформление и технологический режим установок гидрокрекинга различаются в зависимости от задач, обусловленных технологической схемой конкретного НПЗ, и используемого сырья. Например, для получения малосернистого вакуумного газойля и относительно небольшого количества светлых (лёгкий гидрокрекинг), процесс ведётся при давлении до 80 атм на одном реакторе при температуре около 350°С. Для максимального выхода светлых (до 90%, в том числе до 20% бензиновой фракции на сырьё) процесс осуществляется на 2-х реакторах. При этом, продукты после первого реактора поступают в ректификационную колонну, где отгоняются полученные в результате химических реакций светлые, а остаток поступает во второй реактор, где повторно подвергается гидрокрекингу. В данном случае, при гидрокрекинге вакуумного газойля давление составляет около 180 атм, а при гидрокрекинге мазута и гудрона - более 300. Температура процесса, соответственно, варьируется от 380 до 450°С и выше. В России до последнего времени процесс гидрокрекинга не использовался, но в 2000-х годах введены мощности на заводах в Перми (рис.46), Ярославле и Уфе, на ряде заводов установки гидроочистки реконструированы под процесс лёгкого гидрокрекинга. Идёт монтаж установки в ООО "Киришинефтеоргсинтез", планируется строительство на заводах ОАО "Роснефть". Совместное строительство установок гидрокрекинга и каталитического крекинга в рамках комплексов глубокой переработки нефти представляется наиболее эффективным для производства высокооктановых бензинов и высококачественных средних дистиллятов.

 

Рис.59. Установка гидрокрекинга T-Star мощностью 3,5 млн. тонн на НПЗ "ЛУКОЙЛ-ПНОС"

Товарное производство

 

Ранее рассмотрены основные технологические процессы топливного производства, применяемые на НПЗ России. Однако, в ходе указанных процессов вырабатываются только компоненты моторных, авиационных и котельных топлив с различными показателями качества. Например, октановое число прямогонного бензина составляет около 65, риформата - 95-100, бензина коксования - 60. Другие показатели качества (например, фракционный состав, содержание серы) у компонентов также различаются. Для получения же товарных нефтепродуктов организуется смешение полученных компонентов в соответствующих емкостях НПЗ в соотношениях, которые обеспечивают нормируемые показатели качества.

Расчёт рецептуры смешения (компаундирования) компонентов осуществляется при помощи соответствующих модулей математических моделей, используемых для планирования производства по НПЗ в целом. Исходными данными для моделирования являются прогнозные остатки сырья, компонентов и товарной продукции, план реализации нефтепродуктов в разрезе ассортимента, плановый объём поставок нефти. Таким образом возможно рассчитать наиболее эффективные соотношения между компонентами при смешении.Зачастую на заводах используются устоявшиеся рецептуры смешения, которые корректируются при изменении технологической схемы.Компоненты нефтепродуктов в заданном соотношении закачиваются в ёмкость для смешения, куда также могут подаваться присадки. Полученные товарные нефтепродукты проходят контроль качества и откачиваются в соответствующие ёмкости товарно-сырьевой базы, откуда отгружаются потребителю.Основной способ доставки нефтепродуктов в России - перевозка железнодорожным транспортом. Для погрузки продукции в цистерны используются наливные эстакады. Поставки нефтепродуктов по России и на экспорт осуществляются также по системе магистральных нефтепродуктопроводов АК "Транснефтепродукт", речным и морским транспортом.

Читайте также:

lektsia.com

Предприятие (нефтеперерабатывающий завод) в оплату за переработку нефти

Предприятие (нефтеперерабатывающий завод) в оплату за выполненные работы стоимостью 246 600 руб., в том числе НДС 41 100 руб., получило 100 тонн сырой нефти, сумма акциза по которой составила 5500 руб. Нефть была переработана, а полученные в результате переработки ГСМ (40 тонн дизельного топлива и 10 тонн бензина с октановым числом ниже 80) реализованы покупателям. Фактические затраты на переработку составили 150 000 руб. Оптовая цена реализации ГСМ (без учета НДС и налога на реализацию ГСМ) составила 400 000 руб., кроме того, НДС - 80 000 руб., налог на реализацию ГСМ - 100 000 руб. Выручка от реализации для целей налогообложения определяется "по отгрузке".Полученная предприятием в оплату за переработку давальческого сырья нефть, также подлежащая переработке, принимается к бухгалтерскому учету в соответствии с п.п.5, 6 Положения по бухгалтерскому учету "Учет материально - производственных запасов" ПБУ 5/98, утвержденного Приказом Минфина России от 15.06.1998 N 25н (ред. от 24.03.2000), как приобретенное сырье в сумме фактических затрат на приобретение, за исключением налога на добавленную стоимость и иных возмещаемых налогов (кроме случаев, предусмотренных законодательством Российской Федерации). В данной ситуации суммой затрат на приобретение является стоимость переработки, в оплату за которую передается нефть. Согласно Инструкции по применению Плана счетов бухгалтерского учета финансово - хозяйственной деятельности предприятий, утвержденной Приказом Минфина СССР от 01.11.1991 N 56 (ред. от 17.02.1997), приобретенное сырье учитывается по дебету счета 10 "Материалы" в корреспонденции с кредитом счета 60 "Расчеты с поставщиками и подрядчиками".Согласно п.2 ст.7 Закона РФ от 06.12.1991 N 1992-1 (ред. от 27.05.2000) "О налоге на добавленную стоимость" сумма НДС, подлежащая внесению в бюджет, определяется в виде разницы между суммами налога, полученными от покупателей за реализованные товары (работы, услуги), и суммами НДС, фактически уплаченными поставщикам по поступившим (принятым к учету) товарам, предназначенным для продажи, и материальным ресурсам (выполненным работам, оказанным услугам), стоимость которых относится на издержки производства и обращения. Таким образом, сумму НДС по приобретенной в оплату за выполненные работы нефти предприятие имеет право принять к зачету.При передаче сырья в переработку его стоимость списывается со счета 10 "Материалы" в дебет счета 20 "Основное производство". По дебету счета 20 отражаются также фактические затраты, связанные с производством, в корреспонденции со счетами учета производственных запасов, расчетов с персоналом по оплате труда и др.Полученные в результате переработки ГСМ, предназначенные для продажи и являющиеся конечным результатом производственного процесса, учитываются в соответствии с Планом счетов на счете 40 "Готовая продукция" (пп."в" п.3 Положения по бухгалтерскому учету "Учет материально - производственных запасов" ПБУ 5/98, утвержденного Приказом Минфина России от 15.06.1998 N 25н (ред. от 24.03.2000)). Готовая продукция принимается к учету в сумме фактических затрат, связанных с ее производством (п.7 ПБУ 5/98). В рассматриваемой ситуации такими затратами являются стоимость полученной нефти и затраты на ее переработку.Реализованная покупателям продукция списывается со счета 40 в дебет счета 46 "Реализация продукции (работ, услуг). По кредиту счета 46 отражается продажная цена продукции в корреспонденции в дебетом счета 62 "Расчеты с покупателями и заказчиками".Федеральным законом от 06.12.1991 N 1993-1 (ред. от 02.01.2000) "Об акцизах" установлено, что автомобильный бензин является объектом налогообложения акцизами (косвенными налогами, включаемыми в цену продукции). Плательщиками акцизов являются предприятия, производящие и реализующие подакцизную продукцию. Пунктом 1 ст.4 Федерального закона "Об акцизах" ставка акциза на автомобильный бензин с октановым числом менее 80 установлена в размере 455 руб. на 1 тонну бензина.Пунктом 1 ст.5 Федерального закона "Об акцизах" определено, что в случае использования в качестве сырья подакцизных товаров (за исключением подакцизных видов минерального сырья), по которым на территории РФ уже был уплачен акциз, сумма акциза, подлежащая уплате по готовому подакцизному товару, уменьшается на сумму акциза, уплаченную по сырью, использованному для его производства. Таким образом, сумму акциза по нефти, использованной для производства бензина, предприятие имеет право зачесть после ее использования в производстве.Порядок отражения в бухгалтерском учете хозяйственных операций, связанных с акцизами, установлен Письмом Минфина России от 12.11.1996 N 96 "О порядке отражения в бухгалтерском учете отдельных операций, связанных с налогом на добавленную стоимость и акцизами". Суммы акцизов, уплаченные поставщикам за подакцизные товары, используемые в качестве сырья для производства подакцизных товаров, по которым засчитывается акцизный платеж, отражаются по дебету счета 19 "Налог на добавленную стоимость по приобретенным ценностям", субсчет "Акцизы по приобретенным материальным ценностям" в корреспонденции с кредитом счетов 60 "Расчеты с поставщиками и подрядчиками", 76 "Расчеты с разными дебиторами и кредиторами" и др. Суммы акцизов, фактически полученные (подлежащие получению) от покупателей (заказчиков) за реализованные им товары (работы, услуги), отражаются по кредиту счета 68 "Расчеты с бюджетом", субсчет "Расчеты по акцизам" и дебету счетов учета реализации.Суммы акцизов, фактически полученные (подлежащие получению) от покупателей за реализованные им товары (работы, услуги) и отражаемые по кредиту счета 68 "Расчеты с бюджетом", уменьшаются на суммы акцизов по материальным ценностям, учитываемым по дебету счета 19 "Налог на добавленную стоимость по приобретенным ценностям" (по соответствующему субсчету), по мере списания на производство оприходованных материальных ценностей и оплаты их поставщикам путем списания соответствующих сумм акцизов с кредита счета 19 в корреспонденции с дебетом счета 68 (п.16 Письма Минфина России N 96).В приведенной таблице использованы следующие наименования субсчетов счета 19 и счета 68: 19-1 "НДС по приобретенным ценностям", 19-2 "Акцизы по приобретенным ценностям"; 68-1 "Расчеты с бюджетом по НДС", 68-2 "Расчеты с бюджетом по акцизам".Оборот, облагаемый НДС при реализации произведенной продукции, определяется на основе стоимости реализуемых товаров исходя из применяемых цен без включения в них налога на добавленную стоимость (п.1 ст.4 Закона РФ от 06.12.1991 N 1992-1 (ред. от 27.05.2000) "О налоге на добавленную стоимость").В соответствии с п.1 Инструкции МНС России от 04.04.2000 N 59 организации, реализующие горюче - смазочные материалы (автобензин, дизельное топливо, масла дизельные, масла для карбюраторных двигателей, масла для карбюраторных и дизельных двигателей, сжатый и сжиженный газ, используемый в качестве моторного топлива), являются плательщиками налога на реализацию горюче - смазочных материалов (ГСМ). Пунктом 12 Инструкции N 59 установлено, что налог уплачивается по ставке 25%, применяемой к налогооблагаемой базе, не включающей налог с продаж, налог на добавленную стоимость (НДС) и налог на реализацию горюче - смазочных материалов. Согласно п.23 Инструкции N 59 налог на реализацию ГСМ является косвенным и суммы налога, начисляемого к уплате, исключаются из выручки от реализации ГСМ.Согласно п.п.35, 36 Инструкции МНС России N 59 налог на пользователей автомобильных дорог исчисляется по ставке 2,5 процента с суммы выручки от реализации продукции (работ, услуг). При исчислении налогооблагаемой базы в нее не включаются следующие налоги, соответствующие налогооблагаемой базе по налогу на пользователей автомобильных дорог: налог с продаж, налог на добавленную стоимость, акцизы (по организациям - изготовителям подакцизных товаров), налог на реализацию горюче - смазочных материалов (по организациям, реализующим горюче - смазочные материалы). Суммы налога на пользователей автомобильных дорог включаются в состав затрат по производству и реализации продукции, выполненным работам и предоставленным услугам тех периодов, в которые осуществлялась указанная реализация (п.44 Инструкции N 59).--------------------------T------T------T-------T----------------¬¦ Содержание операций ¦Дебет ¦Кредит¦ Сумма,¦ Первичный ¦¦ ¦ ¦ ¦ руб. ¦ документ ¦+-------------------------+------+------+-------+----------------+¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Отгрузочные ¦¦ ¦ ¦ ¦ ¦ документы ¦¦Оприходована полученная ¦ ¦ ¦ ¦ поставщика, ¦¦нефть ¦ ¦ ¦ ¦ Приходный ¦¦(245 500 - 41 100 - 5500)¦ 10 ¦ 60 ¦200 000¦ ордер ¦+-------------------------+------+------+-------+----------------+¦Отражена сумма НДС по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦полученной нефти ¦ 19-1 ¦ 60 ¦ 41 100¦ Счет-фактура ¦+-------------------------+------+------+-------+----------------+¦Отражена сумма акциза по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦полученной нефти ¦ 19-2 ¦ 60 ¦ 5 500¦ Счет-фактура ¦+-------------------------+------+------+-------+----------------+¦Стоимость полученной ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦нефти зачтена в оплату ¦ ¦ ¦ ¦ Бухгалтерская ¦¦стоимости переработки ¦ 60 ¦ 62 ¦246 600¦ справка ¦+-------------------------+------+------+-------+----------------+¦Зачтена из бюджета сумма ¦ ¦ ¦ ¦ Бухгалтерская ¦¦НДС по полученной нефти ¦ 68-1 ¦ 19-1 ¦ 41 100¦ справка ¦+-------------------------+------+------+-------+----------------+¦Отражена передача нефти ¦ ¦ ¦ ¦ Требование - ¦¦в переработку ¦ 20 ¦ 10 ¦200 000¦ накладная ¦+-------------------------+------+------+-------+----------------+¦ ¦ ¦ 02, ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦ 10, ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦ 69, ¦ ¦ ¦¦Отражены фактические ¦ ¦ 70 ¦ ¦ Бухгалтерская ¦¦затраты по переработке ¦ 20 ¦ и др.¦100 000¦ справка ¦+-------------------------+------+------+-------+----------------+¦Зачтена сумма акциза по ¦ ¦ ¦ ¦ Бухгалтерская ¦¦переработанной нефти ¦ 68-2 ¦ 19-2 ¦ 5 500¦ справка ¦+-------------------------+------+------+-------+----------------+¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Накладная на ¦¦ ¦ ¦ ¦ ¦передачу готово馦Оприходованы ГСМ, ¦ ¦ ¦ ¦ продукции в ¦¦полученные в результате ¦ ¦ ¦ ¦ места хранения,¦¦переработки нефти ¦ ¦ ¦ ¦ Бухгалтерская ¦¦(200 000 + 100 000) ¦ 40 ¦ 20 ¦300 000¦ справка-расчет ¦+-------------------------+------+------+-------+----------------+¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦Отражена реализация ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦полученных ГСМ (400 000 +¦ ¦ ¦ ¦ Накладная, ¦¦80 000 + 100 000) ¦ 62 ¦ 46 ¦580 000¦ Счет ¦+-------------------------+------+------+-------+----------------+¦Списана стоимость ¦ ¦ ¦ ¦ Бухгалтерская ¦¦реализованных ГСМ ¦ 46 ¦ 40 ¦300 000¦ справка ¦+-------------------------+------+------+-------+----------------+¦Начислен акциз по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦реализованному бензину ¦ ¦ ¦ ¦ Бухгалтерская ¦¦(10 тонн х 455 руб.) ¦ 46 ¦ 68-2 ¦ 4 550¦ справка ¦+-------------------------+------+------+-------+----------------+¦Начислен НДС с оборота по¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦реализации ГСМ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦(400 000 х 20%) ¦ 46 ¦ 68-1 ¦ 80 000¦ Счет-фактура ¦+-------------------------+------+------+-------+----------------+¦Начислен налог на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦реализацию ГСМ ¦ ¦ ¦ ¦ Бухгалтерская ¦¦(400 000 х 25%) ¦ 46 ¦ 67 ¦100 000¦ справка-расчет ¦+-------------------------+------+------+-------+----------------+¦Начислен налог на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦пользователей автодорог ¦ ¦ ¦ ¦ Бухгалтерская ¦¦((400 000 - 4550) х 2,5%)¦ 26 ¦ 67 ¦ 9 886¦ справка-расчет ¦+-------------------------+------+------+-------+----------------+¦Списаны на реализацию ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦общехозяйственные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦расходы (без учета других¦ ¦ ¦ ¦ Бухгалтерская ¦¦расходов) ¦ 46 ¦ 26 ¦ 9 886¦ справка ¦+-------------------------+------+------+-------+----------------+¦Отражен финансовый ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦результат от реализации ¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦(400 000 - 4550 - 9886 - ¦ ¦ ¦ ¦ Бухгалтерская ¦¦300 000) ¦ 46 ¦ 80 ¦ 85 564¦ справка-расчет ¦L-------------------------+------+------+-------+-----------------14.11.2000 Ю.С.Орлова

Центр исследованийпроблем налогообложенияи бухгалтерского учета

Наша организация, занимающаяся оптовой торговлей, передала на реализацию по договору комиссии партию не облагаемых НДС изделий народных промыслов признанного художественного достоинства. Учетная стоимость данной партии товара составляет 55 000 руб. По условиям договора комиссионер, участвующий в расчетах, реализует наш товар за 90 000 руб...  »
Статьи бухгалтеру »

www.lawmix.ru

Способы переработки нефти — Мегаобучалка

Нефтепереработка – многоступенчатый процесс физической и химической обработки сырой нефти, результатом которого является получение комплекса нефтепродуктов. Переработку нефти осуществляют методом перегонки, то есть физическим разделением нефти на фракции.

Различают первичные и вторичные процессы переработки нефти. К первичным процессам относится прямая (атмосферно-вакуумная) перегонка нефти, в процессе которой углеводороды нефти не подвергаются химическим превращениям. В результате вторичных процессов (крекинг, риформинг) происходит изменение структуры углеводородов в процессе химических реакций.

Первичная переработка нефти. Прямая перегонка, или разделение нефти на фракции, основана на разной температуре кипения углеводородов разной молекулярной массы и осуществляется при нормальном атмосферном давлении и температуре до 350 °С.

Перегонка нефти производится на атмосферных или атмосферно-вакуумных установках, состоящих из трубчатой печи, ректификационной колонны, теплообменников и другой аппаратуры.

Вторичная переработка нефти. Прямогонные продукты не удовлетворяют требованиям современной техники и поэтому подвергаются дальнейшей переработке. Прямогонные бензины содержат сернистые соединения, ухудшающие экологические показатели топлив, вызывающие коррозию двигателя, отравляющие катализаторы, поэтому их подвергают гидроочистке.

Гидроочистка – это термокаталитический процесс, обеспечивающий гидрирование сероорганических соединений нефти до сероводорода, который затем улавливается и отделяется. Крекинг – расщепление тяжелых углеводородов для получения дополнительного количества бензинов и дизельных топлив. Различают следующие виды крекинга:

- термический – производится при 500 - 750 °С и давлении 4 – 6 МПа, выход бензина при этом достигает 60 – 70 %.

- каталитический – производится с использованием катализаторов.

Риформинг каталитический – процесс получения высокооктановых компонентов бензинов из бензиновых и лигроиновых фракций нефти.

Алкилирование – введение в молекулы углеводородов соединений алкила. Применяется для получения высокооктановых компонентов бензина.

Классификация и показатели качества нефти.

Существует несколько классификаций нефти. В соответствии с ГОСТ Р нефть классифицируется по физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов на классы, типы, группы, виды. Признаки классификации нефти одновременно являются показателями, по которым осуществляется приемка нефти по качеству.

В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на классы 1 – 4:

1 класс – малосернистая;

2 класс – сернистая;

3 класс – высокосернистая;

4 класс – особо высокосернистая.

По плотности, а при поставке на экспорт – дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяют на пять типов:

0 тип – особо легкая;

1 тип – легкая;

2 тип – средняя;

3 тип – тяжелая;

4 тип – битуминозная.

По степени подготовки нефть подразделяют на группы 1 – 3 по таким показателям, как содержание воды, концентрация хлористых солей, давление насыщенных паров, массовая доля механических примесей.

По массовой доле сероводородов и легких меркаптанов нефть подразделяют на 2 вида.

Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. При поставке нефти на экспорт к обозначению типа добавляется индекс «э».

Технологическая классификация нефти действует в России с 1967 г. и определяет использование ее как сырья для тех или иных нефтепродуктов. По технологической классификации нефти подразделяют на:

- классы (1 – 3) – по содержанию серы;

- типы (Т1 – Т3) – по выходу светлых фракций, перегоняемых до 350 °С;

- группы (М1 – М4) – по потенциальному содержанию базовых масел;

- подгруппы (И1 – И2) – по индексу вязкости базовых масел;

- виды (П1 – П2) по содержанию парафинов в нефти.

Химическая классификацияподразделяет нефти различных месторождений по их углеводородному составу на шесть групп:

- парафиновые

- нафтеновые

- ароматические

- парафино-нафтеновые

- парафино-нафтено-ароматические

- нафтено-ароматические

 

Нефтепродукты. Виды и характеристика моторных бензинов

Ассортимент нефтеперерабатывающей промышленности насчитывает более 500 наименований газообразных, жидких и твердых нефтепродуктов в зависимости от их назначения. Нефтепродукты по назначению классифицируются на следующие группы: топлива, нефтяные масла, парафины и церезины, ароматические углеводороды, нефтяные битумы, нефтяной кокс и прочие нефтепродукты.

Топливом - горючие вещества для получения при их сжигании тепловой энергии. Практическая ценность топлива определяется количеством теплоты, выделяющейся при его полном сгорании.

Моторные бензины.

Моторные бензины предназначены для поршневых авиационных и автомобильных двигателей внутреннего сгорания с принудительным воспламенением.

Современные автомобильные и авиационные бензины должны удовлетворять следующим требованиям:

- иметь хорошую испаряемость, позволяющую получить однородную топливовоздушную смесь при любых температурах;

- иметь групповой углеводородный состав, обеспечивающий устойчивый, бездетонационный процесс сгорания на всех режимах работы двигателя; не изменять своего состава и свойств при длительном хранении;

- не оказывать вредного влияния на детали топливной системы и окружающую среду.

Автомобильные бензины используются в бензиновых двигателях внутреннего сгорания. Основные показатели качества бензинов – фракционный состав и октановое число. Фракционный состав характеризуется температурой начала кипения, температурами испарения. Октановое число является основным показателем качества бензина, характеризующим его детонационную стойкость. Детонацией - сгорание топливной смеси в цилиндре двигателя. Если марка бензина содержит буквенный индекс «И», то это значит, что октановое число данного бензина определяют исследовательским методом; если только букву «А» – моторным.

Авиационные бензины. Авиационные бензины предназначены для применения в поршневых авиационных двигателях.

Реактивные топлива предназначены для использования в современных самолетах с воздушно-реактивными двигателями.

Дизельное топливо предназначено для быстроходных дизельных и газотурбинных двигателей наземной и судовой техники

megaobuchalka.ru

РД 39-083-91 Единая система учета нефтяного газа и продуктов его переработки от скважины до потребителя

министерство Нефтяной И Газовой промышленности

единая система учета Нефтяного газа и ПРОДУКТОВ ЕГО ПЕРЕРАБОТКИ ОТ скважины ДО ПОТРЕБИТЕЛЯ

РД 39-083-91

Срок введения установлен

с 01.01.91 г.

 

разработан ВНИПИгазпереработкой Миннефтегазпрома СССР

Утвержден Миннефтегазпромом СССР

взамен РД 39-0148306-407-87

 

АННОТАЦИЯ

Руководящий документ «Единая система учета нефтяного газа и продуктов его переработки от скважин до потребителя» разработан взамен РД 39-0148306-407-87.

Трехлетняя эксплуатация, выпущенного ранее документа, показала его актуальность и работоспособность.

В то же время возникло много новых вопросов, которые требовали своего осмысливания и воплощения в нормативно-техническую документацию. Кроме того, срок действия руководящего документа ограничен.

В исправленном и дополненном РД «Единая система учета нефтяного газа и продуктов его переработки от скважин до потребителя» учтены замечания и предложения многих нефтегазодобывающих, транспортирующих и перерабатывающих организаций.

Исполнителями руководящего документа являются:

зав. сектором учета газа, ВНИПИгазпереработка, научный руководитель темы «Разработать и внедрить Единую систему учета нефтяного газа и продуктов его переработки от скважины до потребителя» Паутов Г.А., ведущий инженер сектора Козубенко Г.Я.

Настоящий руководящий документ «Единая система учета нефтяного газа и продуктов его переработки от скважин до потребителя» устанавливает порядок организации и ведения учета количества нефтяного газа и продуктов его переработки на предприятиях и организациях Министерства нефтяной и газовой промышленности, а также порядок взаиморасчетных операций с организациями и предприятиями других Министерств на коммерческих пунктах учета.

1.1. Целью разработки настоящего документа является повышение достоверности учета и организация работ по сокращению потерь нефтяного газа и продуктов его переработки.

1.2. Нефтяной газ - углеводородные газы, залегающие вместе с нефтью и добывающиеся из нефтяных месторождений вместе с ней. Объем добычи нефтяного газа зависит от объема добычи нефти и не может регулироваться независимо от добычи нефти.

1.3. Нефтяной газ, добываемый в НГДУ, реализуется другим предприятиям и может быть использован на технологические нужды (закачка в пласт, установки по подготовке нефти), на собственные нужды предприятий для получения тепловой и электрической энергии.

1.4. Нефтяной газ, в основном, направляется на газоперерабатывающие завода (ГПЗ) для переработки и получения более ценных продуктов (углеводородных фракций, сжиженных газов, газа для коммунально-бытового потребления, стабильного бензина).

1.5. Все газодобывающие, перерабатывающие и транспортирующие предприятия обязаны вести систематический учет количества получаемого, перерабатываемого, транспортируемого газа и продуктов его переработки, а также учет используемого газа на технологические и собственные нужды, потери газа, конденсата и продукции.

2.1. Измерение и учет количества нефтяного газа должен осуществляться для оценки ресурсов нефтяного газа, при коммерческих (учетно-расчетных) операциях и при оперативном управлении технологическими процессами.

2.2. Учет общего количества газа, поступающего через нефтяные скважины, должен осуществляться по сумме замеров газа на газовых линиях всех ступеней сепарации, реализуемых на промысле.

2.3. Учет количества газа, добываемого через нефтяные скважины за счет применения бескомпрессорного и компрессорного газлифта, осуществляется с зачетом объема закаченного газа.

2.4. Проект обустройства нефтяного и нефтегазового месторождения под промышленную разработку может быть принят к утверждению только при решении в нем вопросов сбора, учета и рационального использования нефтяного газа.

2.5. На разрабатываемых нефтяных месторождениях должен проводиться обязательный комплекс исследований и систематических измерении по контролю количества отбираемого газа в соответствии с оценочными ресурсами.

2.6. Текущие ресурсы нефтяного газа определяются в соответствии с РД 39-0147035-225-88 при фактических условиях добычи нефти по каждой скважине, месторождению, нефтегазодобывающему управлению и производственному объединению.

2.7. Ресурсы нефтяного газа определяет территориальный институт, осуществляющий авторский надзор за разработкой месторождения, совместно с НГДУ, эксплуатирующим разработку месторождения.

2.8. При составлении плана на предстоящий период (квартал, год) используются фактические данные за прошедший период.

Выполнение плана добычи газа определяется по фактическим данным.

2.9. Ресурсы нефтяного газа определяются непосредственным измерением по скважинам. Для периодического измерения применяют установки типа «Спутник» или другие средства и методы измерения.

2.10. Газовые факторы по объектам определяются систематически нефтегазодобывающими объединениями совместно с территориальным институтом, но не реже одного раза в год в соответствии с программой работ по контролю за разработкой и утвержденным планом-графиком.

2.11. Объемы добываемого газа систематически (не реже одного раза в месяц) контролируются службами НГДУ путем инструментальных замеров на всех узлах газоотделения пунктов сбора и сепарация (включая факельные линии).

2.12. Информация по результатам замеров предоставляется в производственные объединения для систематизации, обработки и определения уровня использования ресурсов газа.

2.13. В соответствии с плановыми ресурсами газа рассчитывается и утверждается уровень использования нефтяного газа.

2.14. Оперативный промысловый контроль ресурсов нефтяного газа, основанный на прямых инструментальных измерениях фактического расхода газа, должен выполняться в соответствии с РД 39-0148306-409-88.

3.1. Технической основой Единой системы учета нефтяного газа являются пункты учета нефтяного газа и продуктов его переработки, которые определяют характеристики системы учета.

3.2. Все пункты учета подразделяются на две категории: коммерческие и оперативные. Категория пунктов учета обосновывается технологической схемой размещения пунктов учета нефтяного газа.

3.3. Коммерческие пункты учета нефтяного газа предназначаются для измерения количества нефтяного газа в случае его поставки другим предприятиям в качестве продукта для переработки и в виде топлива.

3.4. Коммерческие пункты учета продуктов переработки нефтяного газа необходимы на газоперерабатывающих предприятиях для измерения количества вырабатываемой продукции при ее поставке сторонним потребителям.

3.5. Оперативные пункты учета нефтяного газа и продуктов его переработки предназначены для учетных операций, сведения материального баланса и управления технологическими процессами в пределах одного предприятия.

3.6. Размещение коммерческих и оперативных пунктов учета на технологических линиях проводится на основании технологической схемы размещения пунктов учета.

3.7. Пункты учета газа на трубопроводах подачи газа на технологические и собственные нужды могут быть общими.

3.8. Коммерческий и оперативный учет ведется цехами по добыче нефти и газа НГДУ, соответствующими службами КиП и автоматики, метрологии, производственно-техническими и другими отделами предприятий и объединений.

3.9. При коммерческом учете погрешность измерения объема нефтяного газа не должна превышать ±2,5 %, а при измерениях массы жидких продуктов переработки нефтяного газа погрешность не должна быть более ±1,5 %.

3.10. При определении количества газа и продуктов его переработки для оперативных целей погрешность измерения допускается ±5,0 %.

3.11. Порядок учета погрешности при взаиморасчетах должен быть включен в юридические документы, связанные с оформлением договора на поставку сырья и продукции.

4.1. Пункт учета нефтяного газа и продуктов его переработки (в дальнейшем пункт учета) являются основным технологическим узлом системы учета при сборе, транспортировке и переработке нефтяного газа.

4.2. Проектирование пунктов учета должно осуществляться на основании задания на проектирование, выданного и утвержденного заказчиком в соответствии с РД 39-0148306-422-89.

4.3. Задание на проектирование пунктов учета должно быть согласовано с генеральной проектной организацией, проектирующей объекты, в который входит пункт учета.

4.4. Проекты коммерческих пунктов учета, разработанные не базовой организацией, проходят метрологическую экспертизу в базовой организации метрологической службы - ВНИПИгазпереработке. Для типового проекта согласования не требуется.

4.5. Проект на коммерческие пункты должен представляться «заказчику» вместе с актом метрологической экспертизы, составление акта возлагается на базовую организацию метрологической службы.

4.6. Коммерческие пункты учета должны быть установлены на всех входящих и выходящих с предприятия газоконденсатных трубопроводах.

4.7. Как правило, коммерческие пункты учета газа, подаваемого в систему газопроводов, с промыслов, должны находиться в ведении нефтегазодобывающих управлений и все коммерческие операции должны производиться по результатам измерения на этих пунктах учета.

4.8. Коммерческие пункты учета газа и конденсата, поступающего на газоперерабатывающий завод, и пункты учета газа и продуктов его переработки, подаваемого с завода потребителям, должны располагаться на производственной площадке газоперерабатывающего завода, а все коммерческие операции должны проводиться по результатам измерения этих пунктов учета.

4.9. В случае выхода из эксплуатации основной линии коммерческого пункта учета нефтяного газа и продуктов его переработки в нем необходимо иметь резервную линию, аналогичную основной линии пункта учета.

4.10. Коммерческие пункты учета предприятия (объединения) аттестуются территориальными органами Госстандарта, а оперативные - метрологической службой предприятия.

4.11. Коммерческие пункты учета должны обеспечивать обязательное определение количества и качества нефтяного газа и продукции его переработки на соответствие техническим требованиям НТД.

4.12. На оперативных пунктах учета газа с малым избыточным давлением при срабатывании его на факел, количество газа определяется в соответствии с ГОСТ 8.361-79 или РД 39-0148306-405-87.

4.13. Рекомендуемый состав средств измерений на коммерческом пункте учета со стандартными сужающими устройствами, прошедших приемочные испытания или метрологическую аттестацию, следующий:

- преобразователь измерительный перепада давления,

- преобразователь измерительный абсолютного давления,

- термопреобразователь измерительный температуры,

- вторичная измерительная аппаратура,

- лабораторные анализаторы качественных характеристик нефтяного газа и его продукции.

4.14. В качестве средств измерения на оперативных пунктах учета рекомендуется устанавливать системы измерения, аналогичные п. 4.13 только о погрешностями нормируемой в п. 3.9.

4.15. Технологическая обвязка и запорная арматура этих пунктов не должна допускать неконтролируемые перепуски и утечки нефтяного газа и его продуктов.

5.1. В зависимости от потребителей нефтяной газ с промыслов должен соответствовать определенным требованиям, изложенным в договорах между поставщиком и потребителем.

5.2. При подаче газа потребителям он должен соответствовать требованиям ГОСТ 5542-87.

5.3. Поступающие и отгружаемые жидкие и твердые продукты переработки нефтяного газа должны отвечать требованиям действующих стандартов или технических условий на продукт.

5.4. Количественные и качественные показатели (физико-химические свойства) нефтяного газа и продуктов его переработки определяют совместно представители поставщика и потребителя.

5.5. Приемка газа и продуктов его переработки по качественным показателям проводится в пунктах их сдачи поставщикам.

5.6. Периодичность контроля качества определяется по согласованию поставщика и потребителя. Рекомендуется осуществлять измерение показателей качества не реже одного раза в 15 суток, а также при изменении условий работы оборудования.

5.7. При подаче газа для использования на технологические цели устанавливаются показатели качества, необходимые для ведения технологических процессов.

5.8. Лаборатория, в которой производится анализ проб газа и продуктов его переработки, должна быть аттестована в соответствии с РД 50-194-80.

5.9. Аттестацию этих лабораторий проводит комиссия с участием местных органов Госстандарта СССР и ВНИПИгазпереработки, как базовой организации по метрологии (БОМС).

5.10. По результатам определения показателей качества лабораторией предприятия составляется паспорт качества на продукцию установленной формы.

5.11. Паспорт на нефтяной газ и его продукцию оформляется по результатам анализа проб лаборатории поставщика или потребителя. Отбор проб производится в соответствии с ГОСТ 14921-78.

5.12. Прием и сдача нефтяного газа и продуктов его переработки должны осуществляться в соответствии с заключенными договорами.

5.14. Договор на поставку нефтяного газа и продуктов его переработки должен предусматривать штрафные санкции в случае отклонения их физико-химических свойств от требований НТД или нормируемых показателей качества в договоре.

6.1. Количество сухого нефтяного газа, сухой части влажного газа может быть рассчитано по формулам, приведенным в РД 50-213-80 или по алгоритму ВНИИР.

6.2. Масса жидких продуктов на коммерческих пунктах учета с сужающими устройствами определяется на основании планиметрирования картограмм в соответствии с РД 50-213-80. При этом плотность продуктов в рабочих условиях может определяться при помощи поточных плотномеров или по компонентному составу в соответствии с РД 39-0147103-307-88.

6.3. Определение массы жидких продуктов на пунктах учета с объемными счетчиками определяется по формулам:

Мж = Vж × rж,                                                        (6.1)

Vм = Vк - Vн,                                                          (6.2)

где Vж - показания вторичного прибора объемного счетчика,

Vк, Vн - конечные и начальные показания вторичного прибора,

rж - плотность жидкого продукта, определяется по РД 39-0147103-307-88.

6.4. Перепад давления на дифманометре, абсолютное давление, температура газа измеряется непрерывно, а его компонентный состав для расчета плотности определяется периодически согласно РД 59-237-89.

При влажном газе необходимо из измеренного расхода газа исключить количество паров влаги.

6.5. Для измерения количества или объема нефтяного газа, жидких и твердых продуктов его переработки могут быть применены различные методы и средства измерения как отечественного так и импортного производства (расходомеры по методу переменного перепада давления, объемные и турбинные счетчики, ультразвуковые счетчики и т.д.).

6.6. Для измерения количества твердых и жидких продуктов могут быть применены тензометрические весоизмерительные устройства, взвешивания на автомобильных весах или вагонных весах по МИ 1953-88.

6.7. При малых расходах газа применяются специальные сужающие устройства по РД 50-411-83, напорные трубки согласно ГОСТ 8.361-79 или ротационные счетчики газа типа РГ.

6.8. На неавтоматизированных пунктах учета результаты измерения параметров газового потока записываются на суточных диаграммах. Среднее значение этих параметров, используемых в расчетах, определяется по диаграммам с помощью планиметров.

6.9. На автоматизированных пунктах учета для расчета количества газа используются унифицированные выходные сигналы средств измерений перепада давлений, давления и температуры газа.

6.10. При использовании турбинных счетчиков для измерения объема жидких продуктов переработки нефтяного газа необходимо руководствоваться РД 39-5-770-82 или другими действующими нормативно-техническими документами.

7.1. На основании настоящего документа и руководства по эксплуатации средств измерений, технологического и вспомогательного оборудования, входящего в состав пункта учета, владельцем должна быть разработана «Инструкция по эксплуатации пункта учета газа и продуктов его переработки», учитывающая конкретные условия эксплуатации (приложение 1).

7.2. Отбор проб газа для определения показателей качества в установленные сроки выполняют лаборанты совместно с операторами по обслуживанию технологического оборудования.

7.3. Учет добытого нефтяного газа и продуктов его переработки по бригадам определяется как сумма объемов нефтяного газа (продуктов) по пунктам учета, находящимся на объектах, обслуживаемых бригадой.

7.4. Учет добытого нефтяного газа и продуктов его переработки по цехам определяется как сумма объемов газа (продуктов), учтенных по технологическим направлениям на пунктах учета (ДНС, КСП, ГСУ и т.д.).

7.5. При подаче газа газотранспортным предприятиям и потребителям необходимо руководствоваться «Правилами подачи газа магистральным газопроводам к потребителям», утвержденными Госснабом СССР и Госарбитражем СССР от 25 сентября 1988 г. за № 136/7.

7.6. Вопросы учета и эксплуатации пунктов учета возлагаются руководителем предприятия на соответствующую службу.

8.1. Анализ показателей качества газа и его продуктов, оформление паспортов на них осуществляет лаборатория предприятия.

8.2. К выполнению работ, связанных с измерением и учетом газа, а также его продукции, допускаются только специалисты, подготовленные к этой работе и имеющие соответствующие удостоверения.

8.3. Обслуживающим персоналом в журнал записываются фактические данные по давлению газа, его температуре, перепаду давления на сужающем устройстве и объему газа, прошедшего через пункт учета.

8.4. По данным записи в журнале по учету нефтяного газа и продуктов его переработки за каждые 5 суток 1 числа каждого месяца предприятия подтверждают прием (подачу) газа и его продукции.

8.5. Ежемесячно по результатам обсчета хозрасчетных приборов представителем владельца пункта учета составляется акт приема-сдачи, который подписывается поставщиком и потребителем (приложение 2).

8.6. Экземпляр акта остается на приемосдаточном пункте, второй - передается потребителю, два экземпляра передаются в бухгалтерию для производства денежных расчетов, из них один экземпляр остается в бухгалтерии, а второй со счетом и платежным требованием направляется потребителю.

8.7. К каждому акту приема-сдачи прилагается паспорт качества на нефтяной газ и продуктов его переработки по форме приложения 3, 4 и расчетный лист, приложение 5.

8.8. Должностные лица, ответственные за прием и сдачу, оформление и подписание приемосдаточных документов, назначаются приказом по предприятию.

8.9. Образцы подписей представителя поставщика хранятся в бухгалтерии потребителя, а представителя потребителя - в бухгалтерии поставщика.

9.1. Отпуск и расходование газа на технологические и собственные нужды (топливо) производится согласно утвержденным нормам и нормативам и предусматривается плановым балансом газа.

9.2. Приказом по предприятию назначаются ответственные лица за учет газа.

9.3. Количество отпущенного газа на технологические и собственные нужды определяется по пунктам учета и оформляется накладной. Накладная оформляется в трех экземплярах должностным лицом по учету газа и представителем службы, использующей газ.

Один экземпляр накладной передается в бухгалтерию предприятия для оприходования по цене реализации, второй остается в подразделении, отпускающем газ, для учета в исполнительном балансе, третий передается в подразделение, использующее газ.

Форма накладной приведена в приложении 6.

9.4. При отпуске газа на технологические и собственные нужды определяются только те показатели качества, которые необходимы для конкретного технологического процесса.

10.1. Технологические остатки конденсата и жидких продуктов - это минимальные объемы конденсата или жидкой продукции в аппаратах и резервуарах, необходимые для обеспечения поддержания нормального технологического режима на объектах предприятия.

10.2. Минимально допустимые («мертвые») остатки - это объемы конденсата и продуктов переработки нефтяного газа в резервуарах ниже верхней кромки приемо-раздаточного патрубка.

10.3. Технологические и минимально допустимые остатки определяются на основе утвержденных технологических карт. Изменение данных остатков в результате ввода новых и вывода из эксплуатации действующих объектов на предприятии разрешается производственным объединением на основании представленных материалов два раза в год (01.01 и 01.07.).

10.4. Количество минимально допустимых остатков конденсата и жидких продуктов определяется по выражению:

Gм = 0,785 × D2× h × r(1 - 0,01m) × kг,                                (10.1)

где: D - диаметр резервуара (емкости), м

r - плотность продукта при температуре определения, кг/м3.

h - высота от днища резервуара (емкости), до верхнего края приемо-раздаточного патрубка, м

m - содержание балласта (суммарное содержание воды, солей и механических примесей), %

kг - коэффициент, учитывающий геометрию емкости

Примечание: для вертикальных цилиндрических резервуаров kг = 1.

10.5. Уровень, определяющий величину технологических остатков конденсата и продуктов переработки газа в резервуарах, рассчитывается как сумма уровней продукта, необходимого для обеспечения бескавитационного режима работы насосов (Нб) и уровня, необходимого для обеспечения непрерывности технологического процесса (Нн).

Нт = Нб + Нн,                                                      (10.2)

10.5.1. Уровень продукта в резервуаре, необходимый для бескавитационного режима работы насосов, определяется

                                                  (10.3)

где hmin - необходимый подпор насоса по паспорту, м водяного столба,

 - относительная плотность жидкого продукта в резервуаре,

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

10.5.2. Уровень продукта (конденсата) в резервуаре, необходимый для обеспечения непрерывности технологических процессов, определяется по формуле:

                                                  (10.4)

где: Q - фактическая производительность насосов откачки, м3/ч;

t - суммарное время, необходимое для ликвидации возможных отказов в системе, ч;

D - диаметр резервуара, м.

10.6. Количество технологических остатков в резервуарах определяется, исходя из величин Нт, соответствующего ему объема жидкого продукта (Vж) по градуировочной таблице, плотности жидкости (rж) по формуле:

Gт = Vж × rж × (1 - 0,01m),                                          (10.5)

Массу балласта определяют по анализам объединенной пробы из резервуара (аппарата, трубопровода).

10.7. Количество технологических остатков жидких продуктов в технологических аппаратах определяется

= Кз × Vг × r (1 - 0,01m),                                       (10.6)

где: Vг - геометрический объем аппарата, м3

Кз - коэффициент заполнения аппаратов (буллита, емкости)

                                              (10.6а)

где: Vг.п., Vв.п. - объемы газовой и водяной подушки в аппарате, м3

10.8. Количество технологических остатков в буллитах (цистернах) определяется по следующей формуле:

= Vг × Кз × rж(1 - 0,01m)                                        (10.7)

где: Vг - геометрический объем буллита, м3

rж - плотность продукта при рабочей температуре, кг/м3.

10.9. Количество технологических и минимально допустимых остатков в резервуарах и аппаратах рассчитывается в зависимости от их геометрической формы по формулам (10.1), (10.5) - для резервуаров, (10.6) - для аппаратов, (10.7) - для буллитов или цистерн.

10.10. Общее количество технологических и минимально допустимых остатков определяется как сумма всех этих остатков.

Gоб = Gм + Gт + +                                              (10.8)

10.11. Количество технологических и минимально допустимых остатков конденсата и жидких продуктов переработки нефтяного газа, рассчитанное на 1 января и 1 июля текущего года по каждому объекту, руководители предприятий представляют в объединение не позднее 30 января и 30 июля отчетного периода.

10.12. Производственные объединения уточняют полученные данные и за подписью главного инженера представляют к 20.02. и 20.08. обобщенные данные в Миннефтегазпром.

11.1. Технологические потери нефтяного газа и продуктов его переработки - это количество газа и жидких продуктов его переработки, которое неизбежно теряется при подготовке, транспортировке, хранении и переработке, обусловленное достигнутым организационно-техническим уровнем производства.

11.2. Расчет технологических потерь нефтяного газа и продуктов его переработки для действующих предприятий проводится с учетом утвержденной технологии по РД 39-1-1213-84 и РД 39-0147103-312-86.

11.3. По каждому предприятию нормы технологических потерь нефтяного газа определяются службами производственных объединений или территориальными научно-исследовательскими (проектными) институтами.

11.4. Суммарное количество технологических потерь нефтяного газа и продуктов его переработки от скважины до потребителя подсчитывается как сумма потерь из всего оборудования, трубопроводов и резервуаров при осуществлении всех технологических операций за рассчитываемый период времени (месяц, квартал, год).

                                                      (11.1)

где: Gп - количество технологических потерь нефтяного газа и его продуктов на промысле, в трубопроводах, аппаратах и т.д., кг.

n - количество источников потерь,

 - количество потерь по источнику, объекту за рассчитываемый период времени (резервуар, продуктопровод, компрессор, колонна и т.д.), кг.

11.5. Технологические потери списываются один раз в месяц по акту на списание потерь и утверждаются главным инженером отдельно по подразделениям и в целом по предприятию. Акт на списание составляется в двух экземплярах на основе данных о фактических потерях. Один экземпляр акта передается в бухгалтерию, второй остается в подразделении.

11.6. Расчеты нормируемых потерь и учет фактических потерь осуществляются раздельно по газообразному и жидкому углеводородному сырью и продуктам. Методика расчета фактических потерь утверждается вышестоящей организацией.

11.7. В соответствии с принятой структурой нормируемых потерь предприятием учитываются потери в виде углеводородных компонентов и в виде отходов производства. Отходы производства - сбросные газы процессов очистки газа и получения серы. Извлекаемая из газа в процессе осушки влага не учитывается, так как учет сырьевого и товарного газов ведется по сухой части влажного газа согласно РД 50-213-80.

11.8. Потери жидкого продукта при хранении в товарных парках поставщика и потребителя и перекачке промежуточными насосными станциями определяются их владельцами по формуле:

= k × Q × E1, кг,                                              (11.2)

где k - коэффициент потерь,

k = 1 - при приемке всего продукта в резервуары с последующей подачей его в продуктопровод;

k = 0,3 - при перекачке насосными станциями, работающими с подключенными резервуарами,

Q - объем приема жидких продуктов в товарный парк с технологических установок или из магистрального продуктопровода в течение месяца или же перекаченного за тот же период промежуточными насосными станциями, м3

Е1 - норма естественной убыли при приемке, отпуске и хранении, кг/т, принимается согласно приложению 1 к постановлению Госснаба СССР от 8 нюня 1977г. за № 30.

11.9. Потери жидких продуктов при транспорте на линейной части продуктопровода складываются из потерь через неплотности арматуры, стравливаний газовых «шапок» из повышенных участков, при очистке продуктопровода от воды и т.д.

Потери определяются по формуле:

                                          (11.3)

где: 0,01 - переводной коэффициент для определения количества 100 километровых участков,

L - длина участка трубы, относящаяся к данному предприятию, км,

Qж - количество жидкого продукта, перекаченного за месяц по данному участку, т,

Е2 - норма естественной убыли при перекачке, кг/т на 100 км

Е2 принимается в количестве 0,3 кг на 1 т на 100 км линейной части продуктопровода.

11.10. Общие фактические потери в результате естественной убыли определяются путем вычитания количества сданного потребителям жидкого продукта из суммарного количества откачанной в продуктопровод продукции предприятия и конденсата с промыслов.

12.1. Расчет массы жидких продуктов нефтяного газа, конденсата, ШФЛУ, в линейной части продуктопровода и технологических трубопроводах проводится первого числа каждого месяца, следующего за отчетным.

12.2. Расчет массы проводится предприятиями-владельцами трубопроводов, осуществляющими перекачку. Результаты расчетов передаются в объединения.

12.3. Расчет производится без прекращения перекачки по магистральным трубопроводам, которые должны работать в постоянном режиме.

12.4. На линейную часть магистральных и технологических трубопроводов должны быть составлены градуировочные таблицы, утвержденные главным инженером предприятия.

12.5. Вместимость трубопровода определяют по градуировочной таблице. Градуировочные таблицы на линейную часть трубопровода составляются их владельцами по вместимости одного метра длины трубопровода, исходя из фактического внутреннего диаметра и длины трубопровода. В градуировочные таблицы вносят коррективы при изменении длины или диаметра трубопровода.

К таблицам прилагают схему трубопровода с указанием диаметров, толщины стенки и длины трубопровода.

12.6. Массу жидких продуктов, находящихся в линейной части магистрального продуктопровода и в технологических трубопроводах, определяют по формуле:

                                                    (12.1)

где: G - остаток жидких продуктов в линейной части, (т),

n - число участков трубопровода,

Vтр - объем участка трубопровода соответствующего диаметра и длины, определяемой по градуировочной таблице, м3

k - коэффициент, учитывающий сжатие жидких продуктов;

r - средняя плотность жидких продуктов при фактической средней температуре в продуктопроводе, т/м3.

12.6.1. Плотность жидких продуктов, находящихся в линейкой части магистрального продуктопровода, определяется по результатам подсчета среднего значения их компонентного состава, откачанного в продуктопровод в течение истекшего месяца. Усредненный компонентный состав жидких продуктов за месяц определяется как средне арифметическая сумма компонентных составов по разовым анализам, деленная на количество анализов.

В целях своевременной выдачи исходных данных по плотности жидких продуктов определение ее среднемесячного компонентного состава производится за период с 25 числа предыдущего по 25 число отчетного месяца.

12.7. Плотность жидких продуктов по среднему значению компонентного состава определяется по методике РД 39-237-89 или другим стандартизированным методом.

12.8. Температуру в начале и конце участков владельцы трубопровода определяют по показанию термометров или других стационарных датчиков температур и усредняют.

12.9. Значение коэффициента k в зависимости от давления в продуктопроводе принимается по справочным данным.

12.10. Давление продукта, находящегося в продуктопроводе определяется владельцем как среднее значение давлений вначале и конце участка трубопровода, замеренных с помощью стационарных датчиков.

12.11. При расчете массы жидких продуктов в трубопроводах, определения значения плотности, определения потерь при наливе, ремонтных работах и т.д. необходимо пользоваться также РД 39-0147103-307-88.

13.1. Инвентаризацию нефтяного газа и продуктов его переработки проводят с целью контроля за сохранностью путем сверки фактического наличия с данными бухгалтерского учета.

13.2. Инвентаризации подлежит весь нефтяной газ, находящийся в трубопроводах и емкостях, а также продукты его переработки в емкостях (товарных, буферных, технологических, аварийных), технологических аппаратах и т.д.

13.3. При инвентаризации учитываются остатки технологические, минимально допустимые и товарные. Товарный остаток рассчитывается как разница между общим количеством остатка в резервуарах и суммой технологических и минимально допустимых остатков

                                        (13.1)

13.4. Товарные остатки - это количество продукции в резервуарах, которое без ущерба для технологического процесса сбора, транспортировки и переработки может быть откачано из резервуаров.

13.5. Учет остатков осуществляется путем замера фактических остатков газа и продуктов его переработки на всех объектах от скважины до потребителя (включая газоперерабатывающие заводы).

13.6. Для снятия фактических (натурных) остатков на начало месяца приказом по предприятию (НГДУ, ГПЗ, УМН) создаются на объектах постоянно действующие комиссии. В состав комиссии входят начальник объекта (цеха, участка, промысла), бухгалтер, техник по учету продукции, начальник лаборатории, оператор (лаборант) и представитель предприятия,

13.7. Инвентаризацию проводят согласно приказу руководителя предприятия.

13.8. Инвентаризация проводится без прекращения перекачки нефтяного газа и его продукции по трубопроводам, без прекращения работы непрерывных технологических процессов.

13.9. Результаты снятия натурных остатков в буферных, сырьевых и товарных резервуарах оформляются актами. Остатки жидкой продукции в технологических резервуарах, трубопроводах, аппаратах определяются расчетным путем в соответствии с разделом 10 настоящего руководящего документа.

Остатки нефтяного газа в трубопроводах и аппаратах в рабочих условиях определяются по геометрической вместимости участка трубопровода, аппарата и т.д.

13.10. Для проведения инвентаризации на предприятии приказом по предприятию создается постоянная комиссия из числа работников предприятия, возглавляемая заместителем руководителя предприятия, с обязательным участием бухгалтера.

13.11. Руководитель предприятия и главный бухгалтер несут персональную ответственность за своевременное и правильное проведение инвентаризации. Результаты проведения инвентаризации в обязательном порядке оформляются актом.

13.12. По результатам инвентаризации каждое предприятие составляет сводную ведомость, которую вместе с приложениями (актами по инвентаризации) в 2 экз. с предложениями и мероприятиями представляет в вышестоящую организацию.

13.13. Для выявления результатов инвентаризации нефтяного газа и продуктов его переработки бухгалтерия предприятия составляет сличительные ведомости. Сличительные ведомости составляются согласно основным положениям по инвентаризации основных средств, товарно-материальных ценностей, денежных средств и расчетов, приведенных в приложении к письму Министерства финансов СССР от 30 декабря 1982 г. № 179.

13.14. Инвентаризационная комиссия предприятия (объединения) рассматривает результаты проведенной инвентаризации. Свои замечания, предложения и решения отражает в протоколе инвентаризации. Протокол заседания инвентаризационной комиссии утверждает руководитель предприятия.

13.15. Предприятия (нефтегазодобывающие управления и газоперерабатывающие заводы) на основе данных инвентаризации, остатков нефтяного газа и продуктов его переработки (газового конденсата, ШФЛУ, бензина и т.д.), расходных документов на прием, сдачу и отпуск нефтяного газа и его продуктов, а также газового конденсата, актов на списание технологических потерь составляют баланс за отчетный период в трех экземплярах за подписью руководителя и главного бухгалтера - один в бухгалтерию (со всеми приложениями), второй - в плановый отдел, третий - в объединение.

13.16. Производственные нефтегазодобывающие объединения анализируют полученные от предприятий балансы, составляют сводный материальный баланс и представляют его за подписью руководителя и гл. бухгалтера в ГИВЦ.

13.17. До 8 числа следующего, за отчетным периодом НГДУ и ГПЗ направляют в объединения уточненные исполнительные балансы, подписанные руководителем и гл. бухгалтером предприятия.

13.18. Формы документов при инвентаризации нефтяного газа и жидких продуктов принимаются аналогичными приведенным в РД 39-30-1024-84.

14.1. Каждое нефтегазодобывающее газотранспортное и газоперерабатывающее предприятие согласно приказу руководителя на 1 число составляют исполнительный баланс нефтяного газа и продуктов его переработки.

14.2. В исполнительном балансе указывается приход газа по источникам, расход по потребителям и остаток в газопроводах, емкостях и технологических аппаратах.

14.3. В нефтегазодобывающем предприятии за приход нефтяного газа принимается рабочий объем газа, рассчитываемый по газовому фактору. Для газотранспортных и газоперерабатывающих предприятий за приход считается фактический объем нефтяного газа и жидких углеводородов, принятых от нефтегазодобывающих и других предприятий.

14.4. В расход нефтяного газа, жидких и твердых продуктов его переработки включаются поставки газа, жидких и твердых продуктов потребителям, расход нефтяного газа на технологические и собственные нужды, а также технологические потери.

14.5. Остаток нефтяного газа и жидких продуктов в трубопроводах, емкостях и аппаратах включается в приход материального баланса.

14.6. На пунктах учета газообразные продукты измеряются в объемных единицах, жидкие и твердые продукты в массовых единицах, при составлении баланса количества этих продуктов необходимо привести к единицам массы. Количество газообразных продуктов в объемных единицах приводят к единицам массы путем умножения объема газа при нормальных условиях на его плотность.

14.7. Исполнительный материальный баланс предприятия составляется из суммарного количества всех входящих и выходящих потоков, расхода газа на собственные нужды, технологических потерь, остатков жидких продуктов и т.п. В общем случае баланс может быть выражен следующей формулой

                     (14.1)

где:  - соответственно суммарное количество нефтяного газа и жидких углеводородов, поступающих на предприятие, определяется на пунктах учета в соответствии с разделом 6 настоящих РД,

 - суммарный остаток газообразных и жидких углеводородов за отчетный период, определяется по разделу 10

 - соответственно суммарное количество газообразных и жидких продуктов, отпускаемых с предприятия, определяется на пунктах учета в соответствии с разделом 6,

 - суммарное количество газообразных и жидких углеводородов, расходуемых на собственные нужды предприятия, определяется по разделу 9,

 - суммарное количество технологических потерь, определяется по разделу 11,

 - суммарное количество технологических и «мертвых» остатков конденсата и жидких продуктов и суммарное количество жидких продуктов в трубопроводах, определяется по разделу 10 и 12,

 - суммарное количество газа, направляемого на факельные линии, рассчитывается в соответствии с РД 39-0148306-405-87,

Gр - расхождение между приходной и расходной частями баланса за счет погрешностей учета.

Индексы «п» и р» означают составные элементы приходной и расходной частей баланса.

14.8. Расхождение между приходной и расходной частями баланса (дебаланс) не должно превышать предела допускаемой погрешности определения количества газа.

Если приходные и расходные части баланса определяются измерением с разной погрешностью, то при определении нормы расхождения принимают больший предел допускаемой погрешности измерения количества нефтяного газа или его продуктов.

Если приходная или расходная части исполнительного баланса определяются сложением результатов измерений разными методами, имеющими разные пределы допускаемой погрешности измерения, определяется средняя величина предела допускаемой погрешности по формуле:

                                          (14.2)

где:  - количество нефтяного газа, измеренное методами, имеющие пределы допускаемой погрешности, соответственно

14.9. В случаях, когда величина дебаланса не превышает предельных величин, указанных в п.п. 3.8 и 3.9, участие в конфликтных ситуациях Госарбитража не целесообразно.

15.1. Метрологическое обеспечение средств измерения единой системы учета нефтяного газа и продуктов его переработки осуществляется в соответствии с действующими НТД (см. приложение 7).

15.2. На пунктах учета должны применяться средства измерений, прошедшие приемочные испытания в соответствии с ГОСТ 8.001-80 и ГОСТ 8.383-80, а также сродства измерений, прошедшие метрологическую аттестацию.

15.3. Средства измерений, входящие в состав коммерческого пункта учета, должны проходить метрологическую аттестацию перед вводом в эксплуатацию и периодические поверки территориальными органами Госстандарта и находиться под постоянным контролем со стороны метрологической службы Миннефтегазпрома.

15.4. Средства измерений, входящие в пункты учета, подлежат периодическим поверкам в соответствии с ГОСТ 8.513-84 и другими НТД на конкретные средства измерения.

15.6. Для каждого пункта учета должен быть составлен и утвержден график аттестации и периодической поверки средств измерений.

15.7. При возникновении спорных вопросов, связанных с неисправностью средств измерений, входящих в состав коммерческих пунктов учета и пригодностью их к применению, по требованию одной из сторон проводится внеочередная поверка.

16.1. Техническое обслуживание - комплекс операций по поддержанию работоспособности пунктов учета при использовании по назначению и при нахождении в резерве (включая периодическую наладку, текущий и средний ремонты).

Капитальный ремонт - комплекс операций, выполняемых для восстановления исправности, работоспособности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса средств измерений и оборудования с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые.

16.2. Техническое обслуживание и капитальный ремонт коммерческих пунктов учета проводит владелец пункта учета (заказчик), либо совместно владелец и специализированная организация (подрядчик). Прием-передача пункта учета на техническое обслуживание осуществляется в порядке, указанном в табл. 16.1.

Таблица 16.1

Перечень выполняемых работ при передаче пункта учета на техобслуживание

№ п.п.

Наименование мероприятий

Содержание мероприятий

Исполнители

1

2

3

4

1.

Издание совместного приказ о приеме и передаче пунктов учета на техническое обслуживание

1. Приказ устанавливает дату начала обслуживания каждого пункта учета

1. Руководители предприятий заказчика и подрядчика

2.

Заключение договора на техническое обслуживание пунктов учета

2. Оформление договора

-»-

3.

Составление акта о приеме-передаче пунктов учета на техническое обслуживание

3. Представление на утверждение руководителям предприятий актов о приеме-передаче пункта учета на техническое обслуживание

3. Комиссия из представителей предприятий заказчика и подрядчика

16.3. Коммерческие пункты учета передаются и принимаются на техническое обслуживание при соблюдении следующих условий:

- исправности пункта учета,

- наличии проектной документации, прошедшей метрологическую экспертизу в соответствии с РД 39-0148306-422-89,

- наличия акта ввода пункта учета в промышленную эксплуатацию.

16.4. Установлены следующие виды технического обслуживания:

- ежедневное (ТО-Е), ежемесячное (TO-1), ежеквартальное (ТО-2),

- ежегодное (ТО-3).

16.5. Заказчик выполняет ежедневное, ежемесячное, ежеквартальное, ежегодное техническое обслуживание, устраняет отказы и проводит капитальный ремонт технологического и электротехнического оборудования, входящего в состав пункта учета.

16.6. Подрядчик выполняет ежемесячное, ежеквартальное, ежегодное техническое обслуживание, устраняет отказы и проводит капитальный ремонт средств измерений, входящих в состав пункта учета согласно табл. 16.2.

Таблица 16.2

Состав работ, выполняемых заказчиком и подрядчиком

Вид технического обслуживания

Работы, выполняемые подрядчиком

Работы, выполняемые заказчиком

1

2

3

Ежедневное техническое обслуживание (ТО-Е)

 

1. Внешний осмотр технологического и электротехнического оборудования, средств измерений, кабельных линий, защитного заземления, проверка наличия и целостности действующих пломб и клемм, проверка герметичности фланцевых и резьбовых соединений, запорной арматуры, выводов кабельных линий

2. Выполнение работ, предусмотренных инструкцией по эксплуатации пункта учета

 

 

3. Заполнение журнала ежедневного обслуживания

Ежемесячное техническое

1. Анализ журнала ежедневного обслуживания

1. Анализ журнала ежедневного обслуживания

обслуживание (TO-1)

2. Внешний осмотр и контроль работоспособности (при необходимости регулировка и настройка) средств измерений, контрольных кабелей, проверка наличия и целостности клейм и проб на средствах измерений

2. Внешний осмотр технологического оборудования (проводится в объеме ТО-Е)

3. Проверка надежности сцепления и работоспособности запорной арматуры, трубопроводов, клеммных коробок, электроприводов и другого

 

3. Контроль рабочих расходомеров по контрольному (для сжиженных газов)

технологического и электротехнического оборудования (при необходимости проведения

 

4. Контроль вторичной аппаратуры

профилактических работ)

 

5. Проверка выходных сигналов на устройство телемеханики

4. Заполнение документации по техническому обслуживанию

 

6. Оценочная проверка показаний приборов качества

 

 

7. Заполнение документации по техническому обслуживанию

 

Ежеквартальное техническое

1. Выполнение работ в объеме TO-1

1. Выполнение работ в объеме TO-1

2. Снятие и установка контрольного

обслуживание (ТО-2)

2. Обслуживание контактных соединений

расходомера (по необходимости) с оформлением двухстороннего акта

 

3. Подготовка и сдача на госповерку контрольного расходомера (для пунктов учета сжиженных газов)

3. Регулировка концевых выключателей электроприводов

4. Заполнение документации по техническому обслуживанию

 

4. Ревизия автоматического пробоотборника

 

 

5. Снятие, чистка отложений и загрязнений приборов качества

 

 

6. Заполнение документации по техническому обслуживанию

 

Ежегодное

1. Выполнение работ в объеме ТО-2

1. Выполнение работ в объеме ТО-2

техническое обслуживание (ТО-3)

2. Ревизия и измерение сопротивления изоляции контрольных кабелей с оформлением соответствующих документов согласно ПТБ и ПУЭ

2. Снятие и установка расходомеров с оформлением двухстороннего акта

3. Ревизия и измерение сопротивления изоляции силовых кабелей и контуров заземления с составлением

 

3. Ревизия, наладка, подготовка и предъявление на госповерку средств измерений

соответствующих документов согласно ПТБ и ПУЭ

 

4. Комплексная проверка работоспособности пункта учета

4. Ревизия и проведение профилактических работ технологического и электротехнического оборудования

 

5. Определение суммарной погрешности и оформление свидетельства (совместно с представителем Госстандарта)

5. Заполнение документации по техническому обслуживанию

 

6. Заполнение документации по техническому обслуживанию

1. Капитальный ремонт технологического и электротехнического оборудования силовых кабелей

Капитальный ремонт (КР)

1. Капитальный ремонт средств измерений, автоматического пробоотборника, контрольных кабелей.

2. Заполнение документации по капитальному ремонту

 

2. Предъявление на госповерку после капитального ремонта средств измерений

 

 

3. Заполнение документации по капитальному ремонту

 

___________

* Состав работ по капитальному ремонту средств измерений и оборудования пункта учета определяют по дефектной ведомости

16.7. Взаимоотношения и ответственность сторон при обслуживании определяются настоящим документом и договором.

16.7.1. Заказчик обеспечивает:

- обслуживание технологического и электротехнического оборудования пункта учета согласно перечню работ, приведенному в таблице 16.2,

- соблюдение графиков технического обслуживания пунктов учета,

- сохранность средств измерений и оборудования, принадлежащих подрядчику, а также НТД по техническому обслуживанию и метрологическому обеспечению пункта учета,

- демонтаж и монтаж расходомеров и сужающих устройств.

16.7.2. Подрядчик обеспечивает:

- обслуживание средств измерений, входящих в состав пункта учета, согласно перечню работ, приведенному в таблице 16.2,

- соблюдение графиков технического обслуживания пункта учета,

- выдачу заключений о необходимости капитального ремонта средств измерений,

- ремонт отказавших средств измерений с использованием собственного обменного фонда и запасных частей.

16.8. График технического обслуживания коммерческих пунктов учета составляют совместно заказчик и подрядчик на основании графика госповерки средств измерений. График является неотъемлемой частью договора.

16.9. Взаимные претензии заказчика и подрядчика, возникающие в связи с невыполнением договорных обязательств, рассматриваются в установленном законодательством порядке. Претензии заказчика по качеству выполнения технического обслуживания должны быть рассмотрены подрядчиком в трехдневный срок.

16.10. Другие вопросы взаимоотношения сторон, не предусмотренные настоящим документом, определяются сторонами при заключении договора в соответствии с действующим законодательством.

17.1. Материальная ответственность руководителей, их заместителей, главных бухгалтеров, руководителей структурных подразделений и служб за ущерб, причиненный неправильной постановкой учета или его отсутствием, устанавливается действующим законодательством.

17.2. Работники, оформленные приказом по предприятию и осуществляющие учетные операции, несут ответственность за достоверность учета нефтяного газа и продуктов его переработки в соответствии с действующим законодательством и должностными инструкциями, утвержденными в установленном порядке.

 

 

 

 

утверждаю

 

 

Руководитель предприятия

_______________________

«___» __________ 19 __ г.

 

 

Инструкция по эксплуатации пункта учета нефтяного газа и продуктов его переработки должна состоять из следующих разделов.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Назначение и область применения инструкции (номер и местонахождение пункта учета, на который распространяется данная инструкция). Это может быть группа пунктов учета, расположенных на одной площадке.

2. Назначение пункта учета (оперативный, коммерческий). Указать предприятия, между которыми производятся приемо-сдаточные операции.

3. Состав пункта учета.

Перечислить входящие в состав пункта учета средства измерения, перечень вспомогательного оборудования.

4. Описание схемы пункта учета.

4.1. Привести технологическую схему пункта учета, описать технологию движения газа и его продуктов, измерения их количества и параметров качества на пункте учета. Привести перечень номеров запорной арматуры, которые должны быть проверены на герметичность и опломбированы при нормальной работе пункта учета нефтяного газа и его продуктов.

4.2. Привести структурную схему средств измерения автоматизации пункта учета и ее описание.

4.3. Привести развернутую схему учета нефтяного газа (продукции) и ее описание. Перечислить номера запорной арматуры на объектах сбора, транспорта и переработки нефтяного газа, которые должны быть проверены на герметичность и опломбированы в целях достижения достоверных учетных операций, предупреждения возможных перетоков.

5. Эксплуатация пункта учета

5.1. Перечень работ, выполняемых оперативным персоналом при обслуживании пункта учета (внешний осмотр средств измерений и вспомогательного оборудования). Устранение мелких неисправностей, контроль за технологическими параметрами режима работы пункта учета нефтяного газа и его продуктов.

5.2. Перечислить технологические параметры, подлежащие контролю: расход, давление, перепад давления, температуру, показания плотномера, влагомера, хроматографа.

5.3. Действия оперативного персонала при регулировании диапазона расхода (Q = 100 % и Q = 30 %).

5.3.1. Указать пределы рабочего диапазона пункта учета, согласованного с покупателем - продавцом с учетом конкретных условий и опыта эксплуатации.

5.3.2. Подробно описать действия операторов по обеспечению режима работы пункта учета нефтяного газа в пределах рабочего диапазона.

5.3.3. Действия операторов по поддержанию давления на входе и выходе пункта учета.

5.4. Периодичность контроля и регистрации технологических параметров, перечисленных в п. 5.2.

5.5. Способ, периодичность отбора проб газа жидких углеводородов, место и способ проведения анализов.

5.6. Порядок записи технологических параметров, результатов измерения и ведения технической документации на пункте учета. Режимный лист (для оперативного персонала). Журнал эксплуатации пункта учета.

5.7. Перечень нормативно-технической документации, обязательной у владельца пункта учета.

6. Пломбирование

6.1. Места установки поверительных клейм и пломб должны быть определены согласно требований существующей нормативно-технической документации.

6.2. Указать место пломбирования запорной арматуры, СИ и предприятие, осуществляющее пломбирование задвижек и СИ.

6.3. При сдаче и приемке каждой смены ответственные представители принимающей - сдающей стороны должны проверить сохранность доверительных клейм, пломб и сделать соответствующую отметку в эксплуатационном журнале.

7. Эксплуатация пункта учета при нарушении нормального режима работы.

7.1. Привести перечень отказов, при которых операторы должныотключать измерительную линию и включить резервную.

7.2. Порядок действия оператора при переходе на резервную линию.

7.3. Привести перечень отказов, при которых эксплуатация пунктов учета продолжается при одновременном ремонте и описать порядок действий оператора.

7.4. Перечень ситуаций, при которых пункт учета должен быть отключен полностью и осуществлен переход на резервную схему учета.

8. Требования к квалификации и составу обслуживающего персонала пункта учета

9. Требования техники безопасности

10. Обязанности обслуживающего персонала

11. Взаимоотношения обслуживающего персонала с организацией, производящей техническое обслуживание.

Начальник службы КИП ___________________

подпись

Начальник технологической службы ___________________

подпись

Ответственные исполнители ___________________

подпись

за «___» _________ 19___ г.

 

______________________

НГДУ, объединение

Представитель ____________ действующий на основании доверенности № ___ от «__» _________ 199__ г. с одной стороны, и представитель __________________ действующий на основании доверенности № ___ от «__» _________ 199 __ г. с другой стороны составили настоящий акт, в том, что первый сдал, а второй принял по пункту учета _____________ нефтяной газ _____________________________________________

количество м3 цифрами и прописью

настоящий акт с прилагаемым паспортом качества № ____ от «__» _________ 199 __ г.

и расчетным листом № ______ г. от «__» _________ 199__ г. является основанием для денежных расчетов.

Сдал ____________________ ________________________ ______________________

должность                                     Ф. И. О.                                             подпись

Принял _______________________ ______________________ ____________________

должность                                     Ф. И. О.                                       подпись

__________________________________________________________________________

Наименование пункта приема-сдачи (узла учета)

1. Отбор проб произведен __________________________________________________

наименование организации

2. Условия и параметры газа при отборе проб _________________________________

3. Место отбора проб газа __________________________________________________

4. Организация производившая анализ газа ___________________________________

5. Метод и средств анализа ________________________________________________

6. Результаты анализа _____________________________________________________

Компоненты мол. доля, % массовая доля, %

Метан СН4

Этан С2Н4

Пропан С3Н8

Изобутан С4Н10

К-бутан С4Н10

Изо-пентан С6Н12

К-пентан С6Н12

Сумма гексанов С6Н14

Молекулярная масса ______________________________________________________

Плотность при 20 °С и при 0,1013 МПа ______________________________________

Влажность при рабочих условиях ___________________________________________

Содержание: h3S ________________, СО2 ________________, N2 _________________

Теплотворная способность при 20 °С и 0,1013 МПа ____________________________

Начальник лаборатории ________________________ ___________________________

Ф. И. О.                                             подпись

Анализ производили: ________________________ _____________________________

«___» __________ 1990 г.

Наименование показателей

Показатель качества

НТД

по НТД

фактически

(пример)

1. Углеводородный состав, % по массе

 

 

 

- сумма углеводородов С1 - С2 не более

3

-

ТУ 38.101.524-83

- пропан не менее

15

30

 

- сумма углеводородов С4 - С5 не менее

45

60

 

- сумма углеводородов С6+В не более

11

10

 

2. Содержание сероводорода и меркаптановой серы % по массе не более

0,025

0,02

 

в т. ч. сероводорода, не более

0,003

0,002

 

3. Содержание взвешенной воды

отс.

отс.

 

4. Содержание щелочи

отс.

отс.

 

5. Внешний вид

бесцветная прозрачная жидкость

 

6. Удельный вес при температуре 20 °С, в кг/м3

-

560

 

Марка ШФЛУ «А»

 

 

 

Начальник лаборатории _____________________________________

Лаборант _________________________________________________

определения количества за «__» ________ 199 г.

___________________________________________________________________________

Среднее значение                                                  Шифр измерительных линий

_________________________

Линия А и т.д.

_________________________

Расчетное управление

_________________________

Результаты расчетов

Ри, Па

- среднее избыточное давление

Рб, Па

- барометрическое давление

P, Па

- абсолютное давление

t, °С

- средняя температура газа

Т = 273,15 + t, К

- абсолютная температура газа

r, кг/м3

- плотность газа при нормальных условиях

k

- коэффициент сжимаемости, планометрическое число

kr

- поправочный коэффициент на плотность

- поправочный коэффициент на влажность

kРТ

- поправочный коэффициент на давление и температуру

ka

- поправочный коэффициент на расширение

Qн, тыс. м3/сут. - суточный объем газа

Суммарное за сутки количество газа ___________________________________ м3/сут.

Обработку диаграмм и расчет выполнил ______________________________________

подпись

«__» ________________ 199 г. Проверил ___________________________

подпись

«___» _________199 г.

Кому ____________________________________________________________________

наименование подразделения получателя

Через кого _______________________________________________________________

должность, Ф. И. О.

Основание ___________________________________________________________________________

Количество газа, тыс. м3

План за тыс. м3/руб.

Сумма, руб.

Подлежит отпустить

отпущено

1

2

3

4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Отпуск разрешил

Рук. предприятия

 

Гл. (ст.) бухгалтер

Отпустил

Получил

 

«__» ________ 199 г.

 

1. ГОСТ 8.001-80. Организация и порядок проведения государственных испытаний средств измерений.

2. ГОСТ 8.513-84. Проверка средств измерений. Организация и порядок проведения.

3. ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема.

4. ГОСТ 5542-87. Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия.

5. ГОСТ 8.383-80. Государственные испытания средств измерений. Основные положения.

6. ГОСТ 17310-86. Газы. Пикнометрический метод определения плотности.

7. ГОСТ 17921-78. Газы углеводородные сжиженные. Метод отбора проб.

8. ГОСТ 23781-83. Газы горючие природные. Хроматографический метод определения компонентного состава.

9. ГОСТ 26969-86. Диафрагмы для измерения жидкостей и газов стандартные. Технические условия.

10. ГОСТ 8.361-79. Расход жидкости и газа. Методика выполнения измерений по скорости в одной точке сечения трубы.

11. ОСТ 39-237-89. Отраслевая система единства измерений. Метод определения углеводородного и неорганического состава нефтяного газа.

12. РД 50-213-80. Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными устройствами.

13. РД 39-5-770-82. Инструкция по определению количества нефти на автоматизированных узлах учета нефти с турбинными счетчиками при учетно-расчетных операциях.

14. РД 50-411-83. Методические указания. Расход жидкости и газов. Методика выполнения измерений с помощью специальных устройств.

15. РД 39-0148311-505-86. Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов.

16. РД 39-0147035-225-88 «Инструкция по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр».

17. РД 50-194-80. Методические указания. Аттестация аналитических лабораторий, предприятий и организаций. Общие положения.

18. РД 39-0147103-344-86. Правила технологической эксплуатации системы сбора и внутрипромыслового транспорта нефти и газа.

19. РД 39-0147103-307-89. Временная инструкция по учету ШФЛУ на продуктопроводе «Западная Сибирь-Урало-Поволжъе».

20. РД 39-0148306-405-87. Методика измерения расхода концевых ступеней сепарации.

21. РД 39-1-1213-84. Методические указания по определению технологических потерь нефтяного газа при сборе, подготовке и внутрипромысловом транспортировании.

22. РД 39-30-1024-84. Инструкция по учету нефти на магистральных нефтепроводах.

23. РД 39-0148306-422-89. Руководство по проектированию газоизмерительных пунктов для систем учета нефтяного газа.

24. РД 39-0148306-413-88. Методика расчета неорганизованных выбросов газоперерабатывающих установок.

25. РД 39-4701482-224-88. Методика учета газа, добываемого через нефтяные скважины при разработке нефтяных и газонефтяных залежей с применением газовых и газоводяных методов повышения нефтеотдачи и бескомпрессорного газлифта.

26. РД 39-0148306-409-88. Методика оперативного промыслового контроля ресурсов нефтяного газа, извлекаемого из недр.

27. МИ 1325-86. Методические указания. Метрологическая экспертиза конструкторской и технологической документации. Основные положения и задачи.

28. Методика расчета норм потерь газообразного и жидкого углеводородного сырья на объектах газопереработки Миннефтепрома, ВНИПИгазпереработка. 1989 г.

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

files.stroyinf.ru


Смотрите также