حدیث روز
امام علی (ع) می فرماید : هر کس از خود بدگویی و انتقاد کند٬ خود را اصلاح کرده و هر کس خودستایی نماید٬ پس به تحقیق خویش را تباه نموده است.

افزونه جلالی را نصب کنید. Friday, 29 March , 2024 ساعت تعداد کل نوشته ها : 17810 تعداد نوشته های امروز : 0 تعداد اعضا : 3 تعداد دیدگاهها : 19×
۲۰ اسفند ۱۴۰۱ - ۸:۰۴
شناسه : 38734

اصلاح آیین نامه اجرایی بند ( 4 ) ماده واحده قانون بودجه سال 1389 کل کشورمصوب 1389,04,30 نظر به اینکه متن زیر به عنوان ماده (12‏) تصمیم نامه شماره 45355/44676 ‏مورخ 1389/4/16 ‏که بر اساس طرح پیش نویس پیشنهادی تنظیم و ابلاغ شده است، تحریر نشده است، لذا مراتب برای اصلاح اعلام می شود:«ماده 12 […]

پ
پ

اصلاح آیین نامه اجرایی بند ( 4 ) ماده واحده قانون بودجه سال 1389 کل کشور
مصوب 1389,04,30

نظر به اینکه متن زیر به عنوان ماده (12‏) تصمیم نامه شماره 45355/44676 ‏مورخ 1389/4/16 ‏که بر اساس طرح پیش نویس پیشنهادی تنظیم و ابلاغ شده است، تحریر نشده است، لذا مراتب برای اصلاح اعلام می شود:
«ماده 12 ‏- وزارت نفت به نمایندگی از سوی دولت جمهوری اسلامی ایران نسبت به انعقاد ‏قرارداد با شرکت ملی نفت ایران به شرح متن پیوست و ضمایم آن که تأیید شده به مهر«دفتر هیأت دولت» است، اقدام نماید.»

مجید دوستعلی


قرارداد
مربوط به
‏اجرای مفاد جزء «ح» بند (4) ماده واحده قانون بودجه سال 389 ‏ا کل کشور
منعقده بین
‏وزارت نفت به نمایندگی از طرف دولت جمهوری اسلامی ایران
و
شرکت ملی نفت ایران

فهرست مندرجات
‏-مقدمه قرارداد
-فصل اول : تعاریف وکلیات
‏-فصل دوم – تعهدات شرکت
-فصل سوم – ‏سایر موارد

بسمه تعالی››
قرارداد
دراجرای مقررات جزء «ح» بند (4) ماده واحده قانون بودجه سال 1389 کل کشور، این قرارداد بین وزارت نفت به نمایندگی از طرف دولت جمهوری اسلامی ایران از یک سو و شرکت ملی نفت ایران، از سوی دیگر به شرح زیر منعقد می شود:

فصل اول – تعاریف و کلیات

ماده 1– تعاریف واصطلاحات
‏عبارات و اصطلاحات بکار برده شده دراین قرارداد به شرح ذیل می باشد:
قرارداد : به معنای سند حاضر می باشد .
دولت : به معنای دولت جمهوری اسلامی ایران می باشد.
وزارت نفت : به معنای وزارت نفت جمهوری اسلامی ایران می باشد.
شرکت : به معنای شرکت ملی نفت ایران و شرکت های تابعه و وابسته به آ‏ن می باشد.
بانک مرکزی : به معنای بانک مرکزی جمهوری اسلامی ایران می باشد .
خزانه : به معنای خزانه داری کل کشور می باشد.
بند (4): به معنای بند (4) ماده واحده قانون بودجه سال 1389 ‏ کل کشور می باشد.
نفت تولیدی: عبارت است از نفت خام و میعانات گازی تولیدی از کلیه میدان های نفتی و گازی کشور توسط شرکت ‏ملی نفت ایران و شرکت های تابعه و وابسته به آن و نیز نفت خام و میعانات گازی تولیدی از میدان های نفتی و گازی ناشی از عملیات پیمانکاران طرف قرارداد با آنها.
‏نفت خام : عبارتست از هیدروکربورهای مایعی که پس از استخراج سیالات مخزنی از مید ان های نفتی وتفکیک آب و گاز ‏حاصل می شود.
‏میعانات گازی: عبارت است از هیدروکربورهای مایعی که پس از استخراج سیالات مخزنی از میدان های گازی و تفکیک آب و گاز در پالایشگاه های گازی فراورش و تولید می گردد.
گاز خام تولیدی: عبارت است از هیدروکربورهای گازی که از میدان های گازی پس از تفکیک آ‏ب و گازهای اسیدی و از میدان های نفتی پس از تفکیک نفت، آب و گازهای اسیدی به دست می آید ودراین قرارداد گاز خام تو لیدی نامیده می شود.
مبادی اولیه صادرات: مبادی اولیه صادرات نفت عبارت از کلیه پایانه های نفتی صادراتی مواد نفتی کشور می باشند.

ماده 2 ‏– ‏موضوع قرارداد
موضوع قرارداد عبارت است از اجرای مفاد بند (4) ماده واحده قانون بودجه سال 1389 ‏کل کشور.

ماده 3 ‏– مدت قرارداد
‏مدت قرارداد از ابتدای سال 1389 ‏ تا پایان آ ن سال می باشد.

ماده 4 ‏– ارزش نفت تولیدی
ارزش نفت تو لیدی موضوع جز، «الف» بند (4) عبارتست از مجموع ارزش نفت خام و میعانات گازی تحویلی برای صادرات و نیز ارزش نفت خام و میعانات گازی تحویلی به پالایشگاه ها و شرکت های داخلی از محل نفت تولیدی در سال 1389 ‏.

تبصره – در صورتی که بدلایل عملیاتی و موافقت وزیر نفت ضرورت داشته باشد که شرکت، بخشی از نفت را برای فروش به مبادی ثانویه صادراتی درخارج از ایران منتقل نماید دراین حالت ارزش نفت در مبادی اولیه عبارت از قیمت فروش در مبادی ثانویه پس از کسر هزینه های حمل، بیمه، انبارداری و سایر هزینه های مرتبط خواهد بود. بر اساس جزء «هـ» بند (4) هزینه های مذکور به عهده شرکت می باشد.
‏‏میزان کاهش حجمی نفت تولیدی در مبادی ثانویه نسبت به ارقام اندازه گیری شده در مبادی اولیه صادرات از نظر
‏این قرارداد قابل قبول نبوده و به عهده شرکت ملی نفت ایران می باشد.

ماده 5:
ضوابط فروش نفت خام به خارج طبق شیوه نامه ای می باشد که برای سال 1385 به تصویب مجمع عمومی شرکت رسیده است.

ماده 6: ارزش گاز خام تولیدی
ارزش گاز خام تولیدی موضوع جزء «ب» بند (4) عبارت است از حاصل ضرب حجم گاز خام تولیدی و شصت و چهار درصد (64%) قیمت گاز خام تولیدی (900 ‏ریال به ازا هر متر مکعب) تحویلی به شرکت ملی گاز ایران و هشتاد و نه درصد (89%) قیمت مابقی ارزش گاز تولیدی موضوع جزء «ب» بند (4).

فصل دوم – تعهدات شرکت

ماده 7:
شرکت مکلف است معادل هشتاد و شش درصد (86%) ارزش نفت تولیدی از میادین غیر مشترک و همچنین هفتادو پنج درصد (75%) ارزش نفت تولیدی از میادین مشترک با کشورهای همسایه را به حساب بستانکار قطعی خزانه منظور نماید.

تبصره 1– ارزش نفت تولیدی تحویلی به پالایشگاه های داخلی در هر ماه برابر با مقدار نفت تحویلی به پالایشگاه ها و شرکت ها درهمان ماه ضرب در نودوپنج درصد (95%) میانگین بهای هر بشکه محموله های صادراتی ‏نفت مشابه در هر ماه شمسی می باشد. منظور از میانگین فوق حاصل تقسیم درآمد ناشی از فروش نفت درمبادی اولیه صادرات در ماه مورد نظر بر کل حجم نفت مشابه صادراتی برحسب بشکه درهمان ماه می باشد.

تبصره 2– ‏موجودی نفت تولیدی در پایان سال 1389 که درسال 1390‏به فروش می رسد (موجودی نفت پایان سال 1389 ‏درمبادی اولیه و ثانویه صادراتی) به قیمت متوسط نفت صادراتی دراسفند ماه سال 1389 محاسبه و در دفاتر شرکت ملی نفت ایران درحساب های مربوط ثبت می شود و مشمول مقررات این ‏قرارداد می باشد.

تبصره 3– وجوه حاصل از صادرات موجودی میعانات گازی ابتدا سال 1389 ‏(موجود پایان سال 1388 ‏) ‏و وصولی سال 1389 ‏از محل صادرات میعانات سال 1388‏ متعلق به شرکت ملی نفت ایران می باشد و مشمول مقررات بند (7) ماده واحده قانون بودجه سال 1388 کل کشور می باشد.

ماده 8‏:
‏الف- محل تحویل نفت خام به پالایشگاه های داخلی درون پالایشگاه خواهد بود. هدررفتگی عملیاتی نفت خام درخطوط انتقال نفت خام به پالایشگاه ها و مبادی صادرا تی به عهده شرکت بوده و تأیید میزان آن مشترکاً به عهده ‏وزارت نفت و معاونت برنامه ریزی و نظارت راهبردی رییس جمهور می باشد. هدررفتگی ناشی از حوادث غبرمترقبه (فورس ماژور) جزء تولید محسوب نمی شود.
ب- محل تحویل میعانات گازی به پالایشگاه ها و شرکت های داخلی نقطه خروجی پالایشگاه های گازی می باشد.

ماده 9 ‏:
‏شرکت مکلف است حسب ماده (6‏) این قرارداد به ازاء هرمترمکعب گازخام تولیدی تحویلی به شرکت ملی گاز ‏ایران ( 900‏ریال به ازای هر متر مکعب ) شصت و چهار درصد (64%) و همچنین گاز خام تولیدی تحویلی به سایر ‏شرکت ها هشتاد و نه درصد (89%) آ‏ن را به حساب بستانکارخزانه منظور نماید.

تبصره 1– حجم گاز تولید داخلی که در هر ماه مبنای محاسبات گاز تحویلی به شرکت ملی گاز ایران ماده (6) این قرارداد موضوع جز»«ب» بند (4) قرار می گیرد عبارتست ازحجم گاز خام تولیدی درهرماه براساس اندازه گیری حجم گاز تصفیه شده پالایشگاه ها (‏شامل گاز تحویلی به خطوط انتقال، گاز سوخت مصرفی پالایشگاه ها، اتان، LPG تولیدی) و گاز خروجی کارحانه های گاز و گاز مایع منهای حجم گاز وارداتی با منظور کردن تغییرات در موجودی خطوط انتقال در ابتدا و انتهای هرماه.

تبصره 2– حجم گاز تولید داخلی که در هر ماه مبنای ‏محاسبات گاز تحویلی به سایر شرکت ها قرار می گیرد عبارت از حجم گاز تحویلی براساس سامانه های اندازه گیری موجود در محل های اندازه گیری می باشد.

تبصره 3‏– معادل 11 ‏ درصد ارزش گاز تزریقی تولیدی که به میادین نفتی تزریق می شود به عنوان سهم شرکت ملی نفت ایران به حساب بدهکار دولت منظور می شود.
در مورد گازهای سوزانده شده معادل 30 درصد ارزش آن (30 درصد از 89 ‏ درصد معادل 26/7 ) به عنوان سهم دولت به بستانکار حساب دولت منظور می شود.

تبصره 4 ‏– حجم گاز تزریقی به میادین تولیدی و گازهای سوزانده شده ماهانه توسط اداره نظارت بر صادرات ‏و مبادلات نفتی وزارت نفت تأیید می گردد.

ماده 10:
‏در اجرای جزء «ح» بند (4) ماده واحده قانون بودجه سال1389 کل کشور، شرکت مکلف است درسال 1389‏ ثبت های مالی مربوط به عملیات تولید و فروش نفت تولیدی و گاز خام تولیدی را طبق دستورالعمل حسابداری که ابلاغ می شود در پایان هر ماه در دفاتر قانونی و در پایان سال در حساب های عملکرد و سود و زیان خود ثبت نماید.

ماده 11: واریز وجوه به حساب خزانه
الف- شرکت مکلف است کلیه دریافت های حاصل از صادرات نفت خام را به هرصورت ، پس از کسر بازپرداخت های بیع متقابل نفتی به عنوان علی الحساب پرداخت های موضوع ماده (4) این قرارداد بطور مستقیم از طریق بانک مرکزی به حساب های مذکور در جزء «د» ‏بند (4‏) واریز نماید.
‏ب- شرکت مکلف است کلیه دریافت های حاصل از صادرات میعانات گازی را به هر صورت پس از کسر ‏بازپرداخت های بیع متقابل گازی به حساب های تمرکز وجوه ارزی که از طریق خزانه داری کل کشور به نام شرکت ‏ملی نفت ایران نزد بانک مرکزی افتتاح می شود واریز نماید. بانک مرکزی موظف است ماهانه از وجوه حاصل 20% سهم صندوق توسعه ملی را کسر و به حساب مربوط واریز و مابقی را با اعلام خزانه داری کل به حساب شرکت واریز نماید.
‏ج – شرکت مکلف است تمامی وجوه مازاد بر 65 دلار حاصل از صادرات هر بشکه نفت تولیدی را به حساب خزانه داری کل نزد بانک مرکزی واریز نماید. بانک مرکزی موظف است پس از کسر سهم صندوق توسعه ملی (معادل 20% از صادرات نفت خام و میعانات گازی) و واریز سهم شرکت مذکور به حساب تمرکز وجوه شرکت ‏نزد آ‏ن بانک، با اعلام خزانه داری کل مابقی را به حساب ذخیره ارزی واریز نماید.
‏حصه آن بخش از تعهدات بیع متقابل که درسال 1389 ‏ قابل تصفیه است به شرح جدول مصوبه مجمع عمومی شرکت می باشد.

ماده 12:
‏تمامی سود خالص (سود ویژه) شرکت که پس از اعمال حساب پرداخت های موضوع مواد (7) و(9) این قرارداد ایجاد می شود به منظور تأمین منابع لازم برای انجام هزینه های سرمایه ای شرکت یاد شده (مذکور در جداول پیوست شماره 3 ‏قانون بودجه سال 1389‏) قابل اختصاص بوده و پس ‏از قطعی شدن مبالغ مربوط با تصویب مجمع عمومی شرکت و مراجع قانونی ذی ربط حسب مورد به حساب های اندوخته قانونی و افزایش سرمایه دولت درشرکت منظور می شود.

ماده 13 ‏:
‏درسال 1389‏ هزینه های صدور نفت تولیدی با هزینه بیمه و حمل (سیف) و بازپرداخت تعهدات سرمایه ای شرکت از جمله طرح های بیع متقابل که به موجب قوانین مربوط، قبل و بعد از اجرای قانون بودجه سال1389 ‏کل کشور ایجاد شده و یا می شود از محل منابع داخلی به عهده شرکت ملی نفت ایران خوا هد بود.

فصل سوم – سایر موارد

ماده 14:
‏روش اندازه گیری کلیه احجام واوزان تولیدی و فروش مذکور دراین قرارداد حسب مورد براساس دستورالعمل ابلاغی وزارت نفت می باشد (پیوست این قرارداد). صحت واعتبار تمام اندازه گیری های فوق منوط به تأیید وزارت نفت می باشد و احجام و اوزان مورد تأیید وزارت نفت حسب مورد قطعی می باشد.
ضمناً وزارت نفت از طریق مؤسسات بازرسی حرفه ای ذی صلاح برروش و صحت ابزارهای ‏اندازه گیری و انجام اندازه گیری ها نیز اعمال نظارت می نماید.

ماده 15:
‏مبنای نرخ تسعیر ارز درمورد صادرات نفت تولیدی، روز واریز وجه به حساب بانک مرکزی و درمورد نفت خام ‏تحویلی به پالایشگاه ها و شرکت های داخلی متوسط نرخ معامله بانک مرکزی درماه مورد نظر خواهد بود.

ماده 16:
‏مبالغ بستانکاری و بدهکاری دولت (خزانه) و متقابلاً بدهکاری و بستانکاری شرکت که به موجب این قرارداد ایجاد می شود، مطابق آیین نامه اجرایی بند (4) مصوب هیأت وزیران تسویه می شود.

ماده 17:
‏شرکت مکلف به اجرای تصمیمات ابلاغی وزارت نفت درمورد تنظیم میزان تولید سالانه نفت خام براساس حجم عملیات هریک از میادین نفتی طبق جزء «الف» بند (4) می باشد. همچنین شرکت مکلف است عملیات مرتبط با این قرارداد را تحت نظارت عالیه وزارت نفت مطابق با رویه های معمول در صنعت نفت به انجام رساند.

ماده 18 ‏:
‏‏شرکت مکلف است مطابق فرم ابلاغی وزارت ، گزارش ماهانه عملکرد این قرارداد را به وزارت نفت ارائه نماید. این گزارش باید از طریق وزارت نفت به وزارت اموراقتصادی و دارایی و معاونت برنامه ریزی و نظارت راهبردی رییس جمهور ارسال شود.

ماده 19:
‏هرگونه تغییر دراین قرارداد در چارچوب مقررات بند (4) پس از توافق طرفین قرارداد باید به تصویب هیأت وزیران برسد. این قرارداد در سه فصل، 19 ‏ماده و یک پیوست که جزء لاینفک این قرارداد می باشد، ‏در تاریخ …………… به امضاء طرفین قرارداد رسید که پس از تصویب هیأت وزیران از ابتدای سال 1389 ‏ نافذ و لازم الاجرا می با شد.
‏وزارت نفت به نمایندگی دولت جمهوری اسلامی ایران ازطرف شرکت ملی نفت ایران
‏نام وسمت:
– امضاء کننده: سید مسعود میرکاظمی احمد قلعه بانی
وزیرنفت مدیر عامل

پیوست
‏اندازه گیری احجام و اوزان نفت تولیدی (نفت خام، میعانات گازی)، گازطییعی تولیدی ( شامل گاز طبیعی صادراتی، نیزگاز طبیعی وارداتی) و فرآورده های نفتی تولید داخل و وارداتی موضوع بند «4» قانون بودجه سال 1389 کل کشور مطایق این دستورالعمل انجام خواهدشد.


ردیف

موضوع

روش اندازه گیری

1

اندازه گیری حجم نفت خام صادراتی از مبداء خارک

سامانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER)

2

اندازه گیری حجم نفت خام صادراتی از مبداء لاوان

سامانه اندازه گیری جابجایی مثبت (P.D.METER)

3

اندازه گیری حجم نفت خام صادراتی از مبداء سیری

عمق یابی مخازه ذخیره ساحلی (DIPPING)

4

اندازه گیری حجم نفت خام صادراتی از مبداء بهرگانسر

عمق یابی مخازه ذخیره ساحلی (DIPPING)

5

اندازه گیری حجم نفت خام صادراتی شناور سورنا(FSU)

اندازه گیری مخازن کشتی های صادراتی و شناور سورنا مطابق ماده 4 دستورالعمل

6

اندازه گیری میعانات گازی صادراتی از مبداء عسلویه

سامانه اندازه گیری جابجایی مثبت (P.D.METER)

7

اندازه گیری میعانات گازی صادراتی از مبداء طاهری

سامانه اندازه گیری جابجایی مثبت (P.D.METER)

8

اندازه گیری میعانات گازی صادراتی از بندر صادراتی ماهشهر

عمق یابی مخازه ذخیره ساحلی (Dipping)

-جدول (1) اندازه گیری حجم نفت خام و میعانات گازی صادراتی در مبادی اولیه صادرات

جدول 2) اندازه گیری حجم نفت خام و میعانات گازی تحویلی به پالایشگاهها


ردیف

موضوع

روش اندازه گیری

1

اندازه گیری حجم نفت خام تحویلی به پالایشگاههای اصفهان- اراک – کرمانشاه

عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) در پالایشگاه

2

اندازه گیری حجم نفت خام تحویلی به پالایشگاه بندرعباس

1 – سامانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER)
خارک (مبداء ارسال خارک)
2 – عمق یابی مخازن ذخیره پالایشگاه (DIPPING)
(مبداء ارسال کشتی مادر خارک)

3

اندازه گیری حجم نفت خام تحویلی به پالایشگاههای آبادان و تهران

سامانه اندازه گیری جابجایی مثبت (P.D.METER) نصب شده در ورودی پالایشگاه

4

اندازه گیری حجم نفت خام تحویلی به پالایشگاههای شیراز و تبریز

سامانه اندازه گیری توربینی(TURBINE METER) نصب شده در ورودی پالایشگاهها

5

اندازه گیری حجم نفت خام تحویلی به پالایشگاه لاوان

عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) شرکت نفت فلات قاره

6

اندازه گیری حجم میعانات گازی تحویلی به پالایشگاه تهران

توزین نفتکش های جاده پیمای ورودی به پالایشگاه توسط باسکول موجود

7

اندازه گیری حجم میعانات گازی تحویلی به پالایشگاه بندرعباس

1 – سامانه اندازه گیری جابجایی مثبت (P.D.METER) عسلویه (مبداء ارسال عسلویه)
2 – عمق یابی مخازن ذخیره پالایشگاه (DIPPING)
(مبداء ارسال کشتی مادر خارک و پالایشگاه سرخون)
3 – عمق یابی مخازن گورزین در قشم (مبدآء ارسال گورزین )

8

اندازه گیری حجم میعانات گازی تحویلی به پالایشگاه شیراز

توزین نفتکش های جاده پیمای ورودی به پالایشگاه توسط باسکول موجود

جدول 3) اندازه گیری حجم میعانات گازی تولیدی


ردیف

موضوع

روش اندازه گیری

1
2
3
4

میدان مزدوران
میدان شوریچه B
” ” D
” گنبدلی

عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه خانگیران
” ” ” ” ” “
” ” ” ” ” “
” ” ” ” ” “

5
6

میدان ناز
میدان کنگان

عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه کتگان
” ” ” ” ” “

7
8

میدان قشم و گورزین
میدان سرخون

عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) در قشم
” ” ” ” پالایشگاه سرخون

9
10

میدان آغاز
میدان دالان

عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه فراشبند
” ” ” ” ” “

11
12
13
14

میدان تابناک
” هما
” شانول
” وراوی

عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه پارسیان
” ” ” ” ” “
” ” ” ” ” ” ” ” ” ” ” “

15
16

میدان سراجه قم
” تنکه بیجار

عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه سراجه
” ” ” ” ” ایلام

17

فازهای یک پارس جنوبی

عمق یابی مخازن ذخیره پالایشگاه فاز یک

18

فازهای 2 و3 پارس جنوبی

عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه فازهای 2 و3

19

فازهای 4 و5 پارس جنوبی

عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه فازهای 4 و5

20

فازهای 6، 7 و8 پارس جنوبی

عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه فازهای 6، 7 و8

21

فازهای 9 و10 پارس جنوبی

عمق یابی مخازن ذخیره (Dipping) پالایشگاه فازهای 9 و10

جدول 4) اندازه گیری حجم فرآورده های نفتی تحویلی از پالایشگاهها
به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران و سایر مصرف کنندگان عمده


ردیف

موضوع

روش اندازه گیری

1

اندازه گیری حجم فرآورده های نفتی تحویلی از پالایشگاهها به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران در پالایشگاههای تهران- تبریز- کرمانشاه- اراک- آبادان و لاوان

عمق یابی مخازن ذخیره فرآورده در پالایشگاهها DIPPING)) و حسب مورد در انبارهای شرکت ملی پخش مجاور پالایشگاهها

2

اندازه گیری فرآورده های نفتی تحویلی از پالایشگاه گاز شهید هاشمی نژاد به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی

عمق یابی مخازن ذخیره فرآورده در پالایشگاه DIPPING)) و حسب مورد در انبارهای شرکت ملی پخش مجاور پالایشگاه

3

اندازه گیری حجم فرآورده های تحویلی از پالایشگاه بندرعباس به شرکت ملی پخش

سامانه اندازه گیری نصب شده در پالایشگاه

4

اندازه گیری حجم فرآورده های تحویلی از پالایشگاه شیراز به شرکت ملی پخش

سامانه اندازه گیری جابجایی مثبت (P.D.METER) نصب شده در پالایشگاه

5

اندازه گیری حجم فرآورده های تحویلی از پالایشگاه اصفهان به شرکت ملی پخش

سامانه اندازه گیری توربینی (TURBINE METER) نصب شده در پالایشگاه

جدول 5) اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی از پالایشگاهها
به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران


ردیف

موضوع

روش اندازه گیری

1

اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی از پالایشگاهها به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران از پالایشگاههای تهران- بندرعباس- شیراز- تبریز- اصفهان- کرمانشاه- اراک- آبادان و لاوان

توزین توسط باسکولهای موجود در پالایشگاهها و حسب مورد در انبارهای شرکت ملی پخش مجاور پالایشگاهها و یا سیستم های اندازه گیری خودکار

جدول 6) اندازه گیری حجم بنزین وارداتی / دریافتی پالایشگاهها


ردیف

موضوع

روش اندازه گیری

1

اندازه گیری حجم بنزین وارداتی / دریافتی پالایشگاههای: بندرعباس – آبادان

عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) در پالایشگاهها

2

اندازه گیری حجم بنزین وارداتی / دریافتی پالایشگاههای: شیراز – کرمانشاه

توزین نفتکشهای جاده پیمای ورودی به پالایشگاهها توسط باسکول های موجود

3

اندازه گیری حجم بنزین وارداتی / دریافتی پالایشگاههای اصفهان- تبریز

عمق یابی مخازن ذخیره (DIPPING) در پالایشگاهها و نیز توزین نفتکشهای جاده پیمای ورودی به پالایشگاهها توسط باسکولهای موجود حسب مورد با تأکید بر لزوم جدا بودن مخازن ذخیره بنزین وارداتی اندازه گیری شده به دو روش فوق

جدول 7) اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی از شرکت ملی صنایع پتروشیمی و
شرکت های تابعه آن به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران


ردیف

موضوع

روش اندازه گیری

1

اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران در بندرعباس

توزین گاز کشهای جاده پیما توسط باسکول موجو یا اندازه گیری به وسیله اندازه گیرهای خودکار (میترینگ)

2

اندازه گیری وزن گاز مایع(LPG) تحویلی به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران در تأسیسات (شهید لشکری ماهشهر)

توزین گازکشهای جاده پیما توسط باسکول موجود

3

اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی به شرکت ملی پخش در (سنگ بست مشهد)

توزین مخزن دارهای حاصل گاز مایع و تانکرهای گازکش جاده پیما با باسکول های موجود

4

اندازه گیری وزن گاز مایع (LPG) تحویلی به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی در تأسیسات نکا

توزین گاز مایع کشهای وارداتی توسط باسکول تأسیسات نکا

5

اندازه گیری گاز مایع (LPG) تحویلی به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی از طریق کشتی در نکا

از طریق سیستم اندازه گیری توربینی

جدول 8) اندازه گیری حجم گاز طبیعی صادراتی، وارداتی،
خروجی پالایشگاه های گاز و کارخانه های گاز و گاز مایع و تزریق در میادین نفتی


ردیف

موضوع

روش اندازه گیری

1

اندازه گیری حجم گاز طبیعی صادراتی به ترکیه و نخجوان، وارداتی(ترکمنستان، آذربایجان و خروجی پالایشگاههای گاز و کارخانه های گاز و گاز مایع

نمودارها و داده های ثبت شده توسط سامانه های اندازه گیری روزنه ای (ORIFICE) و آنتراسونیک نصب شده و موجود در محلهای اندازه گیری

2

اندازه گیری حجم گاز طبیعی مصرف داخلی پالایشگاههای گاز

استفاده از سامانه های اندازه گیری روزنه ای (ORIFICE) نصب شده و موجود در محل های اندازه گیری

3

اندازه گیری حجم تغییرات در موجودی خطوط انتقال گاز در ابتدا و انتهای هر دوره

براساس محاسبات مبتنی بر اندازه گیری فشار خط انجام خواهد شد

4

اندازه گیری حجم گاز طبیعی تحویلی به مجتمع های پتروشیمی به عنوان خوراک و سوخت

سامانه های اندازه گیری موجود در محل های اندازه گیری

5

اندازه گیری حجم گاز طبیعی تحویلی به صنایع عمده مصرفی

سامانه های اندازه گیری موجود در محل های اندازه گیری

6

گاز همراه تحویلی شرکت نفت فلات قاره به پتروشیمی خارک- پالایشگاه لاوان- جزیره کیش

سامانه های اندازه گیری موجود در محل های اندازه گیری

7

گاز ژوراسیک مسجد سلیمان به پتروشیمی رازی

سامانه های اندازه گیری موجود در محل های اندازه گیری

8

حجم گازهای سوزانده شده ناشی از عملیات استخراج و پالایش شرکت های تولیدی و پالایشی

سامانه های اندازه گیری موجود در محل های اندازه گیری

9

حجم گاز تزریقی به میادین نفتی

سامانه های اندازه گیری موجود در محل های اندازه گیری

پیوست

ماده 1)– اندازه گیری میزان آب موجود درمخازن نفت خام پالایشگاه ها به روش استا ندارد آزما یشگاهی انجام شده و نمونه گیری از مخازن واندااره گیری عمق نهائی بلافاصله پس از اتمام عملیات تحویل نفت خام به مخازن پالایشگاه ها انجام می شود.

ماده 2)– فرآورده های نفتی مذکور در جدول (4) عبارت ازتمام فرآورده های اصلی (بنزین، نفت گاز، نفت کوره، نفت سفید، ATK وJP4) وLPG می باشد.

تبصره 1: واردات کلیه فرآورده های دریافتی از سایر پالایشگاه ها و مواد برگشتی از پتروشیمی که با فرآورده های تولیدی پالایشگاه مخلوط و به منظور مصرف به شرکت ملی پخش تحویل می گردد باید به عنوان ورودی پالایشگاه لحاظ گردد.

تبصره 2: موجودی پلات فورمیت در پایان سال با نظارت اداره کل نظارت اندازه گیری شود.

ماده 3)– در صورتی که بنا به دلایل عملیاتی و فنی بهره برداری از سامانه های اندازه گیری خودکار (توربینی و جابه جایی مثبت و التراسونیک و …) موجود در مبادی تحویل و تحول امکان پذیر نباشد (در چارچوب استانداردهای API، IPS) در این حالت ، روش عمق یابی مخازن ذخیره در هر یک از مبادی مذکور ملاک اندازه گیری خواهد بود.

ماده 4)– در صورتی که در مبادی اولیه صادرات از «کشتی مادر» و روش کشتی به کشتی (STS) برای انجام عملیات صادرات استفاده شود در این حالت میزان محموله بارگیری شده در «کشتی مادر» به عنوان ذخیره و موجودی شرکت ملی نفت بوده و برای تعیین حجم محموله صادراتی ، در صورت مغایرت کمتر از 4% درصد بین حجم خالص استاندارد کشتی مادر و کشتی صادراتی باشد روش اندازه گیری مخازن کشتی مادر ملاک عمل بوده و در غیر این صورت میانگین احجام خالص تحویلی و دریافتی مبنای بارنامه می باشد. در هر دو حالت نمونه گیری از مخازن کشتی صادراتی انجام می پذیرد.

ماده 5)– صادرات گاز مایع در بندر عسلویه و بندر ماهشهر به روش اندازه گیری مخازن کشتی ملاک اندازه گیری خواهد بود.

ماده 6)– در تمام مبادی اندازه گیری نفت تولیدی ( نفت خام و میعانات گازی ) ، گاز طبیعی و فرآورده های تولیدی و وارداتی تمامی روش های اندازه گیری توسط سامانه های اندازه گیری مخازن کشتی و اندازه گیری حجم یا توزین نفتکشها و گاز مایع کش های جاده پیما بر مبنای جداول و ضرایب تبدیل ، جداول وزنی و جداول مدرج سازی (کالیبراسیون) موجود که پیش از این نیز در مبادی مذکور برای اندازه گیری ها مورد استفاده بوده است انجام می شود.

ماده 7)– عملیات انجام تمام اندلزه گیری ها در مبادی مذکور در این دستورالعمل حسب مورد بر عهده شرکت ملی ایران «شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده های نفتی ایران، شرکت ملی گاز ایران و شرکت ملی صنایع پتروشیمی بوده که این امر از طریق واحدهای سازمانی ذی ربط در این شرکت ها و یا با استفاده از خدمات شرکت های بازرسی مستقل که صلاحیت فنی آنها به تأیید اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی رسیده است انجام خواهد شد.

ماده 8)– به منظور تأیید صحت و اعتبار اندازه گیری هایی که حسب مورد توسط شرکت ملی نفت ایران، شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده های نفتی ایران، شرکت ملی گاز ایران و شرکت ملی صنایع پتروشیمی در مبادی مذکور در این دستورالعمل انجام می شود اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی موظف است به صورت زیر اقدام نماید:
درخصوص اندازه گیری های جداول شماره 1 الی 8 کارکنان سازمانی اداره کل نظارت بر صادرات مواد نفتی به صورت مستمر در مبادی اندازه گیری مستقر می باشند.

تبصره 1– اداره کل نظارت بر صادرات می تواند برای انجام نظارت ها و بازرسی های بالا از خدمات شرکت های بازرسی مستقل نیز استفاده کند.

تبصره 2– تأمین امکانات لازم برای استقرار کارکنان سازمانی اداره کل نظارت بر صادرات در تمام مبادی اندازه گیری (شامل: اسکان – غذا – دفتر کار – وسیله نقلیه – ملزومات اداری و خطوط ارتباطی، تردد و هزینه ایاب و ذهاب و …) حسب مورد برعهده شرکت های نظارت شونده در این دستورالعمل می باشد.

ماده 9):
الف – شرکت ملی ایران موظف است مقادیر هرگونه هدررفتگی عملیاتی در خطوط انتقال نفت خام و میعانات گازی به پالایشگاه ها و مبادی اولیه صادراتی و نیز مقادیر هدررفتگی عملیاتی و نشت در خطوط انتقال گاز به پالایشگاه های گازی را تعیین و برای تأیید به اداره کل نظارت برصادرات و مبادلات مواد نفتی اعلام کند.
ب- شرکت ملی گاز ایران موظف است مقادیر هرگونه هدررفتگی نشت در خطوط انتقال گاز به ایستگاه ها و شبکه گازرسانی را تعیین و برای تأیید به اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی اعلام کند.
بدیهی است در شرکت های اصلی و شرکت های فرعی که روش اندازه گیری ، در مبادله مواد نفتی آنان به روش عمق یابی معین شده است، موظفند در راستای تجهیز و ارتقای سیستم اندازه گیری از روش عمق یابی به روش اندازه گیر خودکار (میترینگ) را در یک برنامه ریزی زمانبندی شده تلاش کرده و در ارتباط با نصب سیستم اندازه گیر خودکار مطابق بخشنامه شماره 178635- 1/28 مورخ 1382/2/2 با نظارت و تأیید اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی اقدام کنند و به محض آماده شدن سیستم اندازه گیر خودکار باید اندازه گیری با سیستم میترینگ ملاک قرار گیرد.

منبع سایت صلح

ثبت دیدگاه

  • دیدگاه های ارسال شده توسط شما، پس از تایید توسط تیم مدیریت در وب منتشر خواهد شد.
  • پیام هایی که حاوی تهمت یا افترا باشد منتشر نخواهد شد.
  • پیام هایی که به غیر از زبان فارسی یا غیر مرتبط باشد منتشر نخواهد شد.