РД 153-39-019-97

РУКОВОДЯЩИЕ ДОКУМЕНТЫ ГОСГОРТЕХНАДЗОРА РОССИИ


МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ НЕФТЯНЫХ КОМПАНИЙ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

     

Дата введения 1998-01-01

СОГЛАСОВАНЫ с Госгортехнадзором России письмом N 10-03/284 от 30.05.97

УТВЕРЖДЕНЫ первым заместителем министра топлива и энергетики Российской Федерации 16.06.97

В Методических указаниях приведены источники технологических потерь нефти при сборе продукции скважин, подготовке, транспортировке и хранении нефти на промыслах, а также классификация потерь.

Данные о величине потерь нефти, полученные в результате применения рекомендуемых методов, являются исходными для нормирования технологических потерь. Методы определения потерь нефти применимы как в процессе сбора, подготовки, транспортировки и хранения нефти на промыслах, так и при транспортировке нефти по магистральным нефтепроводам, а также могут быть использованы на предприятиях, занимающихся переработкой нефти, хранением, транспортировкой и распределением нефтепродуктов.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Под технологическими потерями понимаются безвозвратные потери нефти (уменьшение ее массы), являющиеся следствием исходных ее физико-химических свойств, воздействия метеорологических факторов и степени совершенства используемых технологических процессов, технических средств и нефтесберегающих мероприятий при сборе, подготовке, транспортировке и хранении нефти.

1.2. Технологические потери нефти нормируются по утвержденной в установленном порядке методике.

1.3. Нормативные технологические потери нефти используются в расчетах валовой добычи нефти, а также при установлении платежей за пользование недрами.

1.4. Фактические технологические потери нефти (реальные потери в данный момент времени) определяются по источникам потерь нефти на нефтепромысловых объектах в процессах добычи, сбора, подготовки, транспортировки и хранения нефти при условиях соблюдения технологических регламентов, правил и инструкций по эксплуатации и обслуживанию оборудования, аппаратов и сооружений.

1.5. Нефтепромысловые объекты: эксплуатационные скважины (кусты скважин или отдельно расположенные скважины), замерные установки, дожимные насосные станции, центральные пункты сбора нефти и газа, резервуарные парки и пр.

1.6. Источники технологических потерь нефти

1.6.1. При добыче и сборе: фланцевые соединения, сальниковые уплотнения открытой запорной арматуры и полированного штока штанг на устье скважин и замерных установках; сепарационные узлы нефти и газа всех ступеней, если жидкость из конденсатосборников газосборных сетей и факельных линий не утилизируется на предприятиях нефтяных или иных компаний, фланцевые соединения, сальниковые уплотнения открытой запорной арматуры на ДНС, резервуары и отстойники для предварительного сбора дренажных вод; емкости для сбора утечек из сальниковых уплотнений центробежных насосов и др.

1.6.2. При подготовке: технологические резервуары; отстойники или резервуары для очистки и подготовки сточных вод; сепараторы концевых ступеней сепарации нефти, если газ из них сбрасывается на факел, а жидкость не утилизируется из конденсатосборников, и др.

1.6.3. При транспортировке и хранении на промыслах: резервуары товарной нефти, дренажные емкости для сбора утечек нефти из сальниковых уплотнений насосов и др.

1.6.4. При транспортировке по магистральным нефтепроводам: резервуары на головных НПС, дренажные емкости для сбора утечек нефти из сальниковых уплотнений подпорных и магистральных насосов, установки для очистки сточных вод и др.

1.7. Технологические потери нефти условно классифицируются по видам: от испарения, от уноса капельной нефти газом, от уноса остаточной нефти пластовыми дренажными водами, от утечек нефти через уплотнения оборудования (см. табл.1).

Таблица 1

     
Виды технологических потерь нефти на нефтепромысловых объектах

1.8. Выделившийся в резервуарах из нефти углеводородный газ относится к технологическим потерям нефти от испарения, если абсолютное давление в сепараторах КСУ не превышает 0,105 МПа. При давлениях сепарации более 0,105 МПа потери из резервуаров подлежат дифференциации: на потери нефтяного газа и потери нефти от испарения. Последние определяются по разнице между общей величиной потерь из резервуара и величиной потерь нефтяного газа, установленной по величине газового фактора пробы нефти, отобранной до резервуара и разгазированной до давления 0,105 МПа при температуре сепарации нефти.

1.9. Потери нефти, вызванные нарушением правил технической эксплуатации аппаратов, установок и оборудования, режимов технологических процессов, авариями технических сооружений, а также ремонтно-восстановительными работами, к технологическим потерям не относятся.

1.10. Определение технологических потерь нефти осуществляется территориальными и специализированными научно-исследовательскими институтами, ЦНИИЛами, ЦНИПРами.

1.11. Известные методы определения потерь нефти от испарения подразделяются на прямые и косвенные.

1.12. К прямым методам относятся методы непосредственного измерения или расчета объема (массы) паров углеводородов, вытесняемых из емкости в процессе сливно-наливных операций или хранения нефти. Достоинством прямых методов является достаточно хорошая точность измерений, а недостатком - трудоемкость проведения измерений в промышленных условиях на действующих установках, резервуарах.

1.13. К косвенным относятся методы определения величины потерь по изменению физико-химических свойств нефти:

а) концентрации остатка, т.е. того, что остается в пробе нефти после испарения из нее углеводородов до включительно;

б) давления насыщенных паров;

в) углеводородного состава (метод расчета потерь по константам равновесия) в пробах, отобранных до и после резервуара.

Преимущество косвенных методов заключается в том, что определение потерь производится на основе анализов проб, проводимых в лабораторных условиях; возможна оценка потерь по нескольким последовательным источникам или целому технологическому процессу одновременно. Недостатком косвенных методов является сравнительно меньшая точность.

2. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ ИСПАРЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЕМ ОБЪЕМА ПАРОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ, ВЫТЕСНЯЕМОЙ ИЗ РЕЗЕРВУАРА

2.1. Потери углеводородов рассчитываются по формуле

,                                                                                      (1)

     
где     - потери углеводородов, кг;

          - объем паровоздушной смеси, вышедшей из резервуара за измеряемый промежуток времени, приведенный к давлению 0,101 МПа и температуре 273 К, м;

        - концентрация углеводородов в выходящей из резервуара паровоздушной смеси, доли единицы;

        - средняя плотность вытесняемых из резервуаров углеводородных паров, приведенных к давлению 0,101 МПа и температуре 273 К, кг/м.

2.2. Объем паровоздушной смеси, выходящей из резервуаров, измеряется ротационными газовыми счетчиками типа РГ, выбираемыми по максимально ожидаемой производительности (приложения А-В); нормальными диафрагмами, смонтированными на резервуарах в соответствии с РД 50-213-80; анемометрами (п.4). В холодное время года применять счетчики не рекомендуется, так как на роторах оседает иней, затрудняющий вращение последних.

2.3. Концентрация углеводородов определяется не менее 8 раз за время заполнения резервуара по анализам проб паровоздушной смеси на газоанализаторах КГА1-1 (ОСТ 25.1256) или хроматографах. Во избежание искажения результатов анализов вследствие конденсации углеводородов температура подаваемых на анализ проб должна быть не ниже, чем температура паров, выходящих из резервуара.

2.4. Средняя плотность углеводородистых паров нефти определяется по результатам хроматографических анализов состава проб паровоздушной смеси по ГОСТ 14920.

При отсутствии данных хроматографических анализов плотность паров можно рассчитать по формуле

,                                                                                       (2)

     
где - средняя молярная масса углеводородных паров нефти в паровоздушной смеси, кг/моль;

         - температура начала разгонки нефти, °С.

2.5. Уровень нефти в резервуарах измеряется стационарными уровнемерами или измерительной рулеткой с грузом (лотом) по ГОСТ 7502.

2.6. Выбранный в качестве объекта исследований резервуар тщательно проверяется, неплотности, обнаруженные в кровле, устраняются (например заливаются эпоксидной смолой), фланцевые соединения герметизируются.

2.7. Перечень основного оборудования, приборов и материалов для определения потерь по рассматриваемому методу приведен в приложении А. Конструкция газового пробоотборника, технология отбора проб и их анализ на газоанализаторе КГА1-1 (ОСТ 25.1256) изложены в разделе 10.

2.8. Принципиальная схема установки ротационного счетчика на резервуаре представлена на рис.1. Швы на жестяной трубе, соединяющей световой люк со счетчиком, должны герметизироваться пайкой. В трубу впаиваются термометрический карман 7 и пробоотборный штуцер 8.

Рис.1. Схема установки счетчика типа РГ на резервуаре:     

1 - резервуар; 2 - счетчик типа РГ; 3 - манометр; 4 - труба жестяная; 5 - патрубок входной; 6 - постамент: 7 - карман термометрический; 8 - штуцер для отбора проб паровоздушной смеси; 9 - пробоотборник; 10 - люк световой;
11 - измеритель уровня; 12 - арматура дыхательная

2.9. В начале и конце заполнения резервуара нефтью фиксируются показания счетчика (или расходомера, анемометра), уровнемера, атмосферное давление, температура паровоздушной смеси, температура воздуха, отбираются пробы паровоздушной смеси (ПВС) на хроматографический анализ. Фиксируются давление и температура в сепараторах КСУ, если нефть из этих установок поступает в резервуар.

2.10. В промежуточные моменты времени ежечасно измеряется температура ПВС и отбираются пробы ПВС для определения концентрации углеводородов на газоанализаторе КГА1-1 (ОСТ 25.1256).

2.11. Отбирается до резервуара одна проба нефти за период наблюдения в любое время для последующего определения фракционного и углеводородного состава, плотности, давления насыщенных паров, газового фактора (при температуре в резервуаре и давлении 1,05 ата).

2.12. При расчете средней плотности паров по результатам хроматографических анализов принимается среднеарифметическое значение.

2.13. Концентрация углеводородов в ПВС определяется как среднеарифметическое всех значений за время заполнения резервуара.

2.14. Величина потерь углеводородов рассчитывается по формуле (1) и относится на одну тонну поступившей за время наблюдения нефти.

2.15. При эксплуатации резервуара в подключенном режиме вследствие непредсказуемости периодов увеличения уровня нефти в резервуаре и колебания температур в его газовом пространстве наблюдения за показаниями счетчика ведутся непрерывно в течение установленного времени измерения потерь (например двое суток).

2.16. Если показания счетчика нарастают, то в течение каждого периода нарастания измерение параметров и отбор проб ПВС проводят в соответствии с пунктами 2.9, 2.10.

2.17. Величина потерь углеводородов за каждый период нарастания показаний счетчика рассчитывается по формуле (1). Потери за время наблюдения определяются как сумма потерь на одну тонну перекачиваемой по трубопроводу нефти за время наблюдения.

2.18. Все данные экспериментов и характеристика резервуара (размеры, тип дыхательной арматуры, место в технологическом цикле и т.д.) оформляются в журнале наблюдений.