Страницы: 1 2
ИНСТРУКЦИЯ ПО НОРМИРОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ
НЕФТИ НА НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ НЕФТЯНЫХ
КОМПАНИЙ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ИНСТРУКЦИЯ
МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ РФ
16 июня 1997 г.
N РД 153-39-018-97
(Д)
УТВЕРЖДАЮ
Первый заместитель Министра
топлива и энергетики
Российской Федерации
В.И.ОТТ
16 июня 1997 года
Согласовано
письмом
Госгортехнадзора России
от 30 мая 1997 года
N 10-03/284
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 | Наименование | Вид | 1998 г. | 1999 г. | 2000 г. | 2001 г. | 2002 г. |
| месторождения | источника | потерь | | | | | |
| | потерь | нефти | | | | | |
|----------------|--------------|-----------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 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:
----------------------------------------------------------------------
| SUM N x m | |
| i i | |
| N = -----------, | (1) |
| В | |
----------------------------------------------------------------------
где:
N - нормы технологических потерь нефти i-го источника, % мас.;
i
m - масса нефти до источника потерь, т/год;
i
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 | 1998 г. | 1999 г. | 2000 г. | 2001 г. | 2002 г. |
| потерь нефти | | | | | |
|--------------------------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 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 x B x 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.:
----------------------------------------------------------------------
| B x N | |
| q x k ф | |
| SUM = З + ----- x (B + 2П - -------), | (3) |
| 100 ф ф 100 - N | |
----------------------------------------------------------------------
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, %;
B - фактическая добыча нефти (потери не включены), т;
ф
П - фактические потери нефти, т;
ф
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 П < П = 0,01 x B x N, то сумма платежей за право на добычу
ф
нефти начисляется по формуле, тыс. руб.:
----------------------------------------------------------------------
| (B + П ) x q x k | |
| ф ф | |
| SUM = З + -----------------. | (4) |
| 100 | |
----------------------------------------------------------------------
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).
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 | Наименование | Вид | Величина | Масса нефти | Плотность | Удельный | Газовый фактор на |
| месторождения | источника | потерь | фактических | до источника, | товарной | унос нефти | ступенях сепарации |
| | потерь | нефти | потерь, % | т/год | нефти при | газом, | по годам пятилетнего |
| | | | от массы | | 20 град. C, | г/куб. м | периода, куб. м/т |
| | | | нефти до | | т / куб. м | |----------------------------------|
| | | | источников | | | | 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 |
|---------------|--------------|--------|-------------|---------------|-------------|------------|------|------|------|------|------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |
|---------------|--------------|--------|-------------|---------------|-------------|------------|------|------|------|------|------|
| | | | | | | | | | | | |
-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Продолжение таблицы П.А.1
-------------------------------------------------------------------------------------
| Удельное | Обводненность добываемой нефти | Масса нефти до источников по |
| содержание | по годам пятилетнего периода, % | годам пятилетнего периода, т/год |
| нефти в | объемный | |
| сточной | | |
| воде, | | |
| мг/л | | |
|-------------|----------------------------------|----------------------------------|
| | 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 | 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 |
|-------------|------|------|------|------|------|------|------|------|------|------|
| 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 |
|-------------|------|------|------|------|------|------|------|------|------|------|
| | | | | | | | | | | |
-------------------------------------------------------------------------------------
Продолжение таблицы П.А.1
--------------------------------------------------------------------------------------
| Внедрение технико - | Расход пресной воды на | Примечание |
| технологических и | подготовку нефти по годам | |
| организационных мероприятий по | пятилетнего периода, куб. м/год | |
| годам пятилетнего периода, | | |
| сокращение потерь от внедрения, | | |
| % мас. | | |
|-----------------------------------|-----------------------------------| |
| 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 | 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 | |
|-------|------|------|------|------|-------|------|------|------|------|------------|
| 24 | 25 | 26 | 27 | 28 | 29 | 30 | 31 | 32 | 33 | 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.2
КОЛИЧЕСТВО ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ,
НАХОДЯЩЕЙСЯ В ЭКСПЛУАТАЦИИ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
АО ---------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
| Наименование | Скважины | АГЗУ | Дожимные | Установки | Итого |
| месторождения, | | "Спутник" | насосные | подготовки | |
| цеха | | | станции (ДНС) | нефти | |
|-----------------|-------------------------------------------|-----------------------|-------------------------|-------------------------|---------------------------------|
| | резьбовые | сальниковые | задвижки | задвижки | обратные | задвижки | обратные | задвижки | обратные | сальниковых | фланцевых |
| | вентили, | уплотнения | | фланцевые, | клапана, | фланцевые, | клапана, | фланцевые, | клапана, | уплотнений | соединений, |
| | шт. | штанг, шт. | | шт. | шт. | шт. | шт. | шт. | шт. | под | шт. |
| | | | | | | | | | | нагрузкой, 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 | Технико - | Объем | Год внедрения | % снижения |
| месторождения | технологические и | внедрения | | потерь нефти |
| | организационные | | | |
| | нефтесберегающие | | | |
| | мероприятия | | | |
|-----------------|-------------------|-----------|---------------|--------------|
| 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, ниеподписавшиеся, 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
-------------------------------------------------------, согласованной
(наименование предприятия)
----------------------------------------------------------------------
(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
(количество) (количество)
газом, ------------ от утечек из уплотнений насосов.
(количество)
Всего отобрано ---------------------- проб газовоздушной смеси из
(количество)
резервуаров, ------------ проб газа нефтяного и ----------------- проб
(количество) (количество)
нефти для 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 | Наименование | Вид потерь | Величина | Масса | Плотность | Удельный | Газовый фактор на ступенях | Удельное | Обводненность добываемой |
| месторождения | источника потерь | нефти | фактических | нефти до | товарной | унос нефти | сепарации по годам | содержание | нефти по годам пятилетного |
| | | | потерь, % | источника, | нефти 20 | газом, | пятилетнего периода, м/m | нефти в | периода, % объемный |
| | | | от массы | т/год | град. C, | г/куб. м |----------------------------------| сточной |----------------------------------|
| | | | нефти до | | т/куб. м | | 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 | воде, мг/л | 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 |
| | | | источника | | | | г. | г. | г. | г. | г. | | г. | г. | г. | г. | г. |
|----------------|---------------------|--------------|-------------|-------------|-----------|------------|------|------|------|------|------|--------------|------|------|------|------|------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 |
|----------------|---------------------|--------------|-------------|-------------|-----------|------------|------|------|------|------|------|--------------|------|------|------|------|------|
| Ермаковское | Газосепаратор газа | Унос | 0,0006 | 731740 | 0,86 | 0,15 | 45 | 47 | 49 | 53 | 5 | | | | | | |
| | 1-й ступени | капельной | | | | | | | | | | | | | | | |
| | сепарации нефти на | нефти газом | | | | | | | | | | | | | | | |
| | ДНС-4 | | | | | | | | | | | | | | | | |
|----------------|---------------------|--------------|-------------|-------------|-----------|------------|------|------|------|------|------|--------------|------|------|------|------|------|
| | Нефтегазовый | Унос | 0,0005 | 731736 | 0,86 | 2 | 2,5 | 2,5 | 2,5 | 2,5 | 2,5 | | | | | | |
| | сепаратор второй | капельной | | | | | | | | | | | | | | | |
| | ступени на ДНС-4 | нефти газом | | | | | | | | | | | | | | | |
|----------------|---------------------|--------------|-------------|-------------|-----------|------------|------|------|------|------|------|--------------|------|------|------|------|------|
| | Резервуар РВС-2000 | Унос нефти | 0,0116 | 731736 | 0,86 | | | | | | | 45 | 69 | 72 | 75 | 81 | 88 |
| | на ДНС-4 (очистка | сточной | | | | | | | | | | | | | | | |
| | воды) | водой | | | | | | | | | | | | | | | |
|----------------|---------------------|--------------|-------------|-------------|-----------|------------|------|------|------|------|------|--------------|------|------|------|------|------|
| | Газосепаратор газа | Унос | 0,0005 | 910760 | 0,86 | 0,12 | 40 | 42 | 45 | 49 | 56 | | | | | | |
| | 1-й ступени | капельной | | | | | | | | | | | | | | | |
| | сепарации нефти на | нефти газом | | | | | | | | | | | | | | | |
| | ДНС-1 | | | | | | | | | | | | | | | | |
|----------------|---------------------|--------------|-------------|-------------|-----------|------------|------|------|------|------|------|--------------|------|------|------|------|------|
| | Нефтегазовый | Унос | 0,0003 | 910755 | 0,86 | 0,6 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 | | | | | | |
| | сепаратор горячей | капельной | | | | | | | | | | | | | | | |
| | ступени сепарации | нефти газом | | | | | | | | | | | | | | | |
| | нефти на ДНС-1 | | | | | | | | | | | | | | | | |
|----------------|---------------------|--------------|-------------|-------------|-----------|------------|------|------|------|------|------|--------------|------|------|------|------|------|
| | Нефтегазовый | Унос | 0,0001 | 910755 | 0,86 | 0,5 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | | | | | | |
| | сепаратор КСУ на | капельной | | | | | | | | | | | | | | | |
| | ДНС-1 | нефти газом | | | | | | | | | | | | | | | |
|----------------|---------------------|--------------|-------------|-------------|-----------|------------|------|------|------|------|------|--------------|------|------|------|------|------|
| | Резервуары РВС-5000 | От испарения | 0,54 | 1642406 | 0,86 | | | | | | | | | | | | |
| | технологический и | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | товарный на ДНС-1 | | | | | | | | | | | | | | | | |
|----------------|---------------------|--------------|-------------|-------------|-----------|------------|------|------|------|------|------|--------------|------|------|------|------|------|
| | Резервуар РВС-2000 | Унос нефти | 0,0116 | 1642406 | 0,86 | | | | | | | 45 | 69 | 72 | 75 | 81 | 88 |
| | очистной на ДНС-1 | сточной | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | водой | | | | | | | | | | | | | | | |
|----------------|---------------------|--------------|-------------|-------------|-----------|------------|------|------|------|------|------|--------------|------|------|------|------|------|
| | Емкость для сбора | Утечки нефти | 0,00005 | 1633347 | 0,86 | | | | | | | | | | | | |
| | утечек из | через | | | | | | | | | | | | | | | |
| | уплотнений насосов | уплотнения | | | | | | | | | | | | | | | |
| | на ДНС-1 | | | | | | | | | | | | | | | | |
|----------------|---------------------|--------------|-------------|-------------|-----------|------------|------|------|------|------|------|--------------|------|------|------|------|------|
| | Емкость для сбора | Утечки нефти | 0,00002 | 731651 | 0,86 | | | | | | | | | | | | |
| | утечек из | через | | | | | | | | | | | | | | | |
| | уплотнений насосов | уплотнения | | | | | | | | | | | | | | | |
| | на ДНС-4 | | | | | | | | | | | | | | | | |
|----------------|---------------------|--------------|-------------|-------------|-----------|------------|------|------|------|------|------|--------------|------|------|------|------|------|
| | Фланцевые | Утечки нефти | 0,0004 | 1642500 | 0,86 | | | | | | | | | | | | |
| | соединения и | через | | | | | | | | | | | | | | | |
| | сальниковые | уплотнения | | | | | | | | | | | | | | | |
| | уплотнения запорно | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | - регулирующей | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | арматуры | | | | | | | | | | | | | | | | |
|----------------|---------------------|--------------|-------------|-------------|-----------|------------|------|------|------|------|------|--------------|------|------|------|------|------|
| Кальчинское | Нефтегазовый | Унос | 0,0003 | 43800 | 0,882 | 0,08 | 38 | 38 | 38 | 42 | 45 | | | | | | |
| | сепаратор 1-й | капельной | | | | | | | | | | | | | | | |
| | ступени на ДНС | нефти газом | | | | | | | | | | | | | | | |
|----------------|---------------------|--------------|-------------|-------------|-----------|------------|------|------|------|------|------|--------------|------|------|------|------|------|
| | Нефтегазовый | Унос | 0,000003 | 43800 | 0,882 | 0,01 | 3 | 3 | 3 | 3 | 3 | | | | | | |
| | сепаратор 2-й | капельной | | | | | | | | | | | | | | | |
| | ступени на ДНС | нефти газом, | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | унос нефти | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | сточной | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | водой | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 0,002 | 43800 | | | | | | | | 40 | 29 | 34 | 40 | 47 | 56 |
|----------------|---------------------|--------------|-------------|-------------|-----------|------------|------|------|------|------|------|--------------|------|------|------|------|------|
| | Резервуар РВС-2000 | От испарения | 0,46 | 43800 | 0,882 | | | | | | | | | | | | |
| | товарный на ДНС | | | | | | | | | | | | | | | | |
|----------------|---------------------|--------------|-------------|-------------|-----------|------------|------|------|------|------|------|--------------|------|------|------|------|------|
| | Емкость для сбора | Утечки нефти | 0,00001 | 43600 | 0,882 | | | | | | | | | | | | |
| | утечек из | через | | | | | | | | | | | | | | | |
| | уплотнений насоса | уплотнения | | | | | | | | | | | | | | | |
| | на ДНС | | | | | | | | | | | | | | | | |
|----------------|---------------------|--------------|-------------|-------------|-----------|------------|------|------|------|------|------|--------------|------|------|------|------|------|
| | Фланцевые | Утечки нефти | 0,0004 | 43600 | 0,882 | | | | | | | | | | | | |
| | соединения и | через | | | | | | | | | | | | | | | |
| | сальниковые | уплотнения | | | | | | | | | | | | | | | |
| | уплотнения запорно | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | - регулирующей | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | арматуры | | | | | | | | | | | | | | | | |
-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Продолжение таблицы П.Б.1
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
| Наименование | Наименование | Вид потерь | Масса нефти до источника по годам | Внедрение технико - технологических и | Расходы пресной воды на подготовку | Примечание |
| месторождения | источника потерь | нефти | пятилетнего периода, т/год | организационных нефтегазосберегающих | нефти, куб. м/год | |
| | | | | мероприятий, сокращение потерь | | |
| | | | | от внедрения, % масс | | |
|----------------|---------------------|--------------|--------------------------------------------|--------------------------------------------------------|-------------------------------------------|------------------|
| | | | 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 | 1998 | 1999 | 2000 г. | 2001 | 2002 | 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 | |
| | | | г. | г. | г. | г. | г. | г. | г. | | г. | г. | г. | г. | г. | г. | г. | |
|----------------|---------------------|--------------|--------|--------|--------|--------|--------|------|----------------|------------------|------|------|--------|--------|--------|-------|--------|------------------|
| 1 | 2 | 3 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 | 25 | 26 | 27 | 28 | 29 | 30 | 31 | 32 | 33 | 34 |
|----------------|---------------------|--------------|--------|--------|--------|--------|--------|------|----------------|------------------|------|------|--------|--------|--------|-------|--------|------------------|
| Ермаковское | Газосепаратор газа | Унос | 790354 | 820543 | 762830 | 723000 | 695271 | | Каплеуловитель | | | | | | | | | Конденсато - |
| | 1-й ступени | капельной | | | | | | | СКУ - 0,25, | | | | | | | | | сборников не |
| | сепарации нефти на | нефти газом | | | | | | | 30% | | | | | | | | | имеется, газ |
| | ДНС-4 | | | | | | | | | | | | | | | | | частично |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | подается на |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | факел и в |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | котельную |
Страницы: 1 2 |