МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВНИИСПТнефть

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТЯНОГО ГАЗА ПРИ СБОРЕ. ПОДГОТОВКЕ И ВНУТРИПРОМЫСЛОВОМ ТРАНСПОРТИРОВАНИИ РД 39-1-1213-84

1985

Министерство нефтяной промышленности ВНИИСПТнефть

УТВЕРКДЕШ

первым заместителем министра нефтяной промышленности

В.И.Игревским [4 декабря 1964 г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕЛОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕННО ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТЯНОГО ГАЗА ПРИ СБОРЕ, ПОДГОТОВКЕ И ШУТРИПР0М1О0В0М ТРАНСПОРТИРОВАНИИ

РД 39-1-[213-84

Уфа 1965

3.2.1.    Выбросы газа в атмосферу или на свечу факела аварийного сброса из аппарата при остановке его для освидетельствования, ремонта, чистки или реконструкции.

ПРадОХРАИИТЕЛЬЧЫЕ УСТРОЙСТВА

3.2.2.    Расход на периодическую проверку предохранительных устройств.

3.2.3.    Выбросы газа в атмосферу или на свечу факела аварийного сброса из аппарата при ревизии предохранительных клапанов.

КОНТГОЛЖО-ИЗУЕР/ТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ

3.2.4.    Потери газа при монтаже, демонтаже приборов, датчиков.

УЗЕЛ ОТБОРА ПРОШ ГАЗА

3.2.5.    Расход на продувку пробоотборной линии и пробоотборника.

3.2.6.    Объем пробы.

СЕЛАРАЦИСННУЕ УСТАНОВКИ

Потери, оговоренные п. 3.2.

3.3.    Потери газа за счет проскока при продувке конденсатосбор-нмков, сепараторов, пылеуловителей от водяного, углеводородного конденсата или пыли.

3.4.    Потери газа в виде выдуваемого в атмосферу конденсата в случае технико-экономической неэффективности его утилизации известными методами.

3.5.    Потери из оборудования для утилизации конденсата.

ФАКЕЛЫ АВАРИЙНОГО СБРОСА

3.6.    Расход газа на поддержание горения дежурных горелок факела.

3.7.    Расход затворного газа в факельную трубу.

ДОШНЫЕ НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ

Потери, оговоренные п.п. 3,2.-3.7. настоящего документа.

3.8.    Потери за счет растворимости газа в сбрасываемой воде предварительного сброса.

iz

l—l_i_i_2_i_±_S_&_L_fi_i

дохраияталишж u*- дерядкяв горюют важ>а    дааураух городов

Контроль»»-из мера- фал ел a М1ЬШ сраборм    3.7. Расход аег-

3.2.4.    Потера газа аориого гам а spa монтажа, демо»- >л ель нут трубу тажо прибороа. дат-

«оа

Уааж отбора гтрс-бм гааа

3.2.5.    Расход ма продуэту пробоотбор-N01 ДОв! я пробоотборника

3.2.6.    Оба#* пробы

НЕФТЕСЮПШЕ ПУНКТЫ

Потери, оговоренные п.п. 3.2.-3.8.

УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ ГАЗА

Потери, оговоренные п.п. 3.2.-3.8., настоящего документа,

3.9.    Потери с рабочими жидкостями за счет растворимости газа в них.

КОМПРЕССОЖЫЕ СТАНЦИИ

Потери, оговоренные п.п. 3.2.-3.9., настоящего документа

УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Потери, оговоренные п.п. 3.2.-3.8., настоящего документа

УСТАНОВКИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА И ПОДГОТОВКИ ВОДЫ

Потери, оговоренные п.п. 3.2.-3.8:, настоящего документа

ПРОМЫСЛОВЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

3.10.    Утечки из линейной части газопроводов.

3.11.    Потери газа при капитальном ремонте, очистке газопроводов, врезке отводов, замене арматуры и т.д., связанные с полным опорожнением участков газопроводов.

3.12.    Потери газа при текущем ремонте, связанные с частичным опорожнением участков газопроводов.

3.13.    Потери газа за счет проскока при продувке конденсатосбор-ников и в виде конденсата, вцдуваемого в атмосферу в случае технико-экономической неэффективности его утилизации известило! методами.

3.14.    Потери из оборудования для утилизации конденсата.

Структура технологических потерь нефтяного газа по объектам представлена также в табл. 2.

Состав технологических операций, вызывал;?! технологические потери нефтяного газа, по основным нефтепромысловым объектам

: Технологические операции, приводящие к потерям нефтяного газа

:0свиде- : :Периоди- :11окга>, : :Продув-: :Подача: :тельстки :ческая гдемпнтаж: :ка : :гаэа : Нефтепромысловые :ванне, :Ремонт :проверка :контроль:Отбор :конден-:Дега- :для : Сброс Обмен объекты :ревиэня :обору- :предохра-:но-изме-:проб :сато- :зация :работы:воды рабочих :гсрыегкч:доаамхл:нителькых:рителъ- :газа :сборни-:кон- :факела: жидкое- :ных ап- : :устройств:ных при-: :ков :денса- :авармй: ТОЙ :паратов : :боров : : :та :ного : :сброса: I : 2 ; 3 : 4 : 5 : б ; 7 : 8 : 9 10 II СкЬоДИКН - ♦ - ♦ - - Замерные установки ♦ ♦ ♦ ♦ ♦ ♦ ♦ - - -

Се парами онные

установки    +    ♦    ♦♦♦♦    +    ♦♦

Дожимные насосные

станции    ♦    ♦    ♦♦♦♦♦♦♦

I : 2	: 3 :	4	: 5
Нефтесборные пункты ♦	♦	♦	♦
Установки подготовки газа ♦	♦	♦	♦
Компрессорные станции ♦	♦	♦	♦
Установки подптовкн нефти ♦	♦	♦	♦
Промысловые газопроводы	♦	-	♦
Установки подготовки воды ♦	♦	♦	♦

■* - наличие технологической операции - - отсутствие технологической операции

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМА ТЕЗНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТЯНОГО ГАЗА И УДЕЛЬНЫХ ПОТЕРЬ

Объем технологических потерь нефтяного газа на одном предприятии за определенный период подсчитывается как сумма объемов технологических потерь нефтяного газа на нефтепромысловых объектах предприятия .

Объем технологических потерь нефтяного газа на одном промышленном объекте за определенный период есть сумма объемов потерь газа из источников на данном объекте (табл. 3).

Для подсчета объема технологических потерь газа по источникам необходимо определить, если это осуществимо,величину потерь на одну операцию, учесть периодичность операций в расчетный период.

4.1. Нефтяные скважины и нагнетательные для закачки газа в пласт Объем потерь газа при стравливании из скважины определяется по уравнению состояния идеального газа:

4.2. Герметичные аппараты нефтепромыслового оборудования (сепараторы, отстойники, емкости, дрипгш, теплообменники и т.п.)

IB

4.5.    Узлы отбора проб

4.5.1.    Объем потерь газа при отборе проб ( Пб ) состоит из расхода газа на продувку пробоотборной линии и пробоотборника и объема пробы. Необходимость операции продувки и продолжительность оговорены ГОСТом 18917-73 /2/, ГОСТом 11382-76 /V, РД 39-1-353-80. п.2.1.6. /4/.

Объем потерь определяется экспериментально или расчетом по формулам ( 5) и (6) настоящего документа. Коэффициент о принимается равным I.

4.6.    Факелы аварийного сброса

Факелы аварийного сброса газа работают периодически или постоянно. Расход газа на эксплуатацию факела должен быть замерен инструментально.

4.6.1.    Расход газа на факел постоянного горения ( непрерывная функциональная готовность аварийного сброса) до проведения замеров можно принять из табл.4., составленной по данным/i/. Этот расход состоит из затворного газа, подаваемого постоянно на свечу факела, и расхода газа на горение дежурных горелок.

Таблица 4

Расход газа на факел аварийного сброса

Диаметр факельной:Кол. ‘.Расход зат-:Расход газа на дежур--.Общий раструбы, м    :горе-:ворного    га-:ные    горелки    при    круг-:ход газа

:док, :за,1 О^м^одпосуточном горении :на факел,

: пгг. :    :    10®м^э/год    :    10^м³/год

0,3	I	0,018	0,044	0,062
0,5	2	0,072	0,088	0,160
0,7	3	0,190	0.132	0,322

4.6.2. К расходу газа на факел периодического действия относится:

объем продувочного газа, подаваемого в течение суток в факельную систему до начала горения дежурных горелок;

объем газа, подаваемого на дежурные горелки;

объем затворного газа после начала горения дежурных горелок.

До проведения замеров расход газа на дежурные горелки и затворный газ можно принять по табл.4.

4.7. Конденсатосборники и оборудование для утилизации конденсата

4.7.1.    Потери газа в виде выдуваемого в атмосферу углеводородного конденсата допускаются только в случае технико-экономического обоснования неэффективности его утилизации известными методами.

4.7.2.    Удельный расход газа на одну операцию продувки конденса-тосборника за счет проскока газа ( П7 ) должен быть определен экспериментально. Временно, до экспериментального определения, допускается принять удельный расход равным 3,2 м^э на одну операции.

4.7.3.    Потери газа в виде выдуваемого в атмосферу углеводородного конденсата ( /7/ ) определяются одним из следующих способов:

замером объема конденсата;

расчетным, например, по константам равновесия;

косвенным методом по изменению концентраций метана и азота в начале и в конце исследуемого участка газопровода или на входе и выходе аппаратов технологических установок, компрессорных станций:

/ /    £    *    *    ^2    I ГУ

lh»U~    ^{1    10    5}

4.7.4.    Потери от дегазации ( выветривания) газового конденсата при его утилизации, связанные с испарением из емкостей сбора и транспорта конденсата ( П$ ), определяются прямым измерением объе-

В методических указаниях приведены

основные источники технологических потерь нефтяного газа при сборе, подготовке и внутрипромысловой транспортировании;

структура технологических потерь нефтяного газа по источникам;

формулы для определения объема потерь и погрешностей определения объема.

Методические указания предназначены для научно-исследовательских организаций, нефтегазодобывающих предприятий Миннефгепрома, занимающихся вопросами определения и сокращения технологических потерь нефтяного газа.

Настоящие методические указания разработаны авторским коллективом в составе: Н.Н.Репина ( рук.темы), Г.З.Эгактейна ( рук.темы), Б.X.Хусайнова, К.Б.Корневой, Л.Г.Кузиной.

ua; pact; о*: ом, например, по константам равновесия или уравнению состояния; косвенным методом по изменению концентраций метана и азота по формуле ( 10 ).

Временно, до проведения экспериментальных исследований, разрешается принять потери в размере 50 м^э газа на кубометр конденсата.

4.8.    Аппараты предварительного сброса воды

4.8.1. Потери газа с рабочими жидкостями установок подготовки нефти и предварительного сброса воды ( Пю ) определяются экспериментально ЩШом или ЦНИПРом на каждой установке. Потери зависят от удельной растворимости газа в жидкостях и объема жидкости.

Удельную растворимость газа до проведения экспериментальных исследований можно определять по графикам приложение 1-2,3,4,

5,6 .

4.9.    Установки подготовки газа

Объем потерь газа на установках подготовки за счет растворимости газа в рабочих жидкостях {Пи ) зависит от удельной растворимости газа при условиях контакта, количества рабочей жидкости, контактирующей с газом за расчетный период, и объема извлеченных компонентов {COt,H,S ).

Удельная растворимость газа в рабочей жидкости определяется на каждой установке экспериментально ЦКИЛом или ЦНИПРом.

4.10.    Компрессорные станции

Объем потерь газа на компрессорных станциях определяется по составу и количеству оборудования и предохранительных устройств согласно п.п. 3.2.-3.9. настоящего документа.

4.11.    Установки подготовки нефти

Объем потерь газа на установках подготовки нефти определяется по составу и количеству оборудования и предохранительных устройств согласно п.п.3.2.-3.8. настоящего документа.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ Методические указания по определению технологических потерь нефтяного газа при сборе, подготовке и внутри промысловом транспортировании РД 39 - I-1213-84

Вводится взамен "Методических указаний по определению технологических потерь нефтяного газа на нефтегазодобывающих предприятиях Миннефтепроьв", 1976 г. Приказом Министерства нефтяной промышленности от 27.12.84г. И 776 срок введения установлен с 01.03.85 г.

Срок действия до 01.03.1990 г.

Настоящие методические указания предназначены для определения величины технологических потерь нефтяного газа в процессе сбора, подготовки и внутрипромыслового транспортирования.

Методические указания являются обязательными для нефтегазодобывающих организаций Министерства нефтяной прошшленности.

I. 0БЩИВ П0Л02ЕНИЯ

I.I. Потери нефтяного газа - это часть нефтяного газа, добытого совместно с нефтью из нефтяных месторождений и неиспользованная в народном хозяйстве.

Потери нефтяного газа обуславливаются технологическими условиями и организационными причинами. В настоящем документе рассаытрмвается только та часть потерь, которая связана с технологическим процессом,

т.е. технологические потери.

Х.2. К технологическим потерям нефтяного газа относится объем газа, приведенный к стандартным условиям ( давление I0I325 Па, температура 293,15 К по ГОСТ 2939-63)    ,    который    неизбежно    теряется

из нефтепромыслового оборудования при современной технике и технологии. Неизбежность потерь газа вызвана необходимостью проведения операций, связанных с соблюдением техники безопасности, проверкой работоспособности оборудования, исследованиями, утечками газа, когда утилизация газа технически не осуществима или экономически не оправдана.

1.3.    Источниками технологических потерь нефтяного газа являются: нефтедобывающее оборудование, оборудование сбора, подготовки нефти и газа, газотранспортная система.

1.4.    Объем технологических потерь нефтяного газа за определенный период времени обусловлен частотой технологических операций, вызывающих неизбежные потеря газа, их продолжительностью, а также удельным объемом потерь, т.е. потерей газа при осуществлении одной операции или потерей газа в единицу времени.

1.5.    Периодичность технологических операций для каждого вида (типа) оборудования, при которых теряется газ, устанавливается про-извод ственньва документами (регламентом, планом, распоряжением и т.п.), утвержденными руководством предприятия.

Частота таких операций, продолжительность проведения одной операции обосновываются условиями работы оборудования, требованиями нормативных документов по технике безопасности и эксплуатации.

1.6.    Объем технологических потерь нефтяного газа при осуществлении одной технологической операции (удельные потери) - зависит от геометрических размеров аппарата и отсекаемого трубопровода для осуществления операций, связанных с выпуском газа в атмосферу или на свечу факела аварийного сброса, без которых невозможна нормальная

эксплуатация оборудования^ также от термодинамических условий осуществления операций.

1.7.    При определении технологических потерь нефтяного газа должны приводиться анализы газа по источникам потерь.Такая информация необходима для качественной характеристики состава технологических потерь газа.

1.8.    В ходе проведения исследований могут быть выявлены объекты, узлы,не указанные в настоящем документе,потери газа из которых следует отнести к категории "технологических". Объем потерь газа из таких объектов и источников должен быть учтен при подсчете величины технологических потерь нефтяного газа.

1.9.    Работы по определению удельных потерь по аппаратам,узлам к технологическим операциям выполняются 1ЩЛом,ЦНИПРом или территориальными НИШ.

1.10.    С целью сокращения объема технологических потерь необходимо совмещать операции.Например,операцию освидетельствования аппарата с ревизией предохранительного клапана на стенде.

1.11.    В настоящем документе приняты обозначения основных величин и их единицы измерения,указанные в табл.1.

Таблица I

Условные обозначения основных вэличин

	Величина	гУсловные	:Единицы
		:обозначения:измерения • • • •
	I	1 2	: 3
Длина		L	км
Диаметр		D	и
Время		<	сутки

I :	2 :	3
Геометрический объем	V	U3
Объем потерь по историкам	Пс	ыэ
Давление (в аппарате, трубопроводе и т.п.)	р	МПа
Давление барометрическое	Pi	МПа
Давление абсолютное	Ра	МПа
Давление избыточное	Ри	МПа
Давление среднее	Рч>	МПа
Давление газа до проведения операции	Р,	МПа
Давление газа после проведения операции	Pi	МПа
Давление на устье скважины	Ру	МПа
Давление на забое скважины	р,	МПа
Давление в начале газопровода	Рн	МПа
Давление в конце газопровода	Р*	МПа
Температура	т	К
Температура на устье скважины	Ту	К
Температура на забое скважины	Ъ	к
Температура средняя	ТЧ>	к
Температура в начале газопровода	Тн	к
Температура в конце газопровода	Тк	к
Коэффициент расхода клапана	о<	б/р
Плотность газа при стандартных условиях	р	кг/ы3
Площадь узкого сечения клапана	F	-2
Объемный расход газа за соответствующий период времени	в	м^/сутк
Полярная масса газа	М	кг/мбль
Молярная концентрация мотана п газовой смеси в начале, в конце газопровода	0.'; Г	%

______ I . . _ ;	2 :	3
Молярная концентрация азота в газовой смеси
в начале, в конце газопровода ,	V/; /V/	*
Коэффициент сжимаемости газа	г	6/p
Коэффициент сжимаемости газа при Р._,Т _	2ср	a/p
Коэффициент сжимаемости при условиях pi- Ti	г,	0/p
Коэффициент сжимаемости при Р2, Т2	z*	6/p
Предельная относительная погрешность результата измерения	8	%
Средняя квадратическая относительная погрешность результата измерения (определения)	<э	i
Диапазон шкалы измерена! термометра	л	*C A
Кдасо точности манометра	Sp*	%
Класо точности термометра	St	%
Значение верхнего предела шкалы измерений манометра	Рпр	ШЬ (aid
Максимальная абсолютная погрешность измерения величин	л
Среднеквадратическая относительная погрешность определения объема потерь	<£ni	%
Среднеавадратическая относительна* погрешность измерения давления		%
Среднеквадратнческал относительна» погрешность измерения температуры	<5f	%
Среднеавадратическая относительная погрешность коэффициента сжвшемооти	<b't	t
Среднеквадратичеокая относительная погрешность измерения плотности		%
Молярное содержание компонентов в смеси газа		i

2.    шетш^ьшпон® ОБЪЕКТЫ, ИМБПДИВ

ТШОЛОГИЧВСКИЕ ПОТЕРИ НЕФТЯНОГО ГАЗА

Основные нефтепромысловые объекты, на которых имеются технологические потери нефтяного rasa, представлены на схеме рис. I.

2.1.    Нефтяные скважины

2.2.    Нагнетателыше скважины для закачки газа в пласт с целью поддержания пластового давления

2.3.    Установки замера продукции скважин

2.4.    Сепарационные установки

2.5.    Дожимные насосные станции

2.6.    Нефтесборные пункты

2.7.    Установки подготовки газа 2.6. Компреоооряые станции

2.9.    Уотаяовки подготовки нефти

2.10.    Цромыоловые газопроводы

2.11.    Установки предварительного сброса и подготовки воды

3.    СТРУКТУРА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТЯНОГО

ГАЗА ПО ОБЪЕКТАМ И ИСТОЧНИКАМ

НЕОТЛННЕ СКВШ1Ш И НАГНСТАТРЛЖЫЕ ДЛЯ ЗАКАЧКИ ГАЗА 3 ПЛАСТ

3.1.    Потеря при остановке для ремонта.

УСТАНОВКИ ЗАМЕРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖОД

3.2.    Герметичные аппараты, работающие при давлении свыше I0I325 Па.

I

_ газопровод;    ЗУ - замерная установка;

— - нефтепровод;    ДНС- дожимная насосная;

_ водопровод;    Т    свеча факела;

хсяденсатосборник; КС -компрессорная ; Cj '.(^ступени сепара-С₃ Пии;

С₄ - горячая сепарация;