Инструкция по нормированию технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации (стр. 4 )

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 = 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 = 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 = 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 1гг. 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 (,0005) : 100 = 790344;

820537 x (,0005) : 100 = 820533;

762826 x (,0005) : 100 = 762822;

722996 x (,0005) : 100 = 722992;

695267 x (,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 (графытабл. 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 (,0116) : 100 = 790252;

820533 x (,0135) : 100 = 820422;

762822 x (,016) : 100 = 762700;

722992 x (,010) : 100 = 722920;

695264 x (,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 = 0,0004 в 2000 году;

Пуг = 0,12 x 49 x 0,0001 x (: 100 = 0,0004 в 2001 году;

Пуг = 0,12 x 56 x 0,0001 x (: 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 (,0003) : 100 = 1740713;

1810917 x (,0003) : 100 = 1810912;

1725424 x (,0003) : 100 = 1725419;

1646561 x (,0003) : 100 = 1646556;

1586518 x (,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 (,0121) : 100 = 1740502;

1810912 x (,0139) : 100 = 1810206;

1725419 x (,0165) : 100 = 1725134;

1646556 x (,0102) : 100 = 1646388;

1586513 x (,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 (,0001) : 100 = 1740500;

1810206 x (,0001) : 100 = 1810204;

1725134 x (,0001) : 100 = 1725132;

1646388 x (,0001) : 100 = 1646386;

1586240 x (,0001) : 100 = 1586238.

П. Б.2.12. Нормы технологических потерь нефти от испарения из технологического и товарного резервуаров на ДНС-1 согласно пунктов настоящей Инструкции на 1годы 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 2годы составят, % мас.:

0,54 x (: 100 = 0,378.

Количество нефти, поступающее на прием магистральных насосов по годам пятилетки, составляет, т/год:

1740500 x (,54) : 100 = 1731101;

1810204 x (,54) : 100 = 1800429;

1725132 x (,378) : 100 = 1718611;

1646386 x (,378) : 100 = 1640163;

1586238 x (,378) : 100 = 1580242.

П. Б.2.13. Нормы технологических потерь нефти от утечек из уплотнений насосов на ДНС-1 согласно пунктов настоящей Инструкции на 1годы 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 1годы 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 1годы 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 1гг.

Пуг = 0,08 x 42 x 0,0001 x (: 100 = 0,00024% в 2001 г.

Пуг = 0,08 x 45 x 0,0001 x (: 100 = 0,00025% в 2002 г.

Количество нефти, поступающее на вторую ступень сепарации ДНС Кальчинского месторождения по годам нормируемого периода, т/год:

60000 x (,0003) : 100 = 59999,8 ~= 60000;

90000 x (,0003) : 100 ~= 90000;

140000 x (,0003) : 100 ~= 140000;

200000 x (,00024) : 100 ~= 200000;

250000 x (,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 (,002) : 100 = 59999;

90000 x (,0023) : 100 = 89998;

140000 x (,003) : 100 = 139994;

200000 x (,004) : 100 = 199992;

250000 x (,006) : 100 = 249985.

П. Б.2.18. Нормы технологических потерь нефти от испарения из товарного резервуара РВС-2000 на ДНС Кальчинского месторождения на 1годы 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 = 0,322 % масс.

Количество нефти, поступающее на прием магистрального насоса по годам нормируемого периода, составляет, т/год:

59999 x (,46) : 100 = 59603;

89998 x (,46) : 100 = 89584;

139994 x (,46) : 100 = 139350;

199992 x (,322) : 100 = 199352;

249985 x (,322) : 100 = 249180.

П. Б.2.19. Нормы технологических потерь нефти от утечек из уплотнений насосов на ДНС Кальчинского месторождения на 1гг. согласно пунктов 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 1гг. 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".

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 1гг. 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) = 13 : 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) = 12 : 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) = 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) = 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) = 3 : 1836647 = 0,3939.

Нормативы технологических потерь нефти в АО по годам нормируемого периода сводятся в таблицу П. Б.3.

3

НОРМАТИВЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ

ДЛЯ АО НА ПЕРИОД 1ГГ.

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