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"

авление (100 кПа) и температура (293 K);
- плотность капельной нефти (по данным нефтепромысловых служб), кг/м3;
- плотность попутно добываемой пластовой воды (по данным нефтепромысловых служб), кг/м3.
При расчете величины удельного уноса нефти потоком нефтяного (попутного) газа в показатель необходимо вносить коррективы и при расчете использовать средневзвешенную объемную долю воды в жидкой составляющей скважиной продукции для конкретной ступени сепарации, объемы газа после которой сжигаются на факеле.
Газовый фактор на ступенях сепарации принимается по данным нефтепромысловых служб.
Замеры удельного уноса капельной нефти рекомендуется производить в пределах действующего технологического регламента и определять как средневзвешенную величину по 5 замерам. Результаты рекомендуется фиксировать в актах фактических замеров.

5. Методы определения потерь нефти в результате уноса
капельной нефти сточными (дренажными) водами

Потери нефти от уноса сточными водами в процессе промыслового сбора и подготовки нефти рекомендуется рассчитывать по следующей формуле:

, (5.1)

где:
- потери нефти от уноса сточными водами, %масс.;
- концентрация капельной нефти в дренажной (сточной) воде, мг/л;
- средневзвешенная обводненность добываемой нефти, %об.;
- плотность капельной нефти, т/м3;
- среднесуточный расход воды для обессоливания, м3/сут.;
- среднесуточная добыча нефти на месторождении, т/сут.
Определения потерь нефти от уноса сточными водами рекомендуется рассчитывать по отдельным установкам подготовки и сброса сточных вод с суммированием результатов по следующей формуле:

, (5.2)

где:
- потери нефти от уноса сточными водами, %масс.;
k - число промысловых объектов сброса сточных вод в системе обустройства месторождения;
, - обводненность продукции соответственно на входе и выходе j-ой установки, объемные доли;
- среднесуточная масса добытой нефти из скважин, попутная вода которых попадает на j-ю установку сброса сточных вод, т/сут.;
- средняя концентрация остаточной нефти в дренажной воде j-й установки, мг/л;
- плотность нефти, т/м3;
- среднесуточная масса добытой нефти на месторождении, т/сут.
В пунктах, где осуществляется обессоливание нефти, унос нефти промывной водой рекомендуется учитывать введением поправки в параметр "обводненность продукции до j-й установки". Откорректированное значение обводненности рассчитывается по следующей формуле:

, (5.3)

где:
- суточный объем нефти, подвергающейся обессоливанию, м3/сут.;
- среднесуточный расход пресной воды, м3/сут.
Параметры, входящие в формулы (5.1), (5.2) и (5.3), рекомендуется принимать из отчетов нефтепромысловых служб.
Для расчета средневзвешенной обводненности добываемой на месторождении нефти рекомендуется использовать данные замеров дебитов скважин по жидкости и анализов на обводненность.

6. Методы определения потерь нефти от испарения в сырьевых
и технологических резервуарах

6.1. Метод определения потерь нефти
от испарения с прямым измерением объема парогазовоздушной
смеси, вытесняемой из резервуара

Измерения рекомендуется осуществлять средствами измерения или устройствами, оборудованными непосредственно на резервуарной емкости - источнике потерь.
Измерения рекомендуется осуществлять по каждому источнику потерь с последующим суммированием по объекту потерь.
Регистрацию результатов измерений рекомендуется отражать в эксплуатационных журналах.
Суммарное количество потерь нефти от испарения в год по объекту не может превышать годовых пр

> 1 ... 2 3 4 5 ... 9 10 11