Утверждаю
Первый заместитель Министра
топлива и энергетики
Российской Федерации
В.И. ОТТ
16 июня 1997 года
Согласовано
письмом
Госгортехнадзора России
от 30 мая 1997 г. № 10-03/284
ИНСТРУКЦИЯ
ПО НОРМИРОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ НА НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ НЕФТЯНЫХ КОМПАНИЙ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
РД 153-39-018-97
Документ разработан Институтом проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР).
Инструкция устанавливает основные принципы организации работ по нормированию технологических потерь нефти на технологических комплексах по добыче, сбору, подготовке и внутрипромысловому транспортированию нефти в пределах нефтегазодобывающего предприятия, подготовки исходной информационной базы и формирования нормативов.
Инструкция предназначена для специалистов научно- исследовательских и проектных организаций природоохранного профиля и составителей плановых и исполнительных балансов нефти нефтегазодобывающих предприятий.
Настоящая Инструкция разработана в соответствии с положениями Закона РФ "О недрах", "О порядке и сроках внесения в бюджет платы за право пользования недрами" и других нормативных актов.
1. Общие положения
1.1. Настоящая Инструкция включает методологические основы обработки результатов научно-исследовательских работ по установлению уровня фактических технологических потерь нефти на объектах промыслового обустройства нефтяных месторождений, входящих в структуру предприятия, и принципы формирования норм технологических потерь нефти по источникам, технологическим процессам и в целом по предприятию.
1.2. Установление фактического уровня технологических потерь нефти по пункту 1.1 проводится в соответствии с требованиями руководящего документа "Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации".
1.3. Результаты исследований по определению технологических потерь нефти должны быть подвергнуты экспертизе.
1.4. Представление результатов исследований по определению технологических потерь нефти экспертной организации производится в соответствии с "Техническими требованиями..." (Приложение А).
1.5. Разрабатываемые нормативы служат для контроля за фактическим уровнем технологических потерь нефти и списанием учтенных балансовых запасов полезных ископаемых.
1.6. Нормирование технологических потерь нефти начинается на стадии разработки проектов обустройства месторождений.
1.7. Пересмотр нормативных величин технологических потерь нефти с соблюдением всех стадий НИР по их определению и формированию осуществляется не реже одного раза в 5 лет.
1.8. При существенных изменениях нефтепромысловой технологии или вводе в эксплуатацию новых месторождений производится индивидуальная корректировка нормативов ранее установленного срока их пересмотра.
1.9. Нормативы технологических потерь нефти разрабатываются на основании результатов научно-исследовательских работ и утверждаются руководством Минтопэнерго РФ.
2. Основные термины и определения
2.1. Пластовая нефть - природная смесь углеводородов различных групп, находящихся в жидком состоянии, с примесью других (сернистых, азотистых, кислородных) соединений, залегающая в недрах земли.
2.2. Добыча нефти - комплекс технологических и производственных процессов, связанных с извлечением нефти из недр на земную поверхность, сбором и подготовкой ее на промыслах по качеству, соответствующему требованиям действующих стандартов или нормативных документов.
2.3. Валовая добыча нефти - суммарная масса нефти, сданная потребителям (товарная нефть), израсходованная на собственных нужды нефтегазодобывающего предприятия, находящаяся в технологическом оборудовании, а также потери.
2.4. Товарная нефть - нефть, физико-химические и другие свойства которой отвечают требованиям ГОСТа 9965, ОСТов или условиям поставки ее потребителям.
2.5. Подготовка нефти - технологические процессы, обеспечивающие получение товарной нефти.
2.6. Потери нефти - часть валовой добычи нефти, не сохраненной и не использованной потребителями.
2.7. Технологические потери нефти - количество нефти, которое теряется при применяемой технике и технологии на нефтепромысловых объектах добычи, сбора, подготовки и транспорта.
2.8. Фактические технологические потери нефти (в отличие от плановых) - реальное количество нефти, теряемое в данный момент времени из источников потерь без нарушения технологии производства.
2.9. Нормы технологических потерь нефти в нефтепромысловом производстве - количество безвозвратных потерь нефти по процессам или источникам выделения нефти в окружающую природную среду при современном уровне используемых техники и технологии и при условиях соблюдения технологических регламентов, правил и инструкций по эксплуатации и обслуживанию оборудования, технологических аппаратов и сооружений.
2.10. Нормативы технологических потерь нефти - укрупненные нормы, учитывающие общие удельные технологические потери нефти в целом по предприятию. Они могут быть дифференцированы по основным технологическим процессам нефтепромыслового производства и периодам года.
2.11. Базовые нормативы технологических потерь нефти - нормативы года, предшествующего нормируемому периоду.
2.12. Нормирование технологических потерь нефти - установление норм и нормативов технологических потерь нефти.
3. Основные положения по организации НИР по определению технологических потерь нефти и порядку рассмотрения их результатов
3.1. Разработке и формированию нормативов технологических потерь нефти предшествуют научно-исследовательские работы по установлению фактического их уровня в процессах нефтепромыслового производства.
Они проводятся территориальными институтами отрасли.
3.2. При проведении НИР (по пункту 3.1) территориальные институты-исполнители руководствуются "Методическими указаниями по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации".
3.3. Методическое руководство по определению величины технологических потерь нефти осуществляет институт ИПТЭР - институт отрасли по проблеме нормирования и сокращения потерь нефти. Методическое руководство по решению экономических проблем сокращения и нормирования потерь нефти осуществляется институтом ВНИИОЭНГ.
3.4. Исходная информация и результаты НИР по определению технологических потерь нефти оформляются исполнителями в виде отчета согласно "Техническим требованиям к проведению исследований по определению технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях и представлению их результатов" (Приложение А).
3.5. Результаты НИР представляются на экспертизу в институт ИПТЭР. При наличии замечаний принципиального характера отчетные материалы возвращаются на доработку.
3.6. Если результаты НИР удовлетворяют техническим требованиям в части проведения исследований, полноты содержания, то на их основании институтом ИПТЭР разрабатываются проекты нормативов технологических потерь нефти для предприятий нефтяных компаний и составляется сводный проект нормативов технологических потерь нефти по компаниям с включением в него нормативов по предприятиям, а также порядок применения нормативов.
4. Порядок нормирования технологических потерь нефти
4.1. Исходными данными для нормирования технологических потерь нефти являются результаты научно-исследовательских работ, выполненные и оформленные в соответствии с "Техническими требованиями..." (Приложение А).
4.2. По первому году нормируемого периода по источникам технологических потерь нефти от испарения и утечек в качестве норм принимаются фактические технологические потери нефти на момент разработки проекта нормативов. Единицей измерений норм являются % мас. от количества нефти до источников потерь. По остальным источникам принимаются откорректированные фактические технологические потери нефти по формулам (17, 18, 20) "Методических указаний..." в зависимости от прогнозируемых обводненности и газовых факторов нефти на конец первого года нормируемого периода.
4.3. По второму году нормируемого периода по источникам потерь нефти от испарения и утечек нормы технологических потерь принимаются ниже уровня норм первого года на величину сокращения потерь от внедрения планируемых в первом году технико- технологических и организационных нефтесберегающих мероприятий. По остальным источникам принимаются откорректированные фактические технологические потери нефти по формулам (17, 18, 20) "Методических указаний..." в зависимости от прогнозируемых обводненности и газовых факторов нефти на конец второго года нормируемого периода, а также от планируемого внедрения в первом году нормируемого периода технико-технологических и организационных нефтесберегающих мероприятий.
4.4. По третьему году нормируемого периода по источникам потерь нефти от испарения и утечек нормы технологических потерь принимаются ниже уровня норм второго года на величину сокращения потерь от внедрения планируемых во втором году нормируемого периода технико-технологических и организационных нефтесберегающих мероприятий. По остальным источникам принимаются откорректированные фактические технологические потери нефти по формулам (17, 18, 20) "Методических указаний..." в зависимости от прогнозируемых обводненности и газовых факторов нефти на конец третьего года нормируемого периода, а также от планируемого внедрения в первом и втором году нормируемого периода технико- технологических и организационных нефтесберегающих мероприятий.
4.5. На последующие годы нормируемого периода порядок формирования норм технологических потерь нефти по источникам не изменяется.
4.6. Проект норм технологических потерь нефти по источникам представляется в виде таблицы 1.
Таблица 1
НОРМЫ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ ПО ИСТОЧНИКАМ
ПО __________________________ НА 1998 - 2002 Г.
(наименование предприятия)
в % мас. от массы нефти до источника
|
Наименование месторождения |
Наименование источника потерь |
Вид потерь нефти |
1998 г. |
1999 г. |
2000 г. |
2001 г. |
2002 г. |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.7. Нормативы технологических потерь нефти для нефтегазодобывающего предприятия по годам нормируемого периода рассчитываются по формуле 1 как средневзвешенные по источникам потерь (% мас.) и представляются в виде таблицы 2:
,
(1)
где:
Ni - нормы технологических потерь нефти i-го источника, % мас.;
mi - масса нефти до источника потерь, т/год;
В - валовая добыча нефти предприятия, т/год.
Таблица 2
НОРМАТИВЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ
ПО __________________________ НА 1998 - 2002 Г.
(наименование предприятия)
в % мас. от валовой добычи нефти
|
Виды технологических потерь нефти |
1998 г. |
1999 г. |
2000 г. |
2001 г. |
2002 г. |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Потери нефти от испарения из резервуаров |
|
|
|
|
|
|
Унос нефти сточными водами |
|
|
|
|
|
|
Унос капельной нефти потоком газа |
|
|
|
|
|
|
Утечки нефти из фланцевых соединений и уплотнений |
|
|
|
|
|
|
Итого: |
|
|
|
|
|
4.8. Нормативы технологических потерь нефти для нефтяной компании или акционерного общества по годам нормируемого периода устанавливаются как средневзвешенные по предприятиям, входящим в их состав.
5. Порядок применения нормативов технологических потерь нефти в производственной деятельности нефтегазодобывающих предприятий
5.1. Учет технологических потерь нефти и их списание.
5.1.1. Нормативная величина технологических потерь нефти (П, т) для нефтегазодобывающего предприятия равна:
П = 0,01 · B · N, (2)
где:
В - валовая добыча нефти за плановый период, т;
N - норматив технологических потерь нефти для нефтегазодобывающего предприятия, % мас.
5.1.2. Величина фактических потерь нефти определяется расчетно -экспериментальным методом в соответствии с положениями "Методических указаний по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации".
5.1.3. Списание нефти в технологические потери производится по фактической величине потерь, но в пределах установленного норматива, ежемесячно комиссией в составе главного инженера предприятия, бухгалтера, главного технолога, начальника цеха ППН и оформляется актом.
5.1.4. В случае, когда фактические потери нефти превышают нормативную величину технологических потерь, к исполнительному балансу представляется объяснительная записка за подписью гл. инженера предприятия с указанием принятых конкретных мер по предупреждению сверхнормативных потерь.
5.2. Расчет платежей за право пользования недрами в соответствии с "Инструкцией о порядке и сроках внесения в бюджет платы за право пользования недрами".
5.2.1. Сумма платежей за право на добычу нефти рассчитывается по формуле, тыс. руб.:
,
(3)
где:
З - сумма платы в форме разового платежа, тыс. руб.;
q - стоимость тонны добытой нефти, тыс. руб.;
k - ставка платы за право на добычу нефти, %;
Bф - фактическая добыча нефти (потери не включены), т;
Пф - фактические потери нефти, т;
N - норматив технологических потерь нефти для предприятия, % мас.
Формула применяется в случае, когда фактические потери нефти превышают нормативные.
5.2.2. Если фактические потери нефти по предприятию меньше нормативных Пф < П = 0,01 x B x N, то сумма платежей за право на добычу нефти начисляется по формуле, тыс. руб.:
.
(4)
6. Порядок согласования и утверждения нормативов технологических потерь нефти
6.1. Сводный проект нормативов технологических потерь нефти по нефтяным компаниям и входящим в них предприятиям подписывается руководством и исполнителями ИПТЭР - института-разработчика и направляется нефтяным компаниям на согласование. Каждая компания, рассмотрев проект нормативов, письмом в адрес института- разработчика сообщает о согласовании проекта с замечаниями или без них.
6.2. После согласования нефтяными компаниями проект нормативов со сводкой согласований (отзывов) представляется институтом - разработчиком на согласование в Департамент нефтяной промышленности и утверждение руководством Минтопэнерго РФ.
Приложение А
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
К ПРОВЕДЕНИЮ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ НА НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ И ПРЕДСТАВЛЕНИЮ ИХ РЕЗУЛЬТАТОВ
П.А.1. В целях обеспечения полноты исходной информации, необходимой для нормирования технологических потерь нефти, и представления результатов исследований устанавливается однотипный обязательный состав отчета о НИР и формы представления результатов работы. Отчет должен быть оформлен в соответствии с требованиями ГОСТ 7.32-91 "Отчет о научно-исследовательской работе. Структура и правила оформления".
НИР проводится на единой методологической основе по РД "Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации", что позволит выполнить сопоставительный анализ и оценить достоверность результатов.
П.А.2. Состав отчета о НИР
Титульный лист.
Список исполнителей.
Аннотация.
Содержание.
Введение.
1. Общие сведения о нефтегазодобывающем предприятии.
2. Краткая характеристика систем сбора, подготовки и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и воды разрабатываемых месторождений на существующее положение и перспективу. Выявление источников потерь нефти и распределение их по видам технологических потерь.
3. Проведение исследований и расчетов по определению фактических технологических потерь нефти из источников.
3.1. Определение потерь нефти от испарения из технологических и товарных резервуаров.
3.2. Определение потерь нефти от уноса сточными водами.
3.3. Определение потерь нефти от уноса потоком газа.
3.4. Определение потерь нефти от утечек через уплотнения насосов, фланцевых соединений, сальниковых уплотнений.
4. Сокращение потерь нефти на предприятии.
5. Акты о проведении промысловых экспериментов.
П.А.3. Содержание разделов отчета
П.А.3.1. Текст аннотации должен содержать основные результаты проведенной работы с указанием числа выявленных источников потерь нефти на предприятии.
П.А.3.2. Во введении приводят наименование договора или приказа, на основании которого выполняется работа.
П.А.3.3. В разделе "Общие сведения о нефтегазодобывающем предприятии" приводятся:
П.А.3.3.1. Почтовый адрес предприятия.
П.А.3.3.2. Производственные подразделения, входящие в состав предприятия, наименование месторождений, которые они эксплуатируют.
П.А.3.3.3. Перспектива развития предприятия по годам нормируемого периода (ввод в действие и ликвидация эксплуатационных скважин, строящихся ДНС, установок предварительного сброса пластовых вод, пунктов подготовки нефти и воды и т.д.) на разрабатываемых месторождениях; ввод в разработку новых месторождений. Дается ссылка на документы, определяющие перспективу развития.
П.А.3.4. В раздел "Краткая характеристика систем сбора..., выявление источников потерь нефти..." входят:
П.А.3.4.1. Схемы систем сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях предприятия. На схемах должны быть показаны существующие и перспективные ДНС, установки предварительного сброса пластовой воды, конденсатосборники в газосборных сетях, ЦПС.
П.А.3.4.2. Принципиальные технологические схемы ДНС, ЦПС, УПСВ с указанием технологических параметров (давление, температура, газовый фактор на ступенях сепарации, содержание нефти в сточной воде и т.д.) функциональных узлов и расходных показателей потоков (нефти, газа и воды).
П.А.3.4.3. Краткое описание схем, сведения об утилизации жидкости из конденсатосборников газосборных сетей и факельных линий, сводная таблица П.А.1 (пример заполнения см. таблицу П.Б.1, Приложение Б), включающая источники потерь нефти предприятия на существующее положение и перспективу, а также перспективные сведения, влияющие на величину потерь нефти из них: газовый фактор на ступенях сепарации по годам нормируемого периода, обводненность добываемой нефти на месторождениях по годам нормируемого периода, масса нефти до источника по годам нормируемого периода, расход пресной воды на подготовку нефти по годам нормируемого периода и др. данные (в рамках раздела П.А.3.4 заполняются графы 1, 2, 3, 8 - 12, 14 - 18, 19 - 23, 29 - 34).
П.А.3.4.4. Сведения о количестве запорной арматуры, находящейся в эксплуатации на нефтяных месторождениях предприятия, таблица П.А.2.
Таблица П.А.1
ИСТОЧНИКИ ПОТЕРЬ НЕФТИ
В ____________________, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ
(НК, АО, ОАО, СП...)
НЕФТИ ИЗ НИХ НА СУЩЕСТВУЮЩЕЕ ПОЛОЖЕНИЕ И ДРУГИЕ ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
|
Наименование месторождения |
Наименование источника потерь |
Вид потерь нефти |
Величина фактических потерь, % от массы нефти до источников |
Масса нефти до источника, т/год |
Плотность товарной нефти при 20 град. C, т / куб. м |
Удельный унос нефти газом, г/куб. м |
Газовый фактор на ступенях сепарации по годам пятилетнего периода, куб. м/т |
||||
|
1998 |
1999 |
2000 |
2001 |
2002 |
|||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение таблицы П.А.1
|
Удельное содержание нефти в сточной воде, мг/л |
Обводненность добываемой нефти по годам пятилетнего периода, % объемный |
Масса нефти до источников по годам пятилетнего периода, т/год |
Внедрение технико - технологических и организационных мероприятий по годам пятилетнего периода, сокращение потерь от внедрения, % мас. |
Расход пресной воды на подготовку нефти по годам пятилетнего периода, куб. м/год |
Примечание |
||||||||||||||||
|
1998 |
1999 |
2000 |
2001 |
2002 |
1998 |
1999 |
2000 |
2001 |
2002 |
1998 |
1999 |
2000 |
2001 |
2002 |
1998 |
1999 |
2000 |
2001 |
2002 |
|
|
|
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
21 |
22 |
23 |
24 |
25 |
26 |
27 |
28 |
29 |
30 |
31 |
32 |
33 |
34 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица П.А.2
КОЛИЧЕСТВО ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ,
НАХОДЯЩЕЙСЯ В ЭКСПЛУАТАЦИИ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
АО _______________________________________
|
Наименование место рождения, цеха |
Скважины |
АГЗУ "Спутник" |
Дожимные насосные станции (ДНС) |
Установки подготовки нефти |
Итого |
||||||
|
резьбовые вентили, шт. |
сальниковые уплотнения штанг, шт. |
задвижки |
задвижки фланцевые, шт. |
обратные клапана, шт. |
задвижки фланцевые, шт. |
обратные клапана, шт. |
задвижки фланцевые, шт. |
обратные клапана, шт. |
сальниковых уплотнений под нагрузкой, шт. |
фланцевых соединений, шт. |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П.А.3.5. В раздел "Проведение исследований и расчетов по определению фактических технологических потерь нефти из источников" включатся:
П.А.3.5.1. Выбор методов определения технологических потерь нефти по каждому виду потерь в соответствии с "Методическими указаниями..." с учетом обустройства нефтяных месторождений, используемого оборудования и сооружений.
П.А.3.5.2. Рабочие программы и методики по определению фактических технологических потерь нефти, составленные на основании выбранных методов применительно к конкретным условиям на источниках.
П.А.3.5.3. Исходные и экспериментальные данные по определению потерь нефти из источников различных видов, представленные в виде таблиц и текстового пояснения.
П.А.3.5.4. Результаты анализов проб нефти и газа, отобранных при проведении экспериментов на промыслах и лабораториях, представленные в виде таблиц и текстового пояснения.
П.А.3.5.5. Обработка исходных и экспериментальных данных, физико - химических анализов проб нефти и газов с целью получения удельных потерь нефти из источников, кг/т, г/куб. м, мг/л, величины фактических потерь нефти в % от массы нефти до источника (формулы с последующей подстановкой в них числовых данных) в осенне-зимний и весенне-летний периоды и среднегодовые значения. Представление результатов определения потерь в виде таблиц.
П.А.3.5.6. Заполнение сводной таблицы П.А.1 (пример заполнения см. таблицу П.Б.1, Приложение Б), графы 4, 5, 6, 7, 13.
П.А.3.5.7. Расчет относительной среднеквадратичной погрешности определения потерь.
П.А.3.6. В раздел "Сокращение потерь нефти на предприятии" включаются:
П.А.3.6.1. План внедрения технико-технологических и организационных нефтесберегающих мероприятий по годам нормируемого периода, таблица П.А.3.
Таблица П.А.3
ПЛАН ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И ОРГАНИЗАЦИОННЫХ НЕФТЕСБЕРЕГАЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ГОДАМ НОРМИРУЕМОГО ПЕРИОДА (УКАЗАТЬ, КАКОГО ПЕРИОДА)
|
Наименование месторождения |
Технико-технологические и организационные нефтесберегающие мероприятия |
Объем внедрения |
Год внедрения |
% снижения потерь нефти |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
|
|
|
|
П.А.3.6.2. Заполнение таблицы П.А.1 (пример заполнения см. таблицу П.Б.1, Приложение Б), графы 24, 25, 26, 27, 28.
В разделе "Акты о проведении промысловых экспериментов" приводятся акты следующего содержания:
АКТ
О ПРОВЕДЕНИИ ЭКСПЕРИМЕНТОВ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ
ВЕЛИЧИНЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ НА ПРОМЫСЛАХ
АО __________________________ В ПЕРИОД С ___ ПО ___
(наименование предприятия)
Мы, нижеподписавшиеся, от _______________________________________________________
(наименование института - исполнителя)
____________________________________________________________________________ и от
(должность, Ф.И.О.)
АО ____________________________________________________________________________
(наименование предприятия)
_______________________________________________________________________ составили
(должность, Ф.И.О.)
настоящий акт в том, что на _______________________________________________________
(наименование объекта)
________________________________________________________________________________
были проведены эксперименты по определению величины потерь нефти
от _____________________________________________________________________________
(испарения из резервуаров типа..., от уноса газом, от утечек из
_______________________________________________________________________________.
уплотнений насосов - нужное вписать)
Эксперименты проведены в соответствии с "Рабочей программой и методикой исследований по определению потерь нефти на промыслах АО ________________________________________,
(наименование предприятия)
согласованной ___________________________________________________________________
(руководитель предприятия)
и утвержденной зам. директора (института - исполнителя) _______________.
(Ф.И.О.)
Проведено ________________ определений потерь нефти, в том числе
(количество)
______________ от испарения из резервуаров, _____________ от уноса газом,
(количество) (количество)
____________ от утечек из уплотнений насосов.
(количество)
Всего отобрано ___________________ проб газовоздушной смеси из резервуаров,
(количество)
____________ проб газа нефтяного и ____________ проб нефти для
(количество) (количество)
физико - химических анализов на хроматографах.
Результаты измерений занесены в журнал наблюдений.
Подписи (заверенные печатью предприятия)
Дата подписания
Приложение Б
ПРИМЕР ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ДАННЫХ НИР ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НОРМАТИВОВ
П.Б.1. Разработать нормативы технологических потерь нефти для АО на 1998 - 2002 гг.
П.Б.2. Устанавливаем нормы технологических потерь нефти по источникам потерь на 1998 - 2002 гг. Для этого используем данные НИР по выявлению источников и определению фактических технологических потерь нефти по ним на существующее положение, а также и другие исходные данные, приведенные в табл. П.Б.1.
Таблица П.Б.1
ИСТОЧНИКИ ПОТЕРЬ НЕФТИ В __________________________,
(НК, АО, ОАО, СП...)
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ НЕФТИ ИЗ НИХ НА СУЩЕСТВУЮЩЕЕ
ПОЛОЖЕНИЕ И ДРУГИЕ ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
|
Наименование месторождения |
Наименование источника потерь |
Вид потерь нефти |
Величина фактических потерь, % от массы нефти до источника |
Масса нефти до источника, т/год |
Плотность товарной нефти 20 град. C, т/куб. м |
Удельный унос нефти газом, г/куб. м |
Газовый фактор на ступенях сепарации по годам пятилетнего периода, м/m |
Удельное содержание нефти в сточной воде, мг/л |
Обводненность добываемой нефти по годам пятилетнего периода, % объемный |
||||||||
|
1998 г. |
1999 г. |
2000 г. |
2001 г. |
2002 г. |
1998 г. |
1999 г. |
2000 г. |
2001 г. |
2002 г. |
||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
|
Ермаковское |
Газосепаратор газа 1-й ступени сепарации нефти на ДНС-4 |
Унос капельной нефти газом |
0,0006 |
731740 |
0,86 |
0,15 |
45 |
47 |
49 |
53 |
5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Нефтегазовый сепаратор второй ступени на ДНС-4 |
Унос капельной нефти газом |
0,0005 |
731736 |
0,86 |
2 |
2,5 |
2,5 |
2,5 |
2,5 |
2,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Резервуар РВС-2000 на ДНС-4 (очистка воды) |
Унос нефти сточной водой |
0,0116 |
731736 |
0,86 |
|
|
|
|
|
|
45 |
69 |
72 |
75 |
81 |
88 |
|
|
Газосепаратор газа 1-й ступени сепарации нефти на ДНС-1 |
Унос капельной нефти газом |
0,0005 |
910760 |
0,86 |
0,12 |
40 |
42 |
45 |
49 |
56 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Нефтегазовый сепаратор горячей ступени сепарации нефти на ДНС-1 |
Унос капельной нефти газом |
0,0003 |
910755 |
0,86 |
0,6 |
5 |
5 |
5 |
5 |
5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Нефтегазовый сепаратор КСУ на ДНС-1 |
Унос капельной нефти газом |
0,0001 |
910755 |
0,86 |
0,5 |
2 |
2 |
2 |
2 |
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Резервуары РВС-5000 технологический и товарный на ДНС-1 |
От испарения |
0,54 |
1642406 |
0,86 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Резервуар РВС-2000 очистной на ДНС-1 |
Унос нефти сточной водой |
0,0116 |
1642406 |
0,86 |
|
|
|
|
|
|
45 |
69 |
72 |
75 |
81 |
88 |
|
|
Емкость для сбора утечек из уплотнений насосов на ДНС-1 |
Утечки нефти через уплотнения |
0,00005 |
1633347 |
0,86 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Емкость для сбора утечек из уплотнений насосов на ДНС-4 |
Утечки нефти через уплотнения |
0,00002 |
731651 |
0,86 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Фланцевые соединения и сальниковые уплотнения запорно регулирующей арматуры |
Утечки нефти через уплотнения |
0,0004 |
1642500 |
0,86 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Кальчинское |
Нефтегазовый сепаратор 1-й ступени на ДНС |
Унос капельной нефти газом |
0,0003 |
43800 |
0,882 |
0,08 |
38 |
38 |
38 |
42 |
45 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Нефтегазовый сепаратор 2-й ступени на ДНС |
Унос капельной нефти газом, унос нефти сточной водой |
0,000003 |
43800 |
0,882 |
0,01 |
3 |
3 |
3 |
3 |
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,002 |
43800 |
|
|
|
|
|
|
|
40 |
29 |
34 |
40 |
47 |
56 |
|
|
|
Резервуар РВС-2000 товарный на ДНС |
От испарения |
0,46 |
43800 |
0,882 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Емкость для сбора утечек из уплотнений насоса на ДНС |
Утечки нефти через уплотнения |
0,00001 |
43600 |
0,882 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Фланцевые соединения и сальниковые уплотнения запорно регулирующей арматуры |
Утечки нефти через уплотнения |
0,0004 |
43600 |
0,882 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение таблицы П.Б.1
|
Наименование место- рождения |
Наименование источника потерь |
Вид потерь нефти |
Масса нефти до источника по годам пятилетнего периода, т/год |
Внедрение технико - технологических и организационных нефтегазосберегающих мероприятий, сокращение потерь от внедрения, % масс |
Расходы пресной воды на подготовку нефти, куб. м/год |
Примечание |
||||||||||||
|
1998 г. |
1999 г. |
2000 г. |
2001 г. |
2002 г. |
1998 г. |
1999 г. |
2000 г. |
2001 г. |
2002 г. |
1998 г. |
1999 г. |
2000 г. |
2001 г. |
2002 г. |
|
|||
|
1 |
2 |
3 |
19 |
20 |
21 |
22 |
23 |
24 |
25 |
26 |
27 |
28 |
29 |
30 |
31 |
32 |
33 |
34 |
|
Ермаковское |
Газосепаратор газа 1-й ступени сепарации нефти на ДНС-4 |
Унос капельной нефти газом |
790354 |
820543 |
762830 |
723000 |
695271 |
|
Капле- уловитель СКУ 0,25, 30% |
|
|
|
|
|
|
|
|
Конденсатосборников не имеется, газ частично подается на факел и в котельную |
|
|
Нефтегазовый сепаратор 2-й ступени на ДНС-4 |
Унос капельной нефти газом |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Резервуар РВС-2000 на ДНС-4 |
Унос (капельной) нефти сточной водой |
|
|
|
|
|
|
|
Отстойник ОПФ-3000, до 20 мг/л |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Газосепаратор газа 1-й ступени сепарации нефти на ДНС-1 |
Унос капельной нефти газом |
950471 |
990500 |
962728 |
923645 |
891376 |
|
Капле- уловитель СКУ 0,25, 30% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Нефтегазовый сепаратор горячей ступени сепарации нефти на ДНС-1 |
Унос капельной нефти газом |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Нефтегазовый сепаратор КСУ на ДНС-1 |
Унос капельной нефти газом |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Резервуары РВС-5000 технологический и товарный на ДНС-1 |
От испарения |
|
|
|
|
|
|
Резер- вуарный конден- сатор 2 шт., 30% |
|
|
|
174083 |
181104 |
172556 |
164665 |
158665 |
|
|
|
Резервуары РВС-2000 на ДНС-1 (очистка воды) |
Унос нефти сточной водой |
|
|
|
|
|
|
|
Отстойник ОПФ-3000, до 20 мг/л |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Емкость для сбора утечек из уплотнений насосов на ДНС-1 |
Утечки нефти через уплотнения насосов |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Емкость для сбора утечек на ДНС-4 |
Утечки нефти через уплотнения насосов |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Кальчинское |
Нефтегазовый сепаратор 1-й ступени на ДНС |
Унос капельной нефти газом |
60000 |
90000 |
140000 |
200000 |
250000 |
|
|
Капле- уловитель СКУ-0,25, 30% |
|
|
|
|
|
|
|
Газ сжигается в факелах |
|
|
Нефтегазовый сепаратор 2-й ступени на ДНС |
Унос капельной нефти газом |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Унос нефти сточной водой |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Резервуар РВС-2000 товарный на ДНС |
От испарения |
|
|
|
|
|
|
|
Резер- вуарный конден- сатор, 30% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Емкость для сбора утечек из уплотнений насоса на ДНС |
Утечки нефти через уплотнения |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П.Б.2.1. В соответствии с пунктом 4.2 Инструкции норма технологических потерь нефти от уноса газом из газосепаратора на ДНС-4 Ермаковского месторождения на 1998 г. устанавливается по результатам расчета с использованием формулы (20) "Методических указаний...", % мас.:
Пуг = q x Г x 0,0001 = 0,15 x 45 x 0,0001 = 0,0007,
где:
q - фактический удельный унос нефти газом, г/куб. м (графа 7 таблицы П.Б.1);
Г - прогнозируемый газовый фактор на первой ступени сепарации на ДНС-4, куб. м/т (графа 8 таблицы П.Б.1).
Количество нефти, которое поступит на вторую ступень сепарации на ДНС-4 в 1998 году составит, т:
П.Б.2.2. В соответствии с пунктом 4.3 Инструкции норма технологических потерь нефти на источнике, упомянутом в пункте П.Б.2.1, на 1999 год устанавливается по результатам расчета (формуле (20)), так как в первом году пятилетнего периода не
планировались к внедрению нефтесберегающие мероприятия, %:
Пуг = 0,15 x 47 x 0,0001 ~= 0,0007.
Количество нефти, которое поступит на вторую ступень сепарации на ДНС-4 в 1999 году, составит, т:
П.Б.2.3. В соответствии с пунктом 4.4 Инструкции норма технологических потерь нефти из газосепаратора на ДНС-4 в 2000 году устанавливается по результатам расчета (формула 20) с учетом эффекта в сокращении потерь от внедрения нефтесберегающих мероприятий в первом и втором годах планируемого периода.
Пуг = 0,15 x 49 x 0,0001 x (100 - 30) : 100 = 0,0005%,
где 30% - сокращение потерь от внедрения струнного каплеуловителя СКУ-25 в 1999 году.
Количество нефти, которое поступит на вторую ступень сепарации на ДНС-4 в 2000 году, составит, т:
П.Б.2.4. Норма технологических потерь нефти из газосепаратора на ДНС-4 в 2001 году устанавливается по формуле (20) с учетом эффекта в сокращении потерь от внедрения нефтесберегающих мероприятий в первом, втором и третьем годах планируемого периода.
Пуг = 0,15 x 53 x 0,0001 x (100 - 30) : 100 = 0,00056%.
Количество нефти, которое поступит на вторую ступень сепарации на ДНС-4 в 2001 году, составит, т:
П.Б.2.5. Норма технологических потерь нефти из газосепаратора на ДНС-4 в 2002 году устанавливается по результатам расчета (формула 20) с учетом эффекта в сокращении потерь от внедрения нефтесберегающих мероприятий в первом - четвертом годах планируемого периода.
Пуг = 0,15 x 58 x 0,0001 x (100 - 30) : 100 = 0,00061%.
Количество нефти, которое поступит на вторую ступень сепарации на ДНС-4 в 2002 году, составит, т:
П.Б.2.6. На нефтегазовом сепараторе второй ступени на ДНС-4 на нормируемый период 1998 - 2002 гг. не планируются нефтесберегающие мероприятия, поэтому нормы технологических потерь для этого источника по всем годам принимаются неизменными и устанавливаются по результатам расчета по формуле (20), % мас.:
2 x 2,5 x 0,0001 = 0,0005.
Количество нефти, поступающее после второй ступени сепарации в напорный отстойник, из которого сбрасывается пластовая вода в очистной резервуар РВС-2000, по годам планируемого периода составит соответственно, т/год:
790348 x (100 - 0,0005) : 100 = 790344;
820537 x (100 - 0,0005) : 100 = 820533;
762826 x (100 - 0,0005) : 100 = 762822;
722996 x (100 - 0,0005) : 100 = 722992;
695267 x (100 - 0,0005) : 100 = 695264.
П.Б.2.7. Нормы технологических потерь нефти от уноса сточной водой из очистного резервуара РВС-2000 на ДНС-4 устанавливаются по формуле (17) "Методических указаний...", с использованием табл. П.Б.1 (графы 13 - 18 табл. П.Б.1), %:
на 1998 год;
на 1999 год;
на 2000 год.
В 2000 году на ДНС-4 планируется внедрить нефтесберегающее мероприятие - установить после очистного резервуара РВС-2000 отстойник ОПФ-3000, после которого содержание нефти в сточной воде уменьшается до 20 мг/л (графа 26 табл. П.Б.1). Поэтому норма технологических потерь нефти от уноса сточной водой на 2001 и 2002 годы устанавливается по результатам расчета по формуле (17), но с учетом мероприятия, %:
на 2001 год;
на 2002 год.
Количество нефти, поступающее из ДНС-4 на горячую ступень сепарации на ДНС-1 по годам нормируемого периода, составляет соответственно, т/год:
790344 x (100 - 0,0116) : 100 = 790252;
820533 x (100 - 0,0135) : 100 = 820422;
762822 x (100 - 0,016) : 100 = 762700;
722992 x (100 - 0,010) : 100 = 722920;
695264 x (100 - 0,017) : 100 = 695146.
П.Б.2.8. Нормы технологических потерь нефти от уноса газом из газосепаратора газа первой ступени сепарации нефти на ДНС-1 устанавливаются по результатам расчета по формуле (20) с учетом внедрения нефтесберегающего мероприятия - каплеуловителя типа СКУ-0,25 в 1999 году, %:
Пуг = 0,12 x 40 x 0,0001 = 0,0005 в 1998 году;
Пуг = 0,12 x 42 x 0,0001 = 0,0005 в 1999 году;
Пуг = 0,12 x 45 x 0,0001 x (100 - 30) : 100 = 0,0004 в 2000 году;
Пуг = 0,12 x 49 x 0,0001 x (100 - 30) : 100 = 0,0004 в 2001 году;
Пуг = 0,12 x 56 x 0,0001 x (100 - 30) : 100 = 0,0005 в 2002 году.
П.Б.2.9. Нормы технологических потерь нефти от уноса газом из нефтегазового сепаратора горячей степени сепарации нефти на ДНС-1 устанавливаются по результатам расчета по формуле (20), % мас.:
Пуг = 0,6 x 5 x 0,0001 = 0,0003.
По годам планируемого периода нормы по этому источнику остаются постоянными.
Количество нефти, поступающее после горячей ступени сепарации в напорный отстойник, из которого сбрасывается пластовая вода в очистной резервуар РВС-2000 на ДНС-1, по годам планируемого периода составляет, т/год:
1740718 x (100 - 0,0003) : 100 = 1740713;
1810917 x (100 - 0,0003) : 100 = 1810912;
1725424 x (100 - 0,0003) : 100 = 1725419;
1646561 x (100 - 0,0003) : 100 = 1646556;
1586518 x (100 - 0,0003) : 100 = 1586513.
П.Б.2.10. Нормы технологических потерь нефти от уноса сточной водой из очистного резервуара РВС-2000 на ДНС-1 по годам планируемого периода устанавливаются по результатам расчетов по формуле (17) с учетом внедрения нефтесберегающего мероприятия в 2000 году, уменьшающего содержание нефти в сточной воде до 20 мг/л, и применения пресной воды для обессоливания нефти в технологических резервуарах.
мас. в 1998 году.
% мас. в 1999 году.
% мас. в 2000 году.
% мас. в 2001 году.
% мас. в 2002 году.
Количество нефти, поступающее на прием нефтегазовых сепараторов КСУ по годам нормируемого периода, т/год:
1740713 x (100 - 0,0121) : 100 = 1740502;
1810912 x (100 - 0,0139) : 100 = 1810206;
1725419 x (100 - 0,0165) : 100 = 1725134;
1646556 x (100 - 0,0102) : 100 = 1646388;
1586513 x (100 - 0,0172) : 100 = 1586240.
П.Б.2.11. Нормы технологических потерь нефти от уноса газом из нефтегазового сепаратора КСУ на ДНС-1 по годам нормируемого периода рассчитываются по формуле (20) и составляют, % мас.:
Пуг = 0,5 x 2 x 0,0001 = 0,0001.
Количество нефти, поступающее на прием технологических резервуаров по годам нормируемого периода, составляет, т/год:
1740502 x (100 - 0,0001) : 100 = 1740500;
1810206 x (100 - 0,0001) : 100 = 1810204;
1725134 x (100 - 0,0001) : 100 = 1725132;
1646388 x (100 - 0,0001) : 100 = 1646386;
1586240 x (100 - 0,0001) : 100 = 1586238.
П.Б.2.12. Нормы технологических потерь нефти от испарения из технологического и товарного резервуаров на ДНС-1 согласно пунктов 4.2 - 4.5 настоящей Инструкции на 1998 - 1999 годы принимаются по фактическим технологическим потерям из них на момент разработки проекта нормативов, на остальные годы планируемого периода нормы устанавливаются на 30% ниже, так как на резервуарах будут установлены резервуарные конденсаторы - нефтесберегающее средство с технологическим эффектом порядка 30%. На существующее положение величина технологических потерь нефти составляет 0,54% мас. от количества нефти на входе в технологический резервуар.
Нормы потерь на 2000 - 2002 годы составят, % мас.:
0,54 x (100 - 30) : 100 = 0,378.
Количество нефти, поступающее на прием магистральных насосов по годам пятилетки, составляет, т/год:
1740500 x (100 - 0,54) : 100 = 1731101;
1810204 x (100 - 0,54) : 100 = 1800429;
1725132 x (100 - 0,378) : 100 = 1718611;
1646386 x (100 - 0,378) : 100 = 1640163;
1586238 x (100 - 0,378) : 100 = 1580242.
П.Б.2.13. Нормы технологических потерь нефти от утечек из уплотнений насосов на ДНС-1 согласно пунктов 4.2 - 4.5 настоящей Инструкции на 1998 - 2002 годы принимаются по фактическим технологическим потерям из них на момент разработки проекта нормативов - 0,00005% мас. (графа 4 табл. П.Б.1).
П.Б.2.14. Нормы технологических потерь нефти от утечек из уплотнений насосов на ДНС-4 на 1998 - 2002 годы принимаются по фактическим технологическим потерям из них на момент разработки проекта нормативов - 0,00002% мас. (графа 4 табл. П.Б.1).
П.Б.2.15. Нормы технологических потерь нефти от утечек через фланцевые соединения и сальниковые уплотнения запорно- регулирующей арматуры на Ермаковском месторождении на 1998 - 2002 годы принимаются по фактическим технологическим потерям из них на момент разработки проекта нормативов - 0,004% мас., так как внедрение нефтесберегающих мероприятий на этом источнике не планируется.
П.Б.2.16. Нормы технологических потерь нефти от уноса газом из нефтегазового сепаратора первой ступени на ДНС Кальчинского месторождения по годам пятилетки рассчитываются по формуле (20) с учетом внедрения каплеуловителя СКУ-0,25 в 2000 году, позволяющего сократить потери на 30%.
Пуг = 0,08 x 38 x 0,0001 = 0,0003% в 1998 - 2000 гг.
Пуг = 0,08 x 42 x 0,0001 x (100 - 30) : 100 = 0,00024% в 2001 г.
Пуг = 0,08 x 45 x 0,0001 x (100 - 30) : 100 = 0,00025% в 2002 г.
Количество нефти, поступающее на вторую ступень сепарации ДНС Кальчинского месторождения по годам нормируемого периода, т/год:
60000 x (100 - 0,0003) : 100 = 59999,8 ~= 60000;
90000 x (100 - 0,0003) : 100 ~= 90000;
140000 x (100 - 0,0003) : 100 ~= 140000;
200000 x (100 - 0,00024) : 100 ~= 200000;
250000 x (100 - 0,00025) : 100 = 249999.
П.Б.2.17. Нормы технологических потерь нефти от уноса сточной водой из отстойника на ДНС Кальчинского месторождения по годам нормируемого периода рассчитываются по формуле (17), % мас.:
Количество нефти, поступающее в товарные резервуары по годам нормируемого периода, т/год:
60000 x (100 - 0,002) : 100 = 59999;
90000 x (100 - 0,0023) : 100 = 89998;
140000 x (100 - 0,003) : 100 = 139994;
200000 x (100 - 0,004) : 100 = 199992;
250000 x (100 - 0,006) : 100 = 249985.
П.Б.2.18. Нормы технологических потерь нефти от испарения из товарного резервуара РВС-2000 на ДНС Кальчинского месторождения на 1998 - 2000 годы принимаются по фактическим технологическим потерям из него на момент разработки проекта нормативов; на остальные годы пятилетки нормы устанавливаются на 30% ниже, так как на резервуаре будет установлен резервуарный конденсатор в 2000 г., сокращающий потери на 30% масс. На существующее положение величина потерь из резервуара составляет 0,46% мас. (графа 4 табл. П.Б.1). Нормы потерь на 2001 и 2002 годы составят, % мас.:
0,46 x (100 - 30) : 100 = 0,322 % масс.
Количество нефти, поступающее на прием магистрального насоса по годам нормируемого периода, составляет, т/год:
59999 x (100 - 0,46) : 100 = 59603;
89998 x (100 - 0,46) : 100 = 89584;
139994 x (100 - 0,46) : 100 = 139350;
199992 x (100 - 0,322) : 100 = 199352;
249985 x (100 - 0,322) : 100 = 249180.
П.Б.2.19. Нормы технологических потерь нефти от утечек из уплотнений насосов на ДНС Кальчинского месторождения на 1998 - 2002 гг. согласно пунктов 4.2 - 4.5 настоящей Инструкции принимаются по фактическим технологическим потерям из них на момент разработки проекта нормативов - 0,00001% мас.
П.Б.2.20. Нормы технологических потерь нефти от утечек через фланцевые соединения и сальниковые уплотнения запорно- регулирующей арматуры на Кальчинском месторождении на 1998 - 2002 гг. принимаются по фактическим технологическим потерям из них на момент разработки проекта нормативов - 0,0004% мас., так как внедрение нефтесберегающих мероприятий на этом источнике в перспективе не планируется.
П.Б.2.21. Результаты расчетов по пунктам П.Б.2.1 - П.Б.2.20 заносим в табл. П.Б.2 "Проект норм технологических потерь нефти по источникам в АО".
Таблица П.Б.2
ПРОЕКТ НОРМ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ ПО ИСТОЧНИКАМ В АО
|
Наименова- ние место- рождения |
Наименование источника потерь |
Вид потерь нефти |
Нормы технологических потерь нефти по годам пятилетки, % мас. |
Масса нефти до источника потерь по годам пятилетки, т/год |
||||||||
|
1998 г. |
1999 г. |
2000 г. |
2001 г. |
2002 г. |
1998 г. |
1999 г. |
2000 г. |
2001 г. |
2002 г. |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
|
Ермаковское |
Газосепаратор газа 1-й ступени сепарации нефти на ДНС-4 |
Унос капельной нефти газом |
0,0007 |
0,0007 |
0,0005 |
0,00056 |
0,00061 |
790354 |
820543 |
762830 |
723000 |
695271 |
|
|
Нефтегазовый сепаратор второй ступени на ДНС-4 |
Унос капельной нефти газом |
0,0005 |
0,0005 |
0,0005 |
0,0005 |
0,0005 |
790348 |
820537 |
762826 |
722996 |
695267 |
|
|
Резервуар РВС-2000 на ДНС-4 (очистка воды) |
Унос нефти сточной водой |
0,0116 |
0,0135 |
0,0160 |
0,0100 |
0,0170 |
790344 |
820533 |
762822 |
722992 |
895264 |
|
|
Газосепаратор газа 1-й ступени сепарации нефти на ДНС-1 |
Унос капельной нефти газом |
0,0005 |
0,0005 |
0,0004 |
0,0004 |
0,0005 |
950471 |
990500 |
962728 |
923645 |
891376 |
|
|
Нефтегазовый сепаратор горячей ступени сепарации нефти на ДНС-1 |
Унос капельной нефти газом |
0,0003 |
0,0003 |
0,0003 |
0,0003 |
0,0003 |
1740718 |
1810917 |
1725424 |
1646561 |
1586518 |
|
|
Резервуар РВС-2000 очистной на ДНС-1 |
Унос нефти сточной водой |
0,0121 |
0,0139 |
0,0165 |
0,0102 |
0,0172 |
1740713 |
1810912 |
1725419 |
1646556 |
1586513 |
|
|
Нефтегазовый сепаратор КСУ на ДНС-1 |
Унос капельной нефти газом |
0,0001 |
0,0001 |
0,0001 |
0,0001 |
0,0001 |
1740502 |
1810206 |
1725134 |
1646388 |
1586240 |
|
|
Резервуары РВС-5000 технологический и товарный на ДНС-1 |
От испарения |
0,540 |
0,540 |
0,378 |
0,378 |
0,378 |
1740500 |
1810204 |
1725132 |
1646386 |
1586238 |
|
|
Емкость для сбора утечек из уплотнений насосов на ДНС-1 |
Утечки нефти через уплотнения насосов |
0,00005 |
0,00005 |
0,00005 |
0,00005 |
0,00005 |
1731101 |
1800429 |
1718611 |
1640163 |
1580242 |
|
|
Емкость для сбора утечек из уплотнений насосов на ДНС-4 |
Утечки нефти через уплотнения насосов |
0,00002 |
0,00002 |
0,00002 |
0,00002 |
0,00002 |
790252 |
820422 |
762700 |
722920 |
695146 |
|
|
Фланцевые соединения и сальниковые уплотнения запорно регулирующей арматуры |
Утечки через уплотнения |
0,0004 |
0,0004 |
0,0004 |
0,0004 |
0,0004 |
1740718 |
1810917 |
1725424 |
1646561 |
1596518 |
|
Кальчинское |
Нефтегазовый сепаратор 1-й ступени на ДНС |
Унос нефти газом |
0,0003 |
0,0003 |
0,0003 |
0,00024 |
0,00025 |
60000 |
90000 |
140000 |
200000 |
250000 |
|
|
Нефтегазовый сепаратор второй ступени на ДНС |
Унос нефти газом |
0,000003 |
0,000003 |
0,000003 |
0,000003 |
0,000003 |
|
|
|
|
|
|
|
Унос нефти сточной водой |
0,002 |
0,0023 |
0,003 |
0,004 |
0,006 |
60000 |
90000 |
140000 |
200000 |
250000 |
|
|
|
Резервуар РВС-2000 товарный на ДНС |
От испарения |
0,46 |
0,46 |
0,46 |
0,322 |
0,322 |
59999 |
89998 |
139994 |
199992 |
249985 |
|
|
Емкость для сбора утечек из уплотнений насосов на ДНС |
Утечки нефти через уплотнения |
0,00001 |
0,00001 |
0,00001 |
0,00001 |
0,00001 |
59603 |
89584 |
139350 |
199352 |
249180 |
|
|
Фланцевые соединения и сальниковые уплотнения запорно регулирующей арматуры |
Утечки через уплотнения |
0,0004 |
0,0004 |
0,0004 |
0,0004 |
0,0004 |
60000 |
90000 |
140000 |
200000 |
250000 |
П.Б.3. Нормативы технологических потерь нефти для АО на 1998 - 2002 гг. рассчитываются как средневзвешенные по источникам потерь, % мас. (см. пункт 4.7):
норматив на 1998 год:
(0,0007 x 790354 + 0,0005 x 790348 + 0,0116 x 790344 + 0,0005 x 950471 +
+ 0,0003 x 1740718 + 0,0121 x 1740713 + 0,0001 x 1740502 +
+ 0,540 x 1740500 + 0,00005 x 1731101 + 0,00002 x 790252 +
+ 0,0003 x 60000 + 0,002 x 60000 + 0,46 x 59999 + 0,00001 x
x 59603 + 0,0004 x 1740718 + 0,0004 x 60000) :
: (790354 + 950471 + 60000) = 1000781,3 : 1800825 = 0,5557,
где: 1800825 т/год - валовая добыча нефти в АО в 1998 году,
слагается из количества нефти, поступающей на первую ступень
сепарации на ДНС-4, ДНС-1 и ДНС Кальчинского месторождения;
норматив на 1999 год:
N2 = (0,0007 x 820543 + 0,0005 x 820537 +
+ 0,0135 x 820533 + 0,0005 x 990500 + 0,0003 x 1810917 +
+ 0,0139 x 1810912 + 0,0001 x 1810206 + 0,54 x 1810204 +
+ 0,00005 x 1800429 + 0,00002 x 820422 + 0,0003 x 90000 +
+ 0,0023 x 90000 + 0,46 x 89998 + 0,00001 x 89584 +
+ 0,0004 x 1810917 + 0,0004 x 90000) : (820543 +
+ 990500 + 90000) = 1058464,2 : 1901043 = 0,5568;
норматив на 2000 год:
N3 = (0,0005 x 762830 + 0,0005 x 762826 +
+ 0,016 x 762822 + 0,0004 x 962728 + 0,0003 x 1725424 +
+ 0,0165 x 1725419 + 0,0001 x 1725134 + 0,378 x 1725132 +
+ 0,00005 x 1718611 + 0,00002 x 762700 + 0,0003 x 140000 +
+ 0,003 x 140000 + 0,46 x 139994 + 0,00001 x 139350 +
+ 0,0004 x 1725424 + 0,0004 x 140000) : (762830 +
+ 962728 + 140000) = 760401,4 : 1865558 = 0,4076;
норматив на 2001 год:
N4 = (0,00056 x 723000 + 0,0005 x 722996 +
+ 0,01 x 722992 + 0,0004 x 923645 + 0,0003 x 1646561 +
+ 0,0102 x 1646556 + 0,0001 x 1646388 + 0,378 x 1646386 +
+ 0,00005 x 1640163 + 0,00002 x 722920 + 0,00024 x 200000 +
+ 0,004 x 200000 + 0,322 x 199992 + 0,00001 x 199352 +
+ 0,0004 x 1646561 + 0,0004 x 200000) : (723000 + 923645 +
+ 200000) = 714282,3 : 1846645 = 0,3868;
норматив на 2002 год:
N5 = (0,00061 x 695271 + 0,0005 x 695267 +
+ 0,017 x 695264 + 0,0005 x 891376 + 0,0003 x 1586518 +
+ 0,0172 x 1586513 + 0,0001 x 1586240 + 0,378 x 1586238 +
+ 0,00005 x 1580242 + 0,00002 x 695146 + 0,00025 x 250000 +
+ 0,006 x 250000 + 0,322 x 249985 + 0,00001 x 249180 +
+ 0,0004 x 1586518 + 0,0004 x 250000) : (695271 +
+ 891376 + 250000) = 723455,3 : 1836647 = 0,3939.
Нормативы технологических потерь нефти в АО по годам нормируемого периода сводятся в таблицу П.Б.3.
Таблица П.Б.3
НОРМАТИВЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ
ДЛЯ АО НА ПЕРИОД 1998 - 2002 ГГ.
в % мас. от валовой добычи нефти
|
Виды технологических потерь нефти |
1998 г. |
1999 г. |
2000 г. |
2001 г. |
2002 г. |
|
Потери нефти от испарения из резервуаров |
0,5372 |
0,5360 |
0,3841 |
0,3719 |
0,3703 |
|
Унос нефти сточными водами |
0,0169 |
0,0192 |
0,0220 |
0,0134 |
0,0221 |
|
Унос капельной нефти потоком газа |
0,0011 |
0,0011 |
0,0010 |
0,0010 |
0,0010 |
|
Утечки нефти из уплотнений насосов и запорно-регулирующей арматуры |
0,0005 |
0,0005 |
0,0005 |
0,0005 |
0,0005 |
|
Итого: |
0,5557 |
0,5568 |
0,4076 |
0,3868 |
0,3939 |