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"

/> - потери нефти от испарения при открытой системе налива в автоцистерны на эстакаде (11);
- потери нефти от испарения в нефтяной (попутный) газ при сливо-наливных операциях и хранении в емкостях для сбора нефти (9).
Потери нефти от испарения при сжигании нефтяного (попутного) газа рекомендуется рассчитывать по следующей формуле:

, (6.4)

где:
- потери нефти при сжигании нефтяного (попутного) газа на факеле, кг/сут.;
- суточный объем сожженного нефтяного (попутного) газа, приведенный к нормальным условиям (давление 101,325 кПа, температура 273,15 K), м3/сут.;
- объемная доля изопентана в нефтяном (попутном) газе;
- объемная доля нормального пентана в нефтяном (попутном) газе;
- объемная доля паров нефти тяжелее пентанов в нефтяном (попутном) газе.
Объемные доли паров "жидких" углеводородов нефти в нефтяном (попутном) газе рекомендуется определять по результатам хроматографических анализов состава нефтяного газа не менее чем по трем пробам с интервалом отбора проб не менее 1 - 2-х часов. Температура проб нефтяного (попутного) газа, подаваемых на анализ в хроматограф, должна быть не ниже, чем температура в нефтегазовом сепараторе.
Для отбора проб нефтяного (попутного) газа кроме стеклянных пробоотборников можно применять металлические, представляющие собой пустотелые стальные цилиндры, днища которых снабжены с обеих сторон игольчатыми вентилями.
Пробоотборник соединяют со штуцером, из которого отбирается газ для анализа с помощью медной или латунной трубки с конусными ниппелями и накидными гайками. Перед заполнением пробоотборников анализируемым газом их необходимо освободить от предыдущей пробы, промыть бензином, если они содержали тяжелые нефтепродукты, продуть сжатым воздухом до полного удаления паров бензина и испытать на герметичность; газометры с водным затвором заполнить насыщенным раствором поваренной соли. Для насыщения раствора поваренной соли анализируемым газом заполняют газометр примерно на 1/3 его объема и оставляют на сутки, периодически встряхивая.
Не рекомендуется отбирать пробы газов различного состава в газометр с одним и тем же раствором поваренной соли, чтобы не загрязнять пробу углеводородами, выделившимися из раствора.
Замер количества сожженного нефтяного (попутного) газа рекомендуется осуществлять средствами измерения и замерными устройствами.
Одновременно с замером количества сожженного нефтяного (попутного) газа рекомендуется производить замер дебита скважины по нефти и воде. Так как разгазирование добываемой нефти происходит практически до атмосферного давления, то максимально возможная массовая доля потерь нефти от испарения в нефтегазовом сепараторе (4) (приложение 1) может быть рассчитана по следующей формуле:

, (6.5)

где:
- массовая доля потерь нефти при сжигании нефтяного (попутного) газа, %масс.;
- масса паров нефти в составе нефтяного (попутного) газа, на выходе из нефтегазового сепаратора (4), кг/сут.;
- дебит скважины по жидкости, м3/сут.;
- плотность нефти, кг/м3;
- объемная доля попутной пластовой воды в жидкости, поступающей из сепаратора - трапа (4) (приложение 1) в двухкамерный мерник (7) (приложение 1).

7. Рекомендации по отбору и подготовке к анализу проб нефти
и проб газовой смеси

7.1. Пробы нефти рекомендуется отбирать по ГОСТ 2517 "Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб" в пробоотборники типа ПГО, а пробы газовой смеси рекомендуется отбирать по ГОСТ 18917-82 "Газ горючий природный. Методы отбора проб".
7.2. Отбор и подготовка к анализу проб нефти и проб газовой смеси осуществляется в соответствии с требованиями нормативных документов.

8. Рекомендации по организации исследований для определения
технологических пот



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

	Поделиться:	Tweet