شماره: ۶۷۸۴۳/ت۵۹۹۲۲هـ – ۱۴۰۱/۴/۲۶
هیأت وزیران در جلسه ۱۴۰۱/۴/۱۵ به پیشنهاد شماره ۱۶۲-۲ /۲۰ مورخ ۲۸ /۲ /۱۴۰۱ وزارت نفت و به استناد جزء (۳) بند (ص) تبصره (۱) ماده واحده قانون بودجه سال ۱۴۰۱ کل کشور، آیین‌نامه اجرایی بند مذکور را به شرح زیر تصویب کرد:
ماده ۱- در این آیین‌نامه، اصطلاحات زیر در معانی مشروح مربوط به کار می روند:
۱- قانون: قانون بودجه سال ۱۴۰۱ کل کشور.
۲- شرکت نفت: شرکت ملی نفت ایران.
۳- شرکت گاز: شرکت ملی گاز ایران.
۴- سازمان برنامه: سازمان برنامه و بودجه کشور.
۵- خزانه: خزانه‌داری کل کشور.
۶- بانک مرکزی: بانک مرکزی جمهوری اسلامی ایران.
۷- قانون الحاق (۲): قانون الحاق برخی مواد به قانون تنظیم بخشی از مقررات مالی دولت (۲) – مصوب ۱۳۹۳- .
۸- شرکت های عملیاتی: شرکت های تولیدی تابع /تحت پوشش /تحت مالکیت شرکت نفت.
۹- مصوبه شورای اقتصاد: سندی که در اجرای جزء (۲) بند (ص) تبصره (۱) قانون برای تعیین سهم / دستمزد شرکت نفت از تولید نفت و گاز کشور به تفکیک هر میدان به تصویب شورای اقتصاد می رسد.
۱۰- نفت: نفت خام و میعانات گازی.
۱۱- نفت خام: نفت خام فراورش شده در خروجی کارخانه های بهره برداری که مطابق مشخصات کیفی شرکت ملی نفت ایران (Spec) جهت صادرات و یا مصارف داخلی تولید می گردد.
۱۲- میعانات گازی: ترکیبات هیدروکربوری (C5+) از منشأ مخازن مستقل گازی که پس از خروج از واحدهای لخته گیری در مرحله (فاز) مایع تثبیت می گردد.
۱۳- گاز : مجموع احجام گاز شامل اجزای متان، اتان، پروپان، بوتان و اجزای (C5+) در مرحله (فاز) گازی که تحت شرایط عملیاتی امکان جداسازی اجزای آن وجود دارد.
ماده ۲- شرکت نفت مکلف است بر مبنای مصوبه شورای اقتصاد در خصوص تعیین سهم (دستمزد) این شرکت از تولید نفت و گاز کشور به تفکیک هر میدان / مخزن نفت و گاز، قراردادی را با وزارت نفت به نمایندگی دولت در چهارچوب شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفتی و گازی و با رعایت شرایط مندرج در این آیین‌نامه و مطابق قرارداد پیوست این آیین‌نامه که تأییدشده به مهر دفتر هیئت دولت است، منعقد نماید. این قرارداد برای سال ۱۴۰۱ جایگزین قرارداد موجود بین شرکت نفت و وزارت نفت موضوع تصویب‌نامه شماره ۶۵۰۶۴/ت۵۳۳۴۳هـ مورخ ۱۳۹۵/۵/۳۱ می شود.
تبصره ۱- الگو و ساختار این قرارداد، قرارداد خدمت خواهد بود.
تبصره ۲- هزینه های تأمین و نصب سامانه های اندازه گیری به عنوان بخشی از هزینه های بازسازی و نوسازی تجهیزات محسوب می شود که شورای اقتصاد مکلف است نسبت به پیش بینی آن در تعیین سهم شرکت نفت اقدام نماید.
ماده ۳- در اجرای بند (ح) ماده (۱) قانون الحاق (۲)، برای حفظ ارزش تجاری شرکت نفت، درآمد حاصل از فروش تمامی محصولات هیدروکربوری تولیدی شرکت نفت، در دفاتر قانونی و حساب سود و زیان آن شرکت ثبت و پس از کسر سهم /دستمزد خود بابت ارایه انواع خدمات، مطابق مصوبه شورای اقتصاد، باقیمانده به حساب بستانکاری دولت (خزانه) و صندوق توسعه ملی ثبت می شود.
ماده ۴- ویرایش جدید دستورالعمل نحوه اندازه‌گیری احجام و اوزان نفت، گاز و فرآورده های نفتی به شرح پیوست این آیین‌نامه که تأییدشده به مهر دفتر هیئت دولت است، جایگزین دستورالعمل پیوست تصویب‌نامه شماره ۶۵۰۶۴/ت۵۳۳۴۳هـ مورخ ۱۳۹۵/۵/۳۱ می شود.
ماده ۵- شرکت نفت مکلف است پس از پایان سال مالی صورت وضعیت های عملکرد فیزیکی و مالی عملیات خود را بر مبنای مصوبه شورای اقتصاد، پس از تأیید سازمان حسابرسی، برای تأیید و تسویه به کارگروهی متشکل از وزرای نفت و امور اقتصادی و دارایی و رییس سازمان برنامه و بودجه کشور ارایه نماید. تأیید صورت وضعیت های یادشده، حسب مورد به منزله قطعی شدن بستانکاری شرکت نفت از دولت (خزانه) و نیز بدهکاری شرکت نفت به دولت (خزانه) خواهد بود. تسویه حساب نهایی فیزیکی و مالی حداکثر تا پایان خردادماه سال ۱۴۰۲ انجام خواهد شد. در صورتی که پس از صورت وضعیت قطعی در پایان سال ۱۴۰۱ بر مبنای این آیین‌نامه، شرکت نفت به خزانه بدهکار شود، باید ظرف یک ماه پس از صورت وضعیت قطعی، بدهی خود را به دولت (خزانه) پرداخت نماید و در صورتی که از دولت (خزانه) بستانکار شود، مجاز است ظرف همین مدت، مبلغ بستانکاری خود را از محل درآمدهای حاصل از فروش هر یک از محصولات تولیدی پس از واریز به خزانه برداشت و با هماهنگی خزانه تسویه نماید.
ماده ۶- در مورد میزان تولید نفت و گاز و صادرات آن، نظر وزارت نفت مبنای محاسبات است.
ماده ۷- تا زمان اجرای رویه مقرر در این آیین‌نامه، روال مقرر قانونی جاری، ملاک قانونی در روابط مالی بین شرکت نفت و دولت تا ابتدای سال ۱۴۰۱ (موضوع ماده (۱) قانون الحاق (۲) و بند (الف) تبصره (۱) ماده واحده قانون بودجه سال ۱۴۰۱ کل کشور) از جمله واریز سهم چهارده و نیم درصد (۵ /۱۴%) شرکت نفت از صادرات نفت خام و میعانات گازی توسط بانک مرکزی، برداشت درآمدهای حاصل از فروش مایعات گازی، اتان و گاز مایع، واریز سهم شرکت نفت از درآمدهای ناشی از فروش فرآورده های نفتی مطابق ضوابط تبصره (۱۴) ماده واحده قانون بودجه سال ۱۴۰۱ کل کشور و آیین‌نامه اجرایی آن توسط سازمان هدفمندسازی یارانه ها، کماکان به صورت علی الحساب در طول سال ۱۴۰۱ برقرار خواهد بود.
ماده ۸- شرکت نفت و شرکت های عملیاتی تابع در چهارچوب قرارداد موضوع این آیین‌نامه بابت کلیه درآمدهای ناشی از اجرای مصوبه شورای اقتصاد تا سقف سهم چهارده و نیم درصد (۵ /۱۴%) ارزش مجموع تولید نفت و گاز در خصوص دریافت سهم / دستمزدهای منظور شده در این آیین‌نامه، بر اساس جزء (۷-۲) بند (ص) تبصره (۱) قانون، مشمول پرداخت مالیات با نرخ صفر و معاف از پرداخت سود سهام به دولت و مالیات و عوارض ارزش افزوده می باشد. عملیات تمام شرکت های عملیاتی برای اقدامات موضوع این آیین‌نامه، از طریق شرکت نفت با دولت تنظیم خواهد شد. مالیات و عوارض ارزش افزوده مربوط به تولید زنجیره نفت و گاز در چهارچوب تبصره (۵) ماده (۱۷) قانون مالیات برارزش افزوده – مصوب ۱۴۰۰- و آیین‌نامه اجرایی آن محاسبه خواهد شد.
ماده ۹- مبالغ دستمزدهایی که طبق مصوبه شورای اقتصاد بر حسب نوع فعالیت های شرکت نفت، به این شرکت تعلق می گیرد، صرفاً برای محاسبه سهم شرکت نفت از تولید نفت و گاز و تعیین درآمد استحقاقی به این شرکت خواهد بود. لیکن نحوه هزینه کرد و تخصیص منابع حاصله به هزینه های جاری یا سرمایه ای شرکت، کماکان تابع ارقام مصوب در بودجه این شرکت و شرکت های عملیاتی در چهارچوب قوانین و مقررات خواهد بود.
ماده ۱۰- در سال ۱۴۰۱، سهم شرکت نفت در اجرای این آیین‌نامه، در هر صورت نباید از چهارده و نیم درصد (۵ /۱۴%) ارزش مجموع تولیدات نفت و گاز تجاوز کند.
ماده ۱۱- وزارت نفت موظف است ظرف یک ماه از تاریخ ابلاغ این آیین‌نامه، متن پیشنهاد مربوط به اصلاح آیین‌نامه اجرایی ماده (۱) قانون الحاق برخی مواد به قانون تنظیم بخشی از مقررات مالی دولت (۲) موضوع تصویب‌نامه شماره ۵۹۱۲۱/ت۵۲۹۱۲هـ مورخ ۱۳۹۵/۵/۱۹ و اصلاحات بعدی آن را براساس رابطه مالی جدید تهیه و جهت سیر مراحل تصویب در هیأت وزیران ارایه نماید.
ماده ۱۲- شورای اقتصاد مکلف است حداکثر ظرف چهل روز از تاریخ ابلاغ این آیین‌نامه، نسبت به اجرای جزء (۲) بند (ص) تبصره (۱) قانون اقدام نماید.
معاون اول رئیس جمهور – محمد مخبـر
قرارداد وزارت نفت (به نمایندگی از دولت) با شرکت ملی نفت ایران
ماده ۱- تعاریف
۱-۱ – قانون: قانون بودجه سال ۱۴۰۱ کل کشور
۲-۱ -طرف دوم: شرکت ملی نفت ایران
۳-۱ – شرکت گاز: شرکت ملی گاز ایران
۴-۱ -سازمان برنامه: سازمان برنامه وبودجه کشور
۵-۱ – خزانه: خزانه‌داری کل کشور
۶-۱ – بانک مرکزی: بانک مرکزی جمهوری اسلامی ایران
۷-۱ -قانون الحاق (۲): قانون الحاق برخی مواد به قانون تنظیم بخشی از مقررات مالی دولت (۲) – مصوب ۱۳۹۳-.
۸-۱ – شرکت های عملیاتی: کلیه شرکت های فرعی وابسته به طرف دوم
۹-۱ – مصوبه شورای اقتصاد: سندی که در اجرای جزء (۲) بند (ص) تبصره (۱) قانون برای تعیین سهم / دستمزد طرف دوم از تولید نفت و گاز کشور به تفکیک هر میدان به تصویب شورای اقتصاد می رسد.
۱۰-۱ – دولت: دولت جمهوری اسلامی ایران
۱۱-۱ – تولیدات نفت و گاز: نفت خام، گاز طبیعی و میعانات گازی، مایعات گازی و کلیه محصولاتی که در تأسیسات تولیدی طرف دوم از کلیه میدان های نفتی و گازی کشور توسط طرف دوم و شرکت های تابعه و وابسته تولید می شود و می تواند به صورت مستقیم مصرف و یا در سایر واحدهای عملیاتی پالایشگاهی و پتروشیمیایی به محصول نهائی تبدیل شود.
۱۲-۱ – ارزش نفت و گاز تولیدی: مجموع ارزش تولیدات نفت و گاز به قیمت های صادراتی اعلامی وزارت نفت و بدون در نظر گرفتن محل عرضه و نحوه فروش
۱۳-۱ – اداره کل نظارت: اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی وزارت نفت
۱۴-۱ – معاونت برنامه‌ریزی: معاونت برنامه‌ریزی وزارت نفت
۱۵-۱ – نفت تولیدی: نفت خام فراورش شده در خروجی کارخانه های بهره برداری که مطابق مشخصات کیفی طرف دوم جهت صادرات یا مصارف داخلی تولید می گردد.
ماده ۲- طرفین قرارداد
این قرارداد بین وزارت نفت (به نمایندگی از دولت) و طرف دوم منعقد می گردد.
ماده ۳- هدف
هدف از این قرارداد اصلاح رابطه مالی دولت با طرف دوم و دریافت تمامی هزینه های طرف دوم بابت عملیات توسعه، نگهداشت و بهره برداری از میادین نفت و گاز در قالب دستمزد به ازای هر بشکه نفت و هر مترمکعب گاز غنی تولیدی است.
تبصره – منظور از عملیات توسعه، نگهداشت و بهره برداری از میادین نفت و گاز، تمامی فعالیت هایی است که در مصوبه شورای اقتصاد تعریف و بابت انجام آن ها برای طرف دوم دستمزد تعیین گردیده است.
ماده ۴- موضوع
موضوع قرارداد تعیین و نحوه ی دریافت سهم (دستمزد) طرف دوم از تولید نفت و گاز کشور به تفکیک هر میدان / مخزن نفت و گاز بر مبنای ضوابط مندرج در مصوبه شورای اقتصاد، روش و مرجع اندازه گیری تولیدات نفت و گاز و نیز تعیین روش تسویه حساب درآمدهای ناشی از فروش تولیدات نفت و گاز بین خزانه و طرف دوم است.
تبصره – در مواردی که شرایط قرارداد حاضر با قرارداد موجود بین طرف دوم و وزارت نفت موضوع تصویب‌نامه شماره ۶۵۰۶۴/ت۵۳۳۴۳هـ مورخ ۳۱/۵/۱۳۹۵ اختلاف داشته باشد، مفاد قرارداد حاضر ملاک عمل خواهد بود. در مواردی که این تصویب‌نامه نسبت به تصویب‌نامه فوق الذکر مسکوت باشد، مفاد مصوبه قبلی کماکان معتبر می باشد.
ماده ۵- دامنه کاربرد
این قرارداد در خصوص تمامی میادین مندرج در جداول پیوست شمارههای (۱) و (۲) مصوبه شورای اقتصاد و میادین/مخازن جدیدی که به مدار تولید می آیند، بین طرفین حاکم است.
ماده ۶ – اصول حاکم
در این قرارداد اصول زیر حاکم است:
الف – حق حاکمیت و مالکیت عمومی بر کلیه منابع و ذخایر نفت و گاز طبیعی کشور از طریق وزارت نفت به نمایندگی از طرف دولت اعمال می شود.
ب – طرف دوم متعهد به برداشت صیانتی از مخازن نفت و گاز در طول دوره قرارداد است.
ج – طرف دوم مکلف به اجرای تصمیمات ابلاغی وزارت نفت در مورد تنظیم میزان تولید سالانه نفت تولیدی بر اساس حجم عملیات هر یک از میادین نفتی طبق مصوبه شورای اقتصاد است. همچنین طرف دوم مکلف است عملیات مربوط به این قرارداد را تحت نظارت عالیه وزارت نفت مطابق رویه های معمول در صنعت نفت به انجام رساند.
د – رعایت مقررات و ملاحظات ایمنی، بهداشتی، زیست محیطی و اجتماعی در اجرای طرح‌ها توسط طرف دوم الزامی است.
هـ -پرداخت کلیه هزینه های مستقیم، غیرمستقیم، هزینه های تأمین مالی و هزینه های بهره برداری و پرداخت دستمزد از طریق تخصیص بخشی از محصولات تولیدی میدان یا عواید حاصل از اجرای قرارداد بر پایه قیمت روز فروش محصول مجاز می باشد.
ماده ۷- مدت قرارداد
مدت قرارداد از یکم فروردین لغایت بیست و نهم اسفند و تمدید آن بر اساس قوانین و مقررات می باشد.
ماده ۸- اندازه گیری احجام و ارزش نفت و گاز تولیدی
الف – در خصوص نحوه اندازه گیری تولیدات نفت و گاز، «دستورالعمل نحوه اندازه گیری احجام و اوزان نفت (نفت خام و میعانات گازی)، گاز طبیعی و فرآورده های نفتی و گازی در خصوص اندازه گیری احجام تولیدی نفت و گاز و سایر مباحث مطروحه» ملاک عمل خواهد بود.
ب – در مورد میزان تولیدات نفت و گاز و صادرات آن ها، نظر اداره کل نظارت قطعی و مبنای محاسبات است.
ج – اداره کل نظارت مکلف است میزان تولیدات نفت و گاز را به صورت ماهانه و حداکثر تا پنجم ماه بعد به طرف دوم اعلام نماید.
د – طرف دوم مکلف است نسبت به تجهیز کلیه مبادی تولیدی، صادراتی، وارداتی و مبادلاتی موضوع این مصوبه در قالب ردیف بودجه مستقل اقدام نماید.
هـ – تا زمان نصب تجهیزات اندازه گیری موردنیاز در خروجی واحدهای بهره برداری و نقاط مبادلاتی، مطابق مواد (۵) و (۶) دستورالعمل نحوه ی اندازه گیری احجام و اوزان نفت، گاز و فرآورده های اصلی اقدام خواهد شد.
و – محل تحویل نفت خام و میعانات گازی به کلیه خریداران داخلی حسب مورد نقطه ی خروجی شرکت های تولیدی (واحدهای بهره بردار) یا پالایشگاه های گازی است. هزینه ی حمل نفت خام یا میعانات گازی از نقطه ی خروجی شرکت های تولیدی (واحدهای بهره بردار) یا پالایشگاه های گازی به عهده ی خریداران است.
ماده ۹ – دریافت سهم (دستمزد) طرف دوم
نحوه دریافت سهم (دستمزد) طرف دوم به شرح زیر می باشد:
الف – طرف دوم قرارداد مکلف است مقادیر ماهانه تولید نفت تولیدی و گاز تولیدی را به تفکیک میادین تا دهم ماه بعد به اداره کل نظارت اعلام نماید. اداره کل نظارت بر اساس دستورالعمل اوزان و احجام موضوع بند (الف) ماده (۸) این قرارداد مقادیر اعلامی را بررسی و پس از تأیید براساس واحد دستمزد هر میدان تعیین شده در مصوبه شورای اقتصاد، سهم (دستمزد) ماهانه طرف دوم را محاسبه و به آن شرکت اعلام نماید.
ب – درصورتی که طرف دوم تا پایان ماه بعد موفق به برداشت سهم خود از درآمد حاصل از فروش تولیدات نفت و گاز نشود، می تواند نسبت به برداشت محصولات یا سایر عواید میدان مطابق بند (هـ) از ماده (۶) این قرارداد با تأیید طرف اول اقدام نماید.
ج – سهم (دستمزد) طرف دوم از میزان تولید نفت خام و گاز غنی تولیدی از هر میدان/مخزن بر اساس احجام اندازه گیری شده و واحدهای تعیین شده دستمزد به ازای هر بشکه نفت خام و هر مترمکعب گاز غنی در مصوبه شورای اقتصاد محاسبه می شود و به نحوه مصرف (تحویل داخل یا صادرات)، نوع و قیمت فروش و درآمدهای ناشی از آن بستگی ندارد.
د – طرف دوم مکلف است ظرف (۱۵) روز از اعلام اداره نظارت، درخواست خود برای دریافت دستمزد ماهانه خود از مجموع درآمد حاصل از فروش تولیدات نفت و گاز را به خزانه اعلام نماید. خزانه مکلف است پس از دریافت درخواست، نسبت به واریز مبلغ مورد درخواست طرف دوم اقدام نماید. اقلام عمده درآمد حاصل از فروش تولیدات نفت و گاز به شرح تبصره های زیر می باشد:
تبصره ۱- در مورد صادرات نفت خام و میعانات گازی، بانک مرکزی مکلف است از منابع وصولی از سیاهه های اعلامی فروش، دستمزد ماهانه طرف دوم را به حساب آن شرکت واریز و باقیمانده را بر اساس ضوابط قانون بودجه بین سایر ذینفعان تقسیم کند.
تبصره ۲- در مورد درآمد ناشی از فروش فرآورده های نفتی، سازمان هدفمندسازی یارانه ها مکلف است اعتبارات ردیف مربوط به طرف دوم در بخش مصارف جدول تبصره (۱۴) قانون را مطابق آیین‌نامه اجرایی آن تبصره به عنوان بخشی از دستمزد طرف دوم به حساب آن شرکت واریز نماید.
تبصره ۳- در مورد درآمد ناشی از فروش میعانات گازی به شرکت های پتروشیمی و یا سایر خریداران که به حساب خزانه‌داری کل کشور واریز می شود، خزانه‌داری کل کشور مکلف است دستمزد طرف دوم را به حساب آن شرکت واریز نماید.
تبصره ۴- شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده های نفتی ایران مکلف است بر اساس قرارداد فروش نفت خام و میعانات گازی که توسط وزارت نفت ابلاغ می شود مابه التفاوت ارزش خوراک نفت خام و میعانات گازی تحویلی به شرکت های پالایش نفت با فرآورده های نفتی تحویلی از آن ها را به صورت ماهانه از شرکت های پالایش نفت دریافت و به حساب طرف دوم واریز نماید.
تبصره ۵- در مورد گاز غنی تحویلی طرف دوم به شرکت گاز، شرکت گاز مکلف است درآمد حاصل از فروش اتان و گاز مایع را بر اساس قرارداد فروش گازغنی و با قیمت گاز غنی که توسط وزارت نفت ابلاغ می شود، به حساب طرف دوم واریز نماید.
تبصره ۶- درصورتی که مجموع درآمد حاصل از فروش تولیدات نفت و گاز در هر ماه کمتر از دستمزد ماهانه طرف دوم شود، آن شرکت اجازه دارد مقادیر کسری را از درآمد ماه های آتی جبران نماید.
هـ – مبالغ دستمزدهایی که طبق مصوبه شورای اقتصاد بر حسب نوع فعالیت های طرف دوم، به این شرکت تعلق می گیرد، صرفاً برای محاسبه سهم طرف دوم از تولید نفت و گاز و تعیین درآمد استحقاقی به این شرکت خواهد بود. لیکن نحوه هزینه کرد و تخصیص منابع حاصله به هزینه های جاری یا سرمایه ای شرکت، کماکان تابع ارقام مصوب در بودجه این شرکت و شرکت های عملیاتی خواهد بود.
ماده ۱۰- ثبت و نگهداری اطلاعات فنی و مالی و تسویه حساب
الف – در اجرای بند (ح) ماده (۱) قانون الحاق (۲)، برای حفظ ارزش تجاری طرف دوم، درآمد حاصل از فروش تمامی نفت و گاز تولیدی طرف دوم، در دفاتر قانونی و حساب سود و زیان آن شرکت ثبت و پس از کسر سهم دستمزد خود بابت ارائه انواع خدمات، مطابق مصوبه شورای اقتصاد، باقیمانده به حساب بستانکاری خزانه ثبت می شود.
ب – طرف دوم مکلف است در مقاطع زمانی سه ماهه صورت وضعیت های عملکرد مالی عملیات خود را بر مبنای مصوبه شورای اقتصاد که به تأیید سازمان حسابرسی نیز می رسد، برای تأیید و تسویه به کارگروهی متشکل از سازمان برنامه و بودجه کشور، وزارت امور اقتصادی و دارایی و وزارت نفت با دبیری وزارت نفت، ارائه نماید. تأیید صورت وضعیت های یاد شده، حسب مورد به منزله قطعی شدن دستمزد طرف دوم و میزان بستانکاری/بدهکاری طرف دوم از/به دولت (خزانه) خواهد بود.
تبصره ۱- مقادیر قطعی تولید نفت خام و گاز غنی و دستمزد طرف دوم اعلامی توسط وزارت نفت (اداره کل نظارت) ملاک تسویه حساب نهایی طرف دوم با دولت (خزانه) می باشد.
تبصره ۲- دستورالعمل حسابداری نحوه ثبت وقایع مالی مرتبط با این قرارداد، توسط معاونت برنامه‌ریزی و با همکاری طرف دوم تهیه و پس از تأیید کارگروه تعریف شده در این بند، ملاک ثبت وقایع مالی طرف دوم و خزانه خواهد بود.
ج – تسویه حساب نهایی مالی حداکثر تا پایان خردادماه سال آتی انجام خواهد شد. درصورتی که برای سال مالی جاری بر مبنای این قرارداد، طرف دوم به خزانه بدهکار شود، باید ظرف (۳) ماه بدهی خود را به خزانه پرداخت نماید و درصورتی که از خزانه بستانکار شود، مجاز است ظرف همین مدت، مبلغ بستانکاری خود را از محل درآمدهای حاصل از تولیدات نفت و گاز برداشت نماید.
ماده ۱۱ – مالیات متعلقه و سود سهام
الف – طرف دوم و شرکت های عملیاتی بابت کلیه درآمدهای ناشی از اجرای این قرارداد و مصوبه شورای اقتصاد در خصوص دریافت سهم (دستمزد) منظور شده به استناد جزء (۷-۲) بند (ص) تبصره (۱) قانون، مشمول پرداخت مالیات با نرخ صفر و معاف از پرداخت سود سهام به دولت می باشد.
ب – مالیات و عوارض بر ارزش افزوده نفت و گاز تولیدی توسط طرف دوم و شرکت های عملیاتی فقط یک بار در انتهای زنجیره تولید و توزیع و بر مبنای ضوابط تبصره (۵) ماده (۱۷) قانون مالیات بر ارزش افزوده – مصوب ۱۴۰۰- و آیین‌نامه مربوط محاسبه و دریافت می شود.
ماده ۱۲- سایر شرایط قراردادی
باتوجه به هدف و موضوع قرارداد، سایر موارد قراردادی و روابط مالی دولت با سایر اشخاص و شرکت ها تابع شرایط، مقررات و قوانین قبلی است و در صورت اختلاف مفاد این قرارداد با سایر قراردادها، مفاد این قرارداد ملاک عمل خواهد بود.
وزارت نفت به نمایندگی از طرف دولت جمهوری اسلامی ایران جواد اوجی وزیر نفت
از طرف شرکت ملی نفت ایران محسن خجسته مهر مدیرعامل
دستورالعمل نحوه اندازه گیری احجام و اوزان نفت، گاز و فرآورده های اصلی
ماده ۱) – موضوع و دامنه کاربرد:
اندازه گیری احجام و اوزان نفت (نفت خام و میعانات گازی) و گاز تولیدی، صادراتی، وارداتی و مبادلات داخلی چهار شرکت اصلی وزارت نفت و شرکت های تابعه و فرآورده های اصلی نفتی و گازی تولیدی آن ها جهت خوراک واحدهای صنعتی پایین دستی و تحویل به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران جهت توزیع داخلی، صادرات و فروش مرزی مطابق این دستورالعمل انجام خواهد شد.
ماده ۲) – تعاریف:
الف- اداره کل نظارت: اداره کل نظارت بر صادرات و مبادلات مواد نفتی وزارت نفت
ب – شرکت های اصلی: شرکت ملی نفت ایران، شرکت ملی گاز ایران، شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده های نفتی ایران، شرکت ملی صنایع پتروشیمی ایران
پ – شرکت های فرعی: کلیه شرکت های تابعه زیرمجموعه شرکت های اصلی
ت – شرکت ملی پخش: شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران
ث – حجم خالص استاندارد (NSV): حجم خالص استاندارد در دمای (۶۰) درجه فارنهایت (F °۶۰) معادل (۵۶/ ۱۵) درجه سانتی گراد (C ° ۵۶/ ۱۵) و فشار پایه (۱) اتمسفر (1atm) معادل (۷/ ۱۴) پی اس آی
ج – نفت: نفت خام و میعانات گازی
چ – فرآورده های اصلی: بنزین، نفت گاز، نفت کوره، نفت سفید، گازمایع (LPG) و سوخت هوایی
ح- گاز غنی: گاز شامل اجزای متان، اتان، پروپان و بوتان و اجزای C5+ در فاز گازی که تحت شرایط عملیاتی امکان جداسازی اجزای آن وجود دارد.
خ – گاز طبیعی: گاز تصفیه شده و شیرین سازی شده در خروجی شرکت های پالایش گاز
د – STS (Ship to Ship): روش انتقال محموله های نفتی بین دو کشتی
ذ- GSV (Gross Standard Volume): حجم استاندارد ناخالص براساس شاخص های کیفی محموله
ر – TCV (Total Calculated Volume): حجم استاندارد ناخالص بعلاوه آب آزاد بر اساس شاخص های کیفی محموله
ز – Bill of Lading: بارنامه صادره از طرف تحویل دهنده در خصوص میزان نفت و فرآورده بارگیری شده در کشتی/ مخزن دار در ترمینال نفتی
ژ- Out Turn Figure: رقم سند نهایی صادره از طرف تحویل گیرنده در خصوص دریافت میزان نفت و فرآورده تخلیه شده از کشتی/ مخزن دار در ترمینال نفتی
س – JP4 (Jet Propellant-4): نوعی سوخت هوایی با ترکیب بنزین و نفت سفید
ش – ATK (Aviation Turbine Kerosene): نوعی سوخت هوایی مناسب برای موتورهای جت توربینی
ص – : CUSTODY TRANSFER نقل و انتقالات حقوقی و تجاری که به واسطه آن مالکیت محموله تبادل شده از شرکتی به شرکت دیگر منتقل و اسناد مالی بر اساس آن تنظیم می گردد.
ض – هدررفتگی: مقادیر نفت خام و میعانات گازی که در اثر وقوع حوادث در واحدهای بهره برداری و خطوط انتقال و مخازن ذخیره هدر رفته و قابل بازیافت نمی باشند.
ط – تحویل دهنده: کلیه شرکت های فرعی که به نمایندگی از شرکت های اصلی اقدام به تأمین و ارسال خوراک/ سوخت به سایر واحدهای مصرف کننده می نمایند.
ظ – تحویل گیرنده: کلیه واحدهای مصرف کننده خوراک/ سوخت دریافتی از شرکت های فرعی می باشند.
ماده ۳) – مسئولیت های “اداره کل نظارت”:
مسئولیت نظارت و تأیید مقادیر کمی و شاخص های کیفی، اعلام روش ها، دستورالعمل ها و استانداردهای سنجش های کمی و کیفی و نظارت بر واسنجی (کالیبراسیون) تجهیزات مربوط به آن، تأیید سیستم های اندازه گیری و هرگونه تغییر، ارتقاء و تجهیز سامانه (سیستم) های مذکور در مبادی تحویل و تحول و همچنین مرجعیت رسیدگی به حل و فصل اختلافات ناشی از سنجش های کمی و کیفی بر عهده “اداره کل نظارت” می باشد. همچنین تمامی اسناد کمی و کیفی مبادلات مشمول این دستورالعمل پس از تهیه و تأیید (مهر و امضاء) طرفین تحویل دهنده و تحویل گیرنده باید به تأیید “اداره کل نظارت” برسد.
تبصره – در صورت عدم تأیید اسناد مبادلاتی توسط هریک از طرفین تحویل دهنده و یا تحویل گیرنده، دلایل خود را به صورت مکتوب به “اداره کل نظارت” ارائه نمایند. پس از بررسی، نظر “اداره کل نظارت” به عنوان مرجع مرضی الطرفین، فصل الخطاب بوده و طرفین تحویل دهنده و تحویل گیرنده می بایست براساس آن نسبت به تهیه و تأیید (مهر و امضاء) اسناد مربوطه اقدام نمایند.
ماده ۴) – متولی انجام عملیات:
انجام عملیات اندازه گیری کمی و کیفی، نمونه گیری و واسنجی (کالیبراسیون) در مبادی مورد اشاره در این دستورالعمل حسب مورد بر عهده شرکت های اصلی بوده که این امر از طریق واحدهای سازمانی موجود در شرکت های فرعی و با نظارت و تأیید “اداره کل نظارت” انجام خواهد شد.
ماده ۵) – نحوه اندازه گیری نفت خام و میعانات گازی تولیدی:
در خصوص میزان تولید نفت خام و میعانات گازی شرکت ملی نفت ایران تا زمانی که الزامات اندازه گیری دقیق (CUSTODY) تحقق نیافته، بر اساس مجموع مقادیر صادرات، تحویلی به پالایشگاه ها و پتروشیمی ها و سایر خریداران داخلی، تغییرات موجودی مخازن اصلی و ذخایر پایانه ها، تغییرات موجودی مخازن عملیاتی خطوط لوله و میزان تغییرات موجودی ذخایر واحدهای بهره برداری تولید و پالایشگاه های گاز و با تأیید “اداره کل نظارت” انجام گردد.
تبصره – با توجه به عدم امکان اندازه گیری سیال چند فازی در خروجی میادین نفتی با دقت CUSTODY و دقت پایین سامانه (سیستم )های اندازه گیری در خروجی واحدهای بهره برداری و همچنین اختلاط تولید چند میدان نفتی در یک واحد بهره برداری، میزان تولید نفت به تفکیک میادین هریک از شرکت های تولیدی زیرمجموعه شرکت ملی نفت ایران تا زمان نصب سامانه (سیستم )های اندازه گیری دقیق (CUSTODY) به روش سرشکن توسط شرکت ملی نفت ایران تعیین و اعلام گردد، به نحوی که مجموع آن از سقف میزان تولید اعلامی “اداره کل نظارت” حسب ماده فوق تجاوز ننماید.
ماده ۶) – نحوه اندازه گیری گاز غنی تولیدی:
در خصوص میزان گاز خام و گاز غنی تولیدی شرکت ملی نفت ایران تحویلی به پالایشگاه های گاز با توجه به چند فازی بودن گاز تولیدی وعدم وجود سامانه (سیستم )های اندازه گیری دقیق (CUSTODY) در مبادی تولیدی و ورودی پالایشگاه های گاز، تعیین مقدار خوراک گاز غنی تحویلی از شرکت ملی نفت ایران به پالایشگاه های گاز و پتروشیمی ها و سایر مصرف کنندگان، بر مبنای روش های محاسباتی (Back Calculation) مشتمل بر احجام گاز خروجی پالایشگاه ها، تولید گازمایع، گاز مصرفی و سوزانده شده پالایشگاه ها، اتان استحصالی… و اندازه گیری گاز تحویلی از شرکت های بهره برداری نفت و گاز و کارخانه های گاز و گاز مایع که به تأیید “اداره کل نظارت” رسیده باشد، تعیین می گردد.
تبصره ۱- شرکت ملی گاز ایران موظف است نسبت به تجهیز مسیرهای گاز تحویلی به خط سراسری، گازمایع تولیدی، اتان استحصالی، سوخت مصرفی و گاز سوزانده شده پالایشگاه ها به سامانه های اندازه گیری دقیق (CUSTODY) مطابق با نظر “اداره کل نظارت” اقدام نماید.
تبصره ۲- شرکت ملی نفت ایران موظف است نسبت به تجهیز مسیرهای خروجی شرکت های بهره برداری نفت و گاز و کارخانه های گاز و گازمایع به سامانه های اندازه گیری دقیق (CUSTODY) مطابق با نظر “اداره کل نظارت” اقدام نماید.
تبصره ۳- با توجه به تعدد نقاط اندازه گیری در مصارف عملیاتی، گازهای سوزانده شده و تزریقی در شرکت های فرعی، احجام گاز مربوطه توسط شرکت ملی نفت ایران اعلام می گردد.
ماده ۷) – مبادی تحویل فرآورده های اصلی به شرکت ملی پخش:
فرآورده های اصلی در خروجی پالایشگاه های نفتی حسب مورد و با درجه های کیفی متفاوت، اندازه گیری و به شرکت ملی پخش به نمایندگی از شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده های نفتی ایران تحویل داده می شود.
تبصره ۱- خطوط لوله انتقال فرآورده های اصلی از خروجی پالایشگاه های نفتی می بایست مستقل و واحدهای تحویل دهنده و تحویل گیرنده موظف به بررسی و مسدودسازی کلیه انشعابات می باشند.
تبصره ۲- کمیت و کیفیت مواد افزودنی وارداتی و دریافتی از پتروشیمـی ها که به منظور اختلاط با فرآورده های موضوع ماده (۸) این دستورالعمل به شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده های نفتی ایران در پالایشگاه ها تحویل می گردد، مستتر در حجم فرآورده های خروجی از پالایشگاه ها می باشد.
تبصره ۳ -شرکت ملی پخش موظف است نسبت به توزیع فرآورده های نفتی اصلی (دریافتی و اختلاطی) در خروجی انبارهای پخش براساس آخرین مشخصات کیفی فرآورده (SPEC) شرکت ملی پالایش و پخش فرآورده های نفتی اقدام نماید.
ماده ۸) – وظایف عملیاتی شرکت ملی پخش:
“شرکت ملی پخش” موظف است مقادیر کمی و کیفی فرآورده های اصلی را به تفکیک مقادیر تحویلی از پالایشگاه ها، واردات، سوخترسانی (بانکرینگ)، صادرات، فروش ارزی و مرزی و موجودی اول و آخر سال را به تأیید “اداره کل نظارت” برساند.
تبصره – شرکت ملی پخش موظف است صرفاً از انبارهای مجهز به سامانه (سیستم) های اندازه گیری دقیق کمی و کیفی (CUSTODY) مورد تأیید ” اداره کل نظارت” اقدام به صادرات و یا فروش مرزی فرآورده های اصلی نماید.
ماده ۹) – فروش در بورس انرژی و مجریان سوخترسانی (بانکرینگ):
مرجع نظارت بر کمیت و کیفیت اوزان و احجام سوخت تحویلی به مجریان سوخترسانی (بانکرینگ) و فروش میعانات گازی و نفت خام از طریق بورس انرژی “اداره کل نظارت” می باشد. شرکت های عامل در اجرای موارد فوق الذکر مطابق با الزامات مندرج در مواد این دستورالعمل باید هماهنگی لازم را از قبل با آن اداره کل به عمل آورند.
ماده ۱۰) – اولویت سامانه های اندازه گیری:
اولویت اندازه گیری نفت، گاز و فرآورده های اصلی در تمامی مبادی تولیدی، پایانه های صادراتی و وارداتی و ارسالی به سایر مبادی داخلی بر مبنای سامانه (سیستم) های اندازه گیری خودکار دقیق (CUSTODY) (مشتمل بر میتر/ اسکید میترینگ، ادوات صحت سنجی شامل انواع پروور و مستر میتر، نمونه گیر خودکار و برخط، فلوکامپیوتر، سوپروایزری و دستگاه های خودکار سنجش سطح و دمای مخازن ذخیره) که صحت کارکرد آن ها مورد تأیید “اداره کل نظارت” قرار گرفته، می باشد.
تبصره ۱- در ارتباط با نفت و فرآورده های اصلی در صورت عدم نصب و یا خارج شدن موقت سامانه (سیستم) میترینگ از مدار بهره برداری (به دلایل فنی و تعمیراتی یا عدم کارکرد با دقت موردنظر)، عمق یابی مخازن ذخیره و در مرحله بعد (به جز مواردی که در جداول ۱ تا ۹ این دستورالعمل به سایر روش های اندازه گیری تصریح شده باشد) روش توزین (استاتیکی و ریلی) و اندازه گیری کشتی حسب مورد در هر یک از مبادی بنابر اعلام و تأیید “اداره کل نظارت” تا زمان نصب و یا رفع مشکل، در تعیین مقادیر کمی و کیفی مبنای عمل خواهد بود.
تبصره ۲- در کلیه مبادی مذکور در جداول ۱ تا ۹ این دستورالعمل که روش اندازه گیری “سامانه های اندازه گیری نصب شده در محل های اندازه گیری” عنوان شده است، اعلام اولویت سامانه و روش اندازه گیری توسط “اداره کل نظارت” انجام می پذیرد.
ماده ۱۱) – نقاط فاقد سامانه (سیستم) اندازه گیری دقیق:
“اداره کل نظارت” موظف است فهرست آن دسته از مبادی که مجهز به سامانه (سیستم )های اندازه گیری خودکار دقیق (CUSTODY) مورد تأیید آن اداره کل نیستند و یا به طور موقت از فعالیت خارج می باشند را به مدیران عامل شرکت های اصلی اعلام نماید. پیگیری موضوع تا نصب و راه اندازی سامانه (سیستم) میترینگ مورد تأیید ” اداره کل نظارت”، بر عهده آن مدیران می باشد.
ماده ۱۲) – عملیات اندازه گیری کشتی به کشتی (STS):
در بارگیری نفت از پایانه های مبادی اولیه به کشتی های مادر برای انجام عملیات STS، مقدار بارگیری شده بر اساس احجام حاصل از سامانه (سیستم )های میترینگ یا عمق یابی مخازن ساحلی به عنوان نفت تولیدی و ذخیره شناور شرکت ملی نفت ایران محسوب می گردد.
تبصره – برای نفت خام های سروش و کوروش، اندازه گیری و نمونه گیری صرفاً از مخازن کشتی صادراتی/ مبادلاتی قابل انجام می باشد.
ماده ۱۳) – نحوه محاسبه عملیات اندازه گیری کشتی به کشتی (STS):
در انجام عملیات بارگیری نفت و فرآورده های نفتی (تمام محموله یا بخشی از آن) از کشتی مادر و به روش STS، مقدار بارنامه در صورت مغایرت کمتر از ۲/ ۰ درصد (۲/ ۰ % ≥) بین TCVDischarged با Loaded TCV برابر حجم استاندارد حاصل از اندازه گیری مخازن کشتی مادر بوده و در غیر این صورت، میانگیــن احجام استاندارد تحویلی و دریافتی ملاک عمل قرار خواهد گرفت.
تبصره ۱- در مواردی که شرایط استاندارد اندازه گیری کمی و کیفی از نفت کش صادراتی یا مبادلاتی میسر نباشد، به تشخیص ” اداره کل نظارت ” اسناد و بارنامه تنظیم خواهد شد.
تبصره ۲- در انتخاب و تعیین نفت کش های مادر، صادراتی و مبادلاتی داخلی که اندازه گیری می شوند، بایستی الزاماتی نظیر وضعیت مناسب ساختمان بدنه و دیواره مخازن، اتصالات و شیرهای ارتباطی، جداول واسنجی (کالیبراسیون) معتبر مخازن، تجهیزات استاندارد اندازه گیری ارتفاع و دما، نمونه گیری، مستندات و سوابق معتبر قبلی بارگیری/ تخلیه نفت کش و … رعایت گردد. درصورتی که نفت کش های انتخابی فاقد شرایط استاندارد اندازه گیری از نظر “اداره کل نظارت” ارزیابی گردند، شرکت های اصلی موظف می باشند وفق نظر ” اداره کل نظارت ” در بارگیری های بعدی نفت کش مربوطه را انتخاب ننمایند.
ماده ۱۴) – مبادی ثانویه:
شرکت ملی نفت ایران موظف است کلیه تبادلات نفت خام، میعانات گازی و فرآورده های نفتی در مبادی ثانویه (مخازن استیجاری و شناور) را تحت نظر “اداره کل نظارت” به عنوان تنها مرجع رسمی تعیین و اعلام ارقام دقیق صادرات نفت خام و میعانات گازی انجام دهد.
ماده ۱۵) – گواهی واسنجی (کالیبراسیون):
گواهینامه های کالیبراسیون تجهیزات اندازه گیری، جداول و ضرایب حجمی و وزنی و جـداول کالیبراسیون مخازن ذخیره مرتبط با جداول ۹گانه این دستورالعمل می بایست مورد تأیید “اداره کل نظارت” باشد.
ماده ۱۶) – ارائه آمار توسط شرکت های تابعه:
کلیه شرکت های تابعه وزارت نفت موظف به ارائه گزارش مدارک فنی مربوط به تجهیزات اندازه گیری، آمار و اطلاعات کمی و کیفی و ریز محاسبات مورد درخواست نمایندگان “اداره کل نظارت” در مناطق عملیاتی می باشند.
ماده ۱۷) – تأیید صحت و اعتبار اندازه گیری:
“اداره کل نظارت” به منظور تأیید صحت و اعتبار اندازه گیری ها توسط شرکت های اصلی در مبادی مذکور در این دستورالعمل، موظف است نظارت مستمر در خصوص اندازه گیری های جداول شماره ۱، ۲، ۴، ۵، ۶، ۷، ۹ داشته باشد. در خصوص اندازه گیری های جداول شماره ۳ و ۸، نظارت آن ها حسب مورد براساس بازرسی های غیرمستمر و صرفاً در چهارچوب انطباق روش های اندازه گیری با استانداردهای مربوطه می باشد.
ماده ۱۸) – مشخصات کیفی خوراک و فرآورده های اصلی:
شرکت های اصلی موظفند به صورت سالانه نسبت به تدوین و ارائه مشخصات کیفی خوراک و یا فرآورده های اصلی تحویلی آن شرکت ها (SPEC) حسب مورد و با هماهنگی “اداره کل نظارت” اقدام نمایند. هرگونه تغییر در محدوده مشخصات کیفی (SPEC) و روش های نمونه برداری و اندازه گیری کیفیت مواد نفتی مشمول این دستورالعمل، پس از هماهنگی با “اداره کل نظارت” مجاز خواهد بود.
تبصره – کلیه شرکت های مشمول این دستورالعمل موظفند، در حضور نماینده “اداره کل نظارت” نمونه برداری و آزمایش های کیفی را به انجام برسانند و برگه گواهی کیفیت در هر تحویل و تحول مورد تأیید نمایندگان شرکت تحویل دهنده، شرکت تحویل گیرنده و آن اداره کل قرار گیرد.
ماده ۱۹) – هدررفتگی:
کلیه شرکت های فرعی موظفند مقادیر هرگونه هدررفتگی عملیاتی را به محض وقوع به مناطق عملیاتی “اداره کل نظارت” جهت بررسی و تخمین آن اعلام نمایند. همچنین گزارش واحد HSE نیز می بایست به “اداره کل نظارت” ارسال گردد.
ماده ۲۰) – مبنای استناد در موارد جدید:
در کلیه مواردی که این دستورالعمل، موارد خاص را تصریح ننموده و در مبادی که تولید و نقل و انتقالات پس از ابلاغ این دستورالعمل اضافه می گردند، الزامات عمومی مذکور در مواد این دستورالعمل ملاک عمل بوده و اظهارنظر “اداره کل نظارت” مبنای استناد خواهد بود.
ماده ۲۱) – ارتقاء و تجهیز مبادی تحویل و تحول:
کلیه شرکت های تابعه وزارت نفت موظفند نسبت به ارتقاء و تجهیز کلیه مبادی تحویل و تحول نفت، گاز و فرآورده های اصلی نفتی و گازی به سامانه (سیستم )های اندازه گیری خودکار دقیق (CUSTODY) (مشتمل بر میتر/ اسکید میترینگ، ادوات صحت سنجی شامل انواع پروور و مستر میتر، نمونه گیر خودکار و برخط، فلوکامپیوتر، سوپروایزری و دستگاه های خودکار سنجش سطح و دمای مخازن ذخیره) با تأیید “اداره کل نظارت” در مراحل تدوین شرح کار، پیشنهاد های فنی منتخب شرکت های تأمین کننده، مدارک طراحی پایه و تفصیلی مرتبط با سیستم های اندازه گیری و نظارت بر تست های کارخانه ای و میدانی، اقدام لازم را به عمل آورند.
تبصره – کلیه شرکت های تابعه وزارت نفت مکلف می باشند نسبت به اختصاص بودجه لازم جهت تأمین سامانه های موضوع ماده فوق و ماده (۱۱) در قالب ردیف بودجه مستقل اقدام نمایند.
ماده ۲۲) – انعقاد قرارداد فروش:
کلیه شرکت های اصلی موظفند در زمان انعقاد قرارداد فروش خوراک نفت، گاز و فرآورده های اصلی نفتی و گازی با مشتریان خود کلیه ملاحظات مرتبط با سنجش های کمی و کیفی را مطابق با نقاط اندازه گیری مندرج در جداول این دستورالعمل مدنظر قرار داده و هماهنگی لازم را منطبق با نظر “اداره کل نظارت” به عمل آورند.
تبصره – در صورت بروز خطا در سامانه (سیستم )های اندازه گیری موجود که سبب مخدوش شدن اعتبار اندازه گیری ها گردد، “اداره کل نظارت” مجاز است بنا بر تشخیص خود نسبت به اعلام تغییر و اصلاح نقطه مذکور اقدام نموده و شرکت های تحویل دهنده و تحویل گیرنده ملزم به اجرای آن می باشند.
ماده ۲۳) – وظایف شرکت های فرعی:
کلیه شرکت های فرعی که حسب قراردادهای منعقده به عنوان تحویل دهنده اقدام به ارسال خوراک/ سوخت به سایر واحدهای مصرف کننده به عنوان تحویل گیرنده می نمایند، موظفند نسبت به انجام کلیه امور مربوط به اندازه گیری کمی و کیفی مشتمل بر تهیه و تنظیم اسناد کمی و کیفی، عمق یابی مخازن، پروو میترها، نمونه گیری و تجزیه و تحلیل (آنالیز) نمونه، رفع اشکالات نرم افزاری و سخت افزاری، تعویض، جایگزینی، ارتقاء و تجهیز سیستم های اندازه گیری، واسنجی (کالیبراسیون) دوره ای و سایر موارد را با هماهنگی و تأیید “اداره کل نظارت” به انجام برسانند. مسئولیت نظارت بر حسن اجرای این ماده بر عهده مدیران عامل شرکت های فرعی و چهار شرکت اصلی می باشد.
ماده ۲۴) – سازندگان و تجمیع کنندگان:
شناسایی و تأیید سازندگان و تجمیع کنندگان بومی و بین المللی تجهیزات اندازه گیری کمی و کیفی با حفظ نگرش حداکثری به بومی سازی جهت قرار گرفتن در فهرست بلند دستگاه مرکزی وزارت نفت صرفاً پس از تأیید فنی “اداره کل نظارت” مجاز می باشد.
ماده ۲۵) – امکانات و تسهیلات لازم “اداره کل نظارت”:
تأمین امکانات لازم برای استقرار کارکنان سازمانی “اداره کل نظارت” در تمامی مبادی اندازه گیری شامل اسکان، غذا، دفترکار، وسیله نقلیه، ملزومات اداری، خطوط ارتباطی، تردد، ایاب و ذهاب و هزینه های مترتب، بلیت هواپیما، اولویت اختصاص منازل سازمانی، البسه ایمنی و اداری و کلیه امکانات رفاهی و سایر تسهیلات رایج و همچنین کلیه هماهنگی ها و تمهیدات لازم جهت انجام مأموریت های اداری داخلی و خارج از کشور، حسب مورد بر عهده شرکت های نظارت شونده در حد مدیران/ مدیران عامل شرکت ها در این دستورالعمل می باشد. نظارت کامل بر حسن انجام این ماده بر عهده مدیران عامل چهار شرکت اصلی می باشد.
ماده ۲۶) – به روزرسانی دستورالعمل:
مسئولیت به روز رسانی جداول نه گانه این دستورالعمل و ابلاغ آن به شرکت های تابعه وزارت نفت به صورت سالانه برعهده وزارت نفت می باشد.
جدول (۱): اندازه گیری حجم نفت صادراتی و وارداتی و طرح معوض از مبادی اولیه
|
ردیف
|
موضوع
|
روش اندازه گیری
|
|
۱
|
اندازه‌گیری حجم نفت خام صادراتی از خارگ
|
سامانه اندازه گیری توربینی در ساحل آذرپاد و اسکله شرقی پایانه نفتی خارگ
|
|
۲
|
اندازه گیری حجم نفت خام صادراتی از لنگرگاه خارگ
|
عمق یابی مخازن کشتی بر اساس ماده ۱۴ این دستورالعمل
|
|
۳
|
اندازه گیری حجم نفت خام صادراتی از لاوان
|
سامانه اندازه گیری جابجایی مثبت فلات قاره لاوان
|
|
۴
|
اندازه گیری حجم نفت خام صادراتی از سیری
|
عمق یابی مخازن ذخیره ساحلی
|
|
۵
|
اندازه گیری حجم نفت خام صادراتی از بهرگان
|
عمق یابی مخازن ذخیره ساحلی
|
|
۶
|
اندازه گیری حجم نفت خام صادراتی از پایانه شناور ذخیره سازی خلیج فارس
|
سامانه اندازه گیری اولتراسونیک
|
|
۷
|
اندازه گیری حجم نفت خام صادراتی از پایانه شناور فراورشی کوروش
|
سامانه اندازه گیری توربینی
|
|
۸
|
اندازه گیری حجم نفت خام صادراتی از پایانه جاسک
|
سامانه اندازه گیری توربینی در پایانه نفتی جاسک
|
|
۹
|
اندازه گیری حجم نفت خام وارداتی، صادراتی و طرح معوض در پایانه نفتی نکا
|
۱- سامانه اندازه گیری جابجایی مثبت برای واردات و طرح معوض
۲- عمق یابی مخازن ذخیره ساحلی برای صادرات
|
|
۱۰
|
اندازه گیری حجم میعانات گازی صادراتی از عسلویه
|
۱- سامانه های اندازه گیری جابجایی مثبت و اولتراسونیک سایت ۱ و سامانه اندازه گیری توربینی سایت ۲
۲- میترهای توربینی بازوهای بارگیری شرکت ملی پخش عسلویه جهت بارگیری تانکرهای جاده پیما
|
|
۱۱
|
اندازه گیری حجم میعانات گازی صادراتی از بندر سیراف
|
سامانه اندازه گیری جابجایی مثبت تأسیسات بندر سیراف
|
|
۱۲
|
اندازه گیری حجم میعانات گازی صادراتی از لنگرگاه خارگ و عسلویه
|
عمق یابی مخازن کشتی براساس ماده ۱۴ این دستورالعمل
|
|
۱۳
|
اندازه گیری حجم مایعات گازی صادراتی کارخانه گاز و گازمایع (NGL) سیری
|
سامانه اندازه گیری اولتراسونیک
|
جدول (۲): اندازه گیری حجم نفت، مایعات گازی و نفتای طبیعی تحویلی به پالایشگاه ها، مجتمع های پتروشیمی، فروش در بورس انرژی و قراردادهای داخلی
|
ردیف
|
موضوع
|
روش اندازه گیری
|
|
۱
|
اندازه گیری حجم نفت خام تحویلی به پالایشگاه های امام خمینی (ره) شازند و کرمانشاه
|
عمق یابی مخازن ذخیره در پالایشگاه
|
|
۲
|
اندازه گیری حجم نفت خام تحویلی به پالایشگاه بندرعباس
|
۱- سامانه اندازه گیری توربینی خارگ (مبدأ ارسال خارگ)
۲- عمق یابی مخازن ذخیره پالایشگاه (مبدأ ارسال نفت خام هنگام از قشم)
۳- عمق یابی مخازن ذخیره/ کشتی در مبادی اولیه ارسال (بهرگان، سیری، لاوان، پایانه شناور خلیج فارس و کوروش)
|
|
۳
|
اندازه گیری حجم نفت خام تحویلی به پالایشگاه های آبادان و تهران
|
سامانه اندازه گیری جابجایی مثبت نصب شده در ورودی پالایشگاه
|
|
۴
|
اندازه گیری حجم نفت خام تحویلی به پالایشگاه تبریز و اصفهان
|
سامانه اندازه گیری توربینی نصب شده در تأسیسات انتهایی شرکت خطوط لوله
|
|
۵
|
اندازه گیری حجم نفت خام گچساران و سروستان تحویلی به پالایشگاه شیراز
|
سامانه اندازه گیری توربینی نصب شده در تأسیسات انتهایی خطوط لوله
|
|
۶
|
اندازه گیری حجم نفت خام تحویلی به پالایشگاه لاوان
|
عمق یابی مخازن ذخیره شرکت نفت فلات قاره لاوان
|
|
۷
|
اندازه گیری حجم میعانات گازی آغار و دالان تحویلی به پالایشگاه شیراز
|
عمق یابی مخازن ذخیره در پالایشگاه
|
|
۸
|
اندازه گیری حجم میعانات گازی تحویلی به پالایشگاه های بندرعباس و لاوان
|
۱- سامانه های اندازه گیری جابجایی مثبت و اولتراسونیک سایت ۱ و سامانه اندازه گیری توربینی سایت ۲ (مبدأ ارسال عسلویه)
۲- سامانه اندازه گیری جابجایی مثبت (مبدأ ارسال بندر سیراف)
۳- سامانه اندازه گیری توربینی نصب شده در ورودی پالایشگاه بندرعباس (مبدأ ارسال پالایشگاه گاز سرخون)
|
|
۹
|
اندازه گیری حجم نفتای طبیعی (مارون خامی) تحویلی به پالایشگاه آبادان
|
عمق یابی مخازن ذخیره بندر صادراتی ماهشهر
|
|
۱۰
|
اندازه گیری حجم میعانات گازی خروجی از پالایشگاه گاز شهید هاشمی نژاد (فروش در بورس انرژی و قراردادهای داخلی)
|
توزین تانکرهای جاده پیما توسط باسکول های مورد تأیید
|
|
۱۱
|
اندازه گیری حجم میعانات گازی خروجی از پالایشگاه گاز ایلام تحویلی به پتروشیمی ایلام
|
سامانه اندازه گیری کوریولیس پالایشگاه
|
|
۱۲
|
اندازه گیری حجم میعانات گازی خروجی تأسیسات ذخیره سازی سراجه قم
|
میترهای جابجایی مثبت بازوهای بارگیری
|
|
۱۳
|
اندازه گیری حجم میعانات گازی تحویلی به پتروشیمی نوری (برزویه)
|
سامانه اندازه گیری توربینی نصب شده در ورودی پتروشیمی
|
|
۱۴
|
اندازه گیری حجم میعانات گازی پارس جنوبی و پارسیان و کنگان تحویلی به پتروشیمی بوعلی
|
۱- سامانه های اندازه گیری جابجایی مثبت و اولتراسونیک سایت ۱ و سامانه توربینی سایت ۲ (مبدأ ارسال عسلویه)
۲- سامانه های اندازه گیری جابجایی مثبت (مبدأ ارسال بندر سیراف)
|
|
۱۵
|
اندازه گیری حجم نفتای طبیعی (پازنان) تحویلی به پتروشیمی بوعلی
|
سامانه اندازه گیری توربینی ورودی پتروشیمی
|
|
۱۶
|
اندازه گیری حجم میعانات گازی خروجی تأسیسات نم زدایی مسجد سلیمان پتروشیمی رازی
|
توزین نفت کش های جاده پیما توسط باسکول های مورد تأیید
|
|
۱۷
|
اندازه گیری حجم مایعات گازی تحویلی به پتروشیمی بندر امام (ره)
|
سامانه اندازه گیری توربینی ورودی پتروشیمی
|
|
۱۸
|
اندازه گیری حجم میعانات گازی پارس جنوبی فروش در بورس انرژی
|
اندازه گیری از طریق میترهای توربینی بازوهای بارگیری شرکت ملی پخش عسلویه
|
|
۱۹
|
اندازه گیری حجم میعانات گازی پارس جنوبی تحویلی به پالایشگاه ستاره خلیج فارس
|
سامانه اندازه گیری اولتراسونیک نصب شده در خروجی مخازن متمرکز عسلویه
عمق یابی مخازن ذخیره متمرکز و پالایشگاه های گاز در عسلویه
|
جدول (۳): اندازه گیری حجم میعانات گازی تثبیت شده تولیدی
|
ردیف
|
موضوع
|
روش اندازه گیری
|
|
۱
|
اندازه گیری تولید میعانات گازی خانگیران
|
عمق یابی مخازن ذخیره پالایشگاه و با رعایت مفاد ماده ۵ این دستورالعمل
|
|
۲
|
اندازه گیری تولید میعانات گازی کنگان
|
عمق یابی مخازن ذخیره پالایشگاه گاز فجرجم و تأسیسات بندر سیراف و با رعایت مفاد ماده ۶ این دستورالعمل
|
|
۳
|
اندازه گیری تولید میعانات گازی سرخون
|
عمق یابی مخازن ذخیره پالایشگاه و با رعایت مفاد ماده ۵ این دستورالعمل
|
|
۴
|
اندازه گیری تولید میعانات گازی آغار و دالان
|
عمق یابی مخازن ذخیره پالایشگاه و با رعایت مفاد ماده ۵ این دستورالعمل
|
|
۵
|
اندازه گیری تولید میعانات گازی پارسیان
|
عمق یابی مخازن ذخیره پالایشگاه و با رعایت مفاد ماده ۵ این دستورالعمل
|
|
۶
|
اندازه گیری تولید میعانات گازی سراجه (قم)
|
عمق یابی مخازن ذخیره تأسیسات سراجه و با رعایت مفاد ماده ۵ این دستورالعمل
|
|
۷
|
اندازه گیری تولید میعانات گازی ایلام
|
عمق یابی مخازن ذخیره پالایشگاه و با رعایت مفاد ماده ۵ این دستورالعمل
|
|
۸
|
اندازه گیری تولید میعانات گازی پارس جنوبی
|
عمق یابی مخازن ذخیره پالایشگاه و با رعایت مفاد ماده ۵ این دستورالعمل
|
جدول (۴): اندازه گیری حجم فرآورده های نفتی اصلی (به غیر از گازمایع) تحویلی از پالایشگاه ها به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران
|
ردیف
|
موضوع
|
روش اندازه گیری
|
|
۱
|
اندازه گیری حجم فرآورده های نفتی تحویلی به شرکت ملی پخش از پالایشگاه تبریز
|
عمق یابی مخازن ذخیره فرآورده در پالایشگاه
|
|
۲
|
اندازه گیری حجم فرآورده های نفتی تحویلی به شرکت ملی پخش از پالایشگاه امام خمینی (ره) شازند
|
۱- عمق یابی مخازن ذخیره فرآورده در پالایشگاه
۲- سامانه اندازه گیری توربینی برای فرآورده بنزین
|
|
۳
|
اندازه گیری حجم فرآورده های نفتی تحویلی به شرکت ملی پخش از پالایشگاه آبادان
|
۱- عمق یابی مخازن ذخیره فرآورده در پالایشگاه و بندر صادراتی ماهشهر
۲- سامانه اندازه گیری جابجایی مثبت برای فرآورده نفت کوره
|
|
۴
|
اندازه گیری حجم فرآورده های نفتی تحویلی بـه شرکت ملــی پخش از پالایشگاه کرمانشاه
|
۱- عمق یابی مخازن ذخیره فرآورده در پالایشگاه
۲- سامانه های اندازه گیری جابجایی مثبت برای فرآورده نفت سفید و نفت گاز
|
|
۵
|
اندازه گیری حجم فرآورده های نفتی تحویلی به شرکت ملی پخش از پالایشگاه بندرعباس، اصفهان، تهران و شیراز
|
سامانه اندازه گیری توربینی و جابجایی مثبت نصب شده در پالایشگاه
|
|
۶
|
اندازه گیری حجــم فرآورده های نفتی تحویلی به شرکت ملی پخش از پالایشگاه لاوان
|
۱- عمق یابی مخازن ذخیره فرآورده در پالایشگاه
۲- سامانه اندازه گیری اولتراسونیک در اسکله چندمنظوره
|
|
۷
|
اندازه گیــری حجــم فرآورده های نفتی تحویلی به شرکت ملی پخش از پالایشگاه ستاره خلیج فارس
|
سامانه اندازه گیری توربینی نصب شده در فنس ورودی انبار پخش شهید رجایی
|
جدول (۵): اندازه گیری وزن گازمایع تحویلــی از پالایشگاه ها به شرکت ملی پخش فرآورده های نفتی ایران
|
ردیف
|
موضوع
|
روش اندازه گیری
|
|
۱
|
اندازه گیری وزن گازمایع تحویلی به شرکت ملی پخش از پالایشگاه های بندرعباس، ستاره خلیج فارس، شیراز، تبریز، کرمانشاه، امام خمینی (ره) شازند و آبادان
|
توزین تانکرهای جاده پیما توسط باسکول های مورد تأیید
|
|
۲
|
اندازه گیری وزن گازمایع تحویلی به شرکت ملی پخش از پالایشگاه تهران
|
سامانه اندازه گیری جابجایی مثبت
|
|
۳
|
اندازه گیری وزن گازمایع تحویلی به شرکت ملی پخش از پالایشگاه اصفهان
|
سامانه اندازه گیری کوریولیس
|
|
۴
|
اندازه گیری وزن گازمایع تحویلی به شرکت ملی پخش از پالایشگاه لاوان
|
عمق یابی مخازن ذخیره کشتی
|
جدول (۶): اندازه گیری حجم فرآورده های نفتی اصلی (به غیر از گازمایع) صادراتی، وارداتی و بانکرینگ
|
ردیف
|
موضوع
|
روش اندازه گیری
|
|
۱
|
اندازه گیری حجم فرآورده های نفتی صادراتی و وارداتی در پخش بندرعباس
|
۱- سامانه های اندازه گیری اولتراسونیک نصب شده در اسکله شهید رجایی و سامانه اندازه گیری توربینی و جابجایی مثبت اسکله شهید باهنر
۲- عمق یابی مخازن ذخیره ساحلی
۳- توزین تانکرهای جاده پیما توسط باسکول های مورد تأیید
|
|
۲
|
اندازه گیری حجم فرآورده های نفتی صادراتی و وارداتی و بانکرینگ در بندر صادراتی ماهشهر
|
۱- سامانه های اندازه گیری جابجایی مثبت برای نفت کوره
۲- عمق یابی مخازن ذخیره برای سایر فرآورده ها
|
|
۳
|
اندازه گیری حجم فرآورده های نفتی صادراتی و بانکرینگ در پالایشگاه لاوان
|
عمق یابی مخازن ذخیره فرآورده در پالایشگاه
|
|
۴
|
اندازه گیری حجم نفت کوره و نفت گاز صادراتی و بانکرینگ در خارگ
|
۱- سامانه اندازه گیری جابجایی مثبت (سوخت کشتی های ترددی)
۲- عمق یابی مخازن کشتی بر اساس ماده ۱۴ این دستورالعمل (ارسال از لنگرگاه)
|
|
۵
|
اندازه گیری حجم فرآورده های نفتی صادراتی، بانکرینگ و فروش مرزی در انبارهای مناطق شرکت ملی پخش
|
۱- سامانه های اندازه گیری جابجایی مثبت و توربینی بازوهای بارگیری
۲- توزین تانکرهای جاده پیما توسط باسکول های مورد تأیید صرفاً برای فرآورده نفت کوره
|
|
۶
|
اندازه گیری حجم نفت کوره بانکرینگ در پخش بندرعباس
|
۱- عمق یابی مخازن ذخیره
۲- سامانه اندازه گیری جابه جایی مثبت نصب شده در خروجی انبار پخش شهید رجایی
|
|
۷
|
اندازه گیری حجم نفت گاز بانکرینگ در پخش بندرعباس
|
عمق یابی مخازن ذخیره
|
|
۸
|
صادرات و بانکرینگ نفت کوره از شرکت فراسکو
|
عمق یابی مخازن ذخیره شرکت فراسکو
|
جدول (۷): اندازه گیری وزن گاز مایع صادراتی و تحویلی به پتروشیمی ها و فروش در بورس انرژی
|
ردیف
|
موضوع
|
روش اندازه گیری
|
|
۱
|
اندازه گیری گازمایع صادراتی از پالایشگاه گاز سرخون
|
توزین تانکرهای جاده پیما توسط باسکول های مورد تأیید
|
|
۲
|
اندازه گیری گازمایع صادراتی از پخــش بندرعباس
|
توزین تانکرهای جاده پیما توسط باسکول های مورد تأیید
|
|
۳
|
اندازه گیری گازمایع صادراتی از پالایشگاه های گاز پارس جنوبی و تأسیسات پارسافیدار
|
۱- اندازه گیری مخازن کشتی
۲- توزین تانکرهای جاده پیما توسط باسکول های مورد تأیید
|
|
۴
|
اندازه گیری گازمایع صادراتی از کارخانه گاز و گازمایع (NGL) سیری
|
سامانه اندازه گیری اولتراسونیک
|
|
۵
|
اندازه گیری گازمایع صادراتی از پالایشگاه لاوان
|
اندازه گیری مخازن کشتی
|
|
۶
|
اندازه گیری گازمایع صادراتی از انبارهای مناطق شرکت ملی پخش
|
توزین تانکرهای جاده پیما توسط باسکول های مورد تأیید
|
|
۷
|
اندازه گیری گازمایع صادراتی از پالایشگاه گاز فجرجم
|
توزین تانکرهای جاده پیما توسط باسکول های مورد تأیید
|
|
۸
|
اندازه گیری گازمایع تحویلی از پالایشگاه گاز ایلام به پتروشیمی ایلام
|
سامانه اندازه گیری کوریولیس در پالایشگاه
|
جدول (۸): اندازه گیری حجم گاز تولیدی، صادراتی، وارداتی و میزان گازهای تزریقی، سوزانده شده و مصرفی
|
ردیف
|
موضوع
|
روش اندازه گیری
|
|
۱
|
اندازه گیری حجم گاز صادراتی به ترکیه، عراق، آذربایجان، ارمنستان و نخجوان و گاز وارداتی از ترکمنستان (چالایوک، سرخس و لطف آباد) و آذربایجان
|
سامانه های اندازه گیری اوریفیس، اولتراسونیک و توربینی نصب شده در محل های اندازه گیری
|
|
۲
|
اندازه گیری حجم گاز غنی تحویلی به شرکت ملی گاز از میادین مزدوران، شوریجه B، شوریجه D و گنبدلی
|
سامانه های اندازه گیری نصب شده براساس ماده (۶) این دستورالعمل
|
|
۳
|
اندازه گیری حجم گاز غنی تحویلی به شرکت ملی گاز از میادین نار و کنگان
|
سامانه های اندازه گیری نصب شده براساس ماده (۶) این دستورالعمل
|
|
۴
|
اندازه گیری حجم گاز غنی تحویلی به شرکت ملی گاز از میدان سرخون
|
سامانه های اندازه گیری نصب شده براساس ماده (۶) این دستورالعمل
|
|
۵
|
اندازه گیری حجم گاز غنی تحویلی به شرکت ملی گاز از میدان هنگام و گورزین
|
سامانه های اندازه گیری اوریفیسی نصب شده در خروجی نم زدایی گورزین و پالایشگاه گاز هنگام براساس ماده (۶) این دستورالعمل
|
|
۶
|
اندازه گیری حجم گاز غنی تحویلی به شرکت ملی گاز از میادین آغار و دالان
|
سامانه های اندازه گیری اوریفیسی نصب شده در خروجی پالایشگاه گاز فراشبند براساس ماده (۶) این دستورالعمل
|
|
۷
|
اندازه گیری حجم گاز غنی تحویلی به شرکت ملی گاز از میادین تابناک، هما، شانول و وراوی
|
سامانه های اندازه گیری نصب شده براساس ماده (۶) این دستورالعمل
|
|
۸
|
اندازه گیری حجم گاز تحویلی به شرکت ملی گاز از تأسیسات ذخیره سازی سراجه
|
سامانه های اندازه گیری نصب شده براساس ماده (۶) این دستورالعمل
|
|
۹
|
اندازه گیری حجم گاز غنی تحویلی به شرکت ملی گاز از میدان تنگ بیجار
|
سامانه های اندازه گیری نصب شده براساس ماده (۶) این دستورالعمل
|
|
۱۰
|
اندازه گیری حجم گاز غنی تحویلی به شرکت ملی گاز از میدان پارس جنوبی
|
سامانه های اندازه گیری نصب شده براساس ماده (۶) این دستورالعمل
|
|
۱۱
|
اندازه گیری حجم گاز غنی تحویلی به شرکت ملی گاز از کارخانه های گاز و گاز مایع
|
سامانه های اندازه گیری نصب شده براساس ماده (۶) این دستورالعمل
|
|
۱۲
|
اندازه گیری حجم گاز غنی تحویلی به شرکت ملی گاز از کارخانه بهره برداری نفت سفید (پالایشگاه گاز مسجد سلیمان)
|
سامانه های اندازه گیری نصب شده براساس ماده (۶) این دستورالعمل
|
|
۱۳
|
اندازه گیری حجم گاز غنی تحویلی به شرکت ملی گاز از کارخانه گاز و گازمایع ۱۶۰۰ به پالایشگاه گاز بیدبلند
|
سامانه های اندازه گیری نصب شده براساس ماده (۶) این دستورالعمل
|
|
۱۴
|
اندازه گیری حجم گاز مصارف عملیاتی، سوزانده شده و تزریقی
|
سامانه های اندازه گیری نصب شده براساس ماده (۶) این دستورالعمل
|
|
۱۵
|
گاز تحویلی شرکت نفت فلات قاره ایران به پالایشگاه لاوان
|
سامانه اندازه گیری اوریفیسی نصب شده در شرکت نفت فلات قاره
|
|
۱۶
|
گاز تحویلی شرکت نفت فلات قاره ایران به نیروگاه های کیش و قشم
|
سامانه های اندازه گیری اوریفیسی و توربینی نصب شده با رعایت مفاد ماده (۶) این دستورالعمل
|
جدول (۹): اندازه گیری حجم گاز تحویلی به مجتمع های پتروشیمی
|
ردیف
|
موضوع
|
روش اندازه گیری
|
|
۱
|
اندازه گیری گاز تحویلی از پالایشگاه های اول و دوم پارس جنوبی به پتروشیمی پارس
|
سامانه اندازه گیری اولتراسونیک نصب شده در ورودی و خروجی پالایشگاه اول و دوم پارس جنوبی
|
|
۲
|
اندازه گیری گاز ژوراسیک مسجدسلیمان تحویلی به پتروشیمی رازی
|
سامانه اندازه گیری اوریفیسی نصب شده در خروجی واحد نم زدایی مسجدسلیمان رازی
|
|
۳
|
اندازه گیری گاز اتان تحویلی به خط اتان از پالایشگاه های پارس جنوبی
|
سامانه های اندازه گیری نصب شده در پالایشگا ه های پارس جنوبی
|
|
۴
|
اندازه گیری گاز اتان تحویلی به پتروشیمی ایلام از پالایشگاه گاز ایلام
|
سامانه اندازه گیری کوریولیس نصب شده در پالایشگاه گاز ایلام
|
|
۵
|
اندازه گیری گاز تحویلی به شرکت پالایش گاز پارسیان سپهر از پالایشگاه گاز پارسیان
|
سامانه های اندازه گیری اولتراسونیک نصب شده در ورودی و خروجی شرکت پالایش گاز پارسیان سپهر
|
|
۶
|
اندازه گیری گاز تحویلی به شرکت پتروپالایش کنگان از پالایشگاه گاز نهم پارس جنوبی
|
سامانه اندازه گیری اولتراسونیک نصب شده در پالایشگاه گاز نهم پارس جنوبی
|
|
۷
|
اندازه گیری گاز تحویلی به پتروشیمی مارون از کارخانجات گاز و گازمایع
|
۱- سامانه اندازه گیری کوریولیس خروجی واحد اتان زدایی مارون
۲- سامانه اندازه گیری اوریفیسی مسیر سوخت مصرفی واحد اتان زدایی
|
|
۸
|
اندازه گیری گاز تحویلی به پالایشگاه گاز بیدبلند خلیج فارس
|
۱- سامانه اندازه گیری اولتراسونیک در خروجی تأسیسات گاز و گازمایع ۹۰۰، ۱۰۰۰،۱۲۰۰ و ۱۳۰۰
۲- سامانه اندازه گیری توربینی گاز تحویلی از خط ششم سراسری
۳- سامانه اندازه گیری اولتراسونیک گاز برگشتی در خروجی پالایشگاه و تحویلی به خط سراسری انتقال گاز
۴- سامانه اندازه گیری اولتراسونیک گاز سوخت و گازهای اسیدی و تزریقی
|
|
۹
|
اندازه گیری گاز غنی تحویلی به شرکت کربنات سدیم کاوه از میدان آغار
|
سامانه اندازه گیری کوریولیس نصب شده بر روی خط ۸ اینچ
|
|
۱۰
|
اندازه گیری گاز تحویلی به پتروشیمی خارگ از شرکت نفت فلات قاره
|
سامانه های اندازه گیری اوریفیسی خروجی واحدهای بهره برداری شرکت نفت فلات قاره
|
|
۱۱
|
اندازه گیری گاز تحویلی به شرکت کربن ایران از شرکت مناطق نفت خیز جنوب
|
سامانه اندازه گیری اوریفیسی خروجی کارخانه بهره برداری اهواز ۲
|