Приказ Минэнерго РФ от 22.04.2009 N 122 "Об утверждении Методических рекомендаций по определению технологических потерь нефти при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки и обустройства месторождений"

сырья до пунктов первой ступени сепарации или центральных пунктов сбора (ЦПС), а также герметичность при транспортировке его от дожимных насосных станций (ДНС) или пунктов сбора (ПС) до центральных пунктов сбора (ЦПС) с обезвоживанием, обессоливанием и последующей стабилизацией.
3.4. Потери рекомендуется рассчитывать по каждому месту образования потерь в единицах массы отдельно для осенне-зимнего периода времени (с 1 октября по 31 марта) и для весенне-летнего периода времени (с 1 апреля по 30 сентября).
Измерения количественных показателей нефтегазоводяной смеси, используемых для расчета потерь, рекомендуется производить непосредственно до и после каждого источника потерь.
Допускается рассчитывать потери нефти в период, соответствующий среднегодовой температуре окружающей среды, и при условии, что температура нефтегазоводяной смеси в местах образования потерь не меняется в течение года.
3.5. Рекомендуется при обосновании и определении потерь использовать постоянные величины и коэффициенты, устанавливаемые нормативными правовыми и (или) нормативными техническими документами, национальными (государственными) стандартами.
3.6. Нормативы технологических потерь нефти для нефтегазодобывающего предприятия по лицензионным участкам, месторождениям нормируемого периода рекомендуется рассчитывать как средневзвешенные по источникам потерь по следующей формуле:

, (3.1)

где:
- нормы технологических потерь нефти по j-му источнику, % масс.;
n - количество источников потерь нефти;
- массовая доля нефти, проходящей через j-ый источник потерь, добываемой предприятием.
3.7. Обработку исходных и экспериментальных данных промысловых замеров, результатов физико-химических анализов проб промысловой нефти и нефтяного (попутного) газа, использование их для оценки потерь нефти из возможных источников потерь, величины технологических потерь нефти в процентах (%) от массы нефти (с указанием применяемых формул) периодов, с последующим расчетом среднегодовых значений либо в период, соответствующий среднегодовой температуре окружающей среды, и при условии, что температура нефтегазоводяной смеси в местах образования потерь не меняется в течение года.
3.8. Для оценки потерь нефти от испарения рекомендуется исходить из непосредственного их измерения либо расчета количества паров нефти в общем количестве потерь всех углеводородов, в которых они содержатся.
Методы расчетов массовой доли паров нефти в парогазовоздушной смеси определяется нефтедобывающей организацией.

4. Метод определения потерь нефти от уноса капельной нефти
потоком нефтяного (попутного) газа

На ступенях сепарации капли нефти уносятся потоком нефтяного (попутного) газа и осаждаются в конденсатосборниках промысловых газосборных сетей или в приемных газосепараторах компрессорных станций.
Массовую долю потерь капельной нефти от уноса ее потоком нефтяного (попутного) газа рекомендуется рассчитывать по следующей формуле:

, %масс., (4.1)

где:
- удельный унос капельной нефти потоком нефтяного (попутного) газа на ступени сепарации, г/м3;
- газовый фактор на ступени сепарации, м3/т.
Величину удельного уноса капельной нефти потоком нефтяного (попутного) газа за время конкретного замера рекомендуется рассчитывать по следующей формуле:

, (4.2)

где:
, - масса фильтровального стакана с материалом до и после сброса газа, г;
- средневзвешенная объемная доля воды в жидкой составляющей скважиной продукции на месторождении (по данным нефтепромысловых служб);
- объем газа, зафиксированный счетчиком за время одного замера, м3;
, - абсолютные давление и температура нефтяного (попутного) газа в счетчике, кПа, К;
, - стандартные д

> 1 2 3 4 ... 9 10 11