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"

качки нефти из резервуара, час.;
время простоя резервуара с остатком, час.
6.2.2. Определяется начальный уровень нефти в резервуаре поверенными в установленном порядке средствами измерений.
6.2.3. Пробы газовой смеси анализируются в лабораторных условиях на определение объемного содержания паров нефти () в ней, а средняя проба анализируется на углеводородный состав для определения плотности паров нефти.
6.2.4. Температура воздуха измеряется термометром метеорологическим.
6.2.5. Атмосферное давление измеряется барометром-анероидом.
6.2.6. Фиксируется время начала закачки нефти в резервуар.
6.2.7. Фиксируется время достижения конечного уровня заполнения резервуара нефтью.
6.2.8. В конце заполнения резервуара, за 10 - 20 минут до конечного уровня взлива, производятся:
измерения температур и атмосферного давления;
отборы проб;
фиксируется время достижения конечного уровня.
6.2.9. Из подводящего трубопровода в процессе наполнения резервуара в любое время отбирается проба нефти для последующего определения ее газового фактора при абсолютном давлении (0,105 МПа) и температуре нефти, поступающей в резервуар, ее углеводородного и фракционного состава, плотности.
6.2.10. Вычисленные потери, относящиеся к массе нефти, закачанной в резервуар, выражаются в кг/т.
6.2.11. В журнал наблюдений заносят данные регистрации показателей:
уровня нефти в резервуаре (начальный, конечный);
время заполнения;
объема закачанной нефти в резервуар, м3;
объемная доля углеводородов в газовом пространстве резервуара, соответствующая уровню (над уровнем нефти, в середине газового пространства, у кровли), %;
сведения об отборе проб паровоздушной смеси на анализ углеводородного состава;
температура в газовом пространстве резервуара, соответствующая уровню нефти (над уровнем нефти, в середине газового пространства, у кровли), °C;
температура нефти на глубине 0,05 м от поверхности свободной поверхности, °C;
температура окружающего воздуха, °C;
атмосферное давление, кПа;
сведения об отборе проб нефти;
выписка из вахтового журнала (плотность нефти при температуре перекачки), кг/м3.
6.2.12. Организация и проведение исследований оформляется актом.

6.3. Метод определения потерь нефти от испарения
при опытной эксплуатации скважин

Метод определения потерь нефти от испарения при опытной эксплуатации скважин рекомендуется применять при условии наличия согласованной и утвержденной в установленном порядке проектной документации, предусматривающей сжигание добываемого попутного нефтяного газа на факельной установке, и оснащения их счетчиками учета сжигаемого попутного нефтяного газа.
В приложении 1 к настоящим Методическим рекомендациям представлена примерная схема обустройства одиночной добывающей скважины для обеспечения вывоза нефти автоцистернами, откачки нефти по трубопроводу и проведения исследований.
В качестве альтернативы обустройства добывающей скважины для обеспечения замеров согласно приложению 1 к настоящим Методическим рекомендациям может использоваться замерная мобильная установка (ЗМУ), предназначенная для измерений в автоматическом и ручном режимах количества добываемых жидкости и нефтяного газа, с погрешностью не более 2,5%.
На схеме можно выделить конкретные источники потерь нефти согласно приложению 1 к настоящим Методическим рекомендациям:
- потери нефти от испарения в нефтяной (попутный) газ на выходе из замерного патрубка с концевой измерительной диафрагмой (1);
- потери нефти от уноса капельной нефти потоком нефтяного (попутного) газа на выходе из замерного патрубка с концевой диафрагмой (1);
- потери нефти от уноса капельной нефти потоком дренажной воды из двухкамерного мерника (7);



> 1 2 3 ... 6 7 8 9 ... 10 11

	Поделиться:	Tweet