Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

13 страниц

191.00 ₽

Купить РД 39-0147103-312-86 — официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

В методике рассматриваются вопросы учета и порядок описания технологических потерь нефтяного газа.

  Скачать PDF

Заменяет РД 39-1-60-78

Взамен РД 39-1-60-78.

Действие завершено 01.03.1989

Оглавление

1 Общие положения

2 Учет технологических потерь нефтяного газа

Приложение

Показать даты введения Admin

Министерство нефтяной промышленности

Всесоюзный научно-исследовательский институт по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов

(ВНИИСПТнефть)

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА

УЧЕТА ТЕХНОДОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТЯНОГО ГАЗА НА НЕФТЕГА30Д0БЫВАЩИХ ПРЩРИЯТИЯХ МИННЕФТЕПРОМА

РД 39-0147103-312-86

1986

Министерство нефтжой промышленности

Всесоюзный науФЮ-исоледовательскяй институт по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов (ВКИШГГнефть)

УТШВДН

агыостителем министра нефтжой промышленности C.U.TomtOBMf

26 декабря 1966 г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА

УЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФГЖОГО ГАЗА НА НЕФТЕГАЗОДОБЫВ АПЦИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ МЖНВФТЕПРОМА

РД 39-0147103-312*06

19М

Та8лип/1 2


Технологические потери нефтяного газа за 198 (фактические)


год


.накменовшше предприятия)

Наименование : М е с я ц ы : г : М е с я ц ы :n : М е с я п н : m : М е с я п н

U : За

кв.: гол

е

объекта или : ~ :аи- : ,

предприятия ;адрь:раль:шР'г: кв* ;рель;ма'* • * *■ * • * •* *

I : 2:3 :4 :5 ;6 :7

8 : 9 : 10 : II : 12 : 13 : 14: 15 s 18

I? : В


Таблица 3

Технологические потери нефтяного газа

аа _ за

предрриятие(црошсел,НГДУ)    период

Наиме но ванне а характеристика объекта

: Кол-; во

: Состав : : потерь : : иля one-: : рация

Кол-

во

: Способ заме- : : ра или форму-: : ла для опре- : : деления :

Удельные : Влагосодер- :Суш©рный объем тех-потери, :.жанве, объем :дологических потерь „а : паров воды в :(сухой газ) за рас-_ : газе, м3 :читываемый период,м8

I

: 2

: 3

4

5 :

6 : 7 : 8

руководадш ДОКУМШТ

МЕТОДИКА

УЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТЯЮГО ГАЗА НА НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ МЖНЕФТЕПРОМА РД 39-0147103-312-86

450055, Уфа, проел. Октября, 144/3

Подписано я печать 31.01.85 г. П0П81

Формат 60x90 I/I6. Уц.-иад.л. 0,5. Тираж 280 экз.

_Даш.    7#_

Ротапринт ЕНИИОГГивфтм

В методам рассматриваются вопроса учета в порядок спвсаявя технологических потерь нефтяного гааа.

Методика предназначена для нефтегазодобывающих предприятий а производственных предприятий по обору, использованию и внутри промысловому транспортированию нефтяного газа.

Настоящий документ разработав авторским колхоктивом в составе; Н.Н.Репина, Г.З.Эпштейна, £.£.Корневой, Б.Х.Хусаииов&.

3

шовсвипил дакумагг

Методика учета технологжче wane потерь нефтяного газа на нефтегазодобывающих предприятиях Миннефгепрома

РД 39-0147103-312-86

Взамен РД 39-1-60-78

djxж действия установлен с 1.03.86 г.

Срок действия до    1.03.89    г.

^руководящий документ является обязательным для нефтегазодобывающих предприятий Министерства нефтяной промышленности и предназначен для руководства при учете и списании технологических потерь нефтяного газа.

I. ОБЩИЕ ШДОШДО

1.1.    Настоящая "Методика..." вводится в целях упорядочения учета организации работ по сокращению потерь нефтяного газа на нефтегазодобывающих предприятиях Миннвфтецрома.

1.2.    Расчет технологических потерь нефтяного газа для действующих объектов продрднтся с учетом утвержденной рабочей технологии щ> РД 39-1-1213-84.

1.3.    Расчет прогнозных технологических потерь нефтяного газа производится с учетом проектов реконструкций (установки нового оборудования), изменения технологии и т.ц. по РД 39-I-I2I3-84.

1.4.    Шоты по расчетно-экспериментальному определению удельных технологических потерь нефтяного газа (для узлов аппаратов, операций) выполняются ЦНИЛами, ЦНЙПРами при методическом руководстве территориальных НИШ и утверждаются руководством предприятия.

1.5.    Экспериментальные измерения должны проводиться в самые холодные и самые жаркие месяцы года. Инструментальные замеры расхода газа выполняются до РД 50-213-80 или согласно инструкции эксплуатации измерительного прибора.

1.6.    Объем потерь рассчитывается о использованием норм и результатов исследований ЦНИЛов. ЩИШЪв и НШИ работниками НГДУ. производственных предприятий по обору, использованию и внутри про-мыоловоцу транспортированию газа. Итоговые ) результаты утверждаются техническим советом предприятия я представляются в Миннефтепром.

4

1.7.    Организацию своевременного проведения измерения величины технологических потерь нефтяного газа в вх учет осуществляет НГДГ ила производственные предприятия по сбору, использованию и внутрипрошсловому транспортированию газа.

1.8.    Периодичность и очередность определения технологических потерь нефтяного газа устанавливается руководством цеха (промысла) НГДУ или производственного предприятия по сбору, использованию и внутрипрошсловому транспортированию газа и утверждается техническим советом предприятия.

1.9.    Определение средних значений измеряемых величин для расчетов производится по правилу нахождения среднеарифметического значения при обработке технической документации за требуемый период.

1.10.    Технологические потери включаются в ооъем газа, потребляемого предприятиями Миннефтепрома на собственные нудды.

1.11.    Объемы технологических потерь нефтяного газа отражаются в производственных отчетах цехов (промыслов), НГДГ, производственных предприятий по сбору, использованию и внутрипрошсловому транспортированию газа.

2. УЧЕТ ШШШШШ ПОТЕРЬ НЕФТЯНОГО ГАЗА.

2.1.    Общий объем технологических потерь нефтяного газа на предприятии (П) подсчитывается как сумма потерь из всего оборудования при осуществлении всех технологических операций за рассчитываемый период времени (например, за месяц, квартал, год):

п»£ги .    <«

ы *

где    Л - объем технологических потерь нефтяного газа на

предприятии, м3;

П - количество источников потерь;

ПI - объем потерь по источнику, объекту за рассчитываемый период времени, м3.

2.2.    Сводные данные определения технологических потерь нефтяного газа по источникам потерь нефтепромысловых объектов (место -рождения, промысла, НГДУ, объединения) оформляются в виде таблиц, форма которых приведена в приложения.

ь

2.3. Мвннефтепрсмом для каждого предпрлятля устанавливается норматив технологических потерь нефтяного газа, вы раженный в процентах от объема использованного газа.

Объем технологических потерь нефтяного газа на предприятии не должен превышать объема газа, определенного по выражение:

п . Vc« + Vnomf I ,/

Пн = - 100г -ът™

где    Пн    -    нормативный объем технологических потерь неф

тяного газа, м3/год;

Усн - объем газа, использованный на собственные нужды, м3/год; у I)от?• - объем газа .сданный потребителе, м^/год;

Л/ - норматив потерь, %.

2.4.    Списание газа в технологические потери производится по фактическим потерям, но не выше нормативных, и утвержденной системе отчетности.

2.5.    Включение стоимости технологических потерь нефтяного газа в себестоимость добычи нефти производится в порядке, предусмотренным "Инструкцией по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти ж газа*. -М.: ВНИИОЭНГ, 1974.

2.6.    Если фактические потери нефтяного газа превышают нормативные, то предприятие должно разрабатывать технико-технологические и организационные мероприятия по сокращению величины фактических потерь до нормативных.

2.7.    Объем нефтяного газа, использованный на собственные нужды и поданный сторонним потребителям, на последующий период принимается по утвержденному плану, а за прешедший - по отчетным данным.

2.8.    В объеме технологических потерь учитывается сухой иефтя-ной газ (раздел I РД 39-1-1213-84, ГОСТ 2939-63). Поэтому необходимо из объема влажного газа дочесть объем водяных паров. Содержание паров воды в газе зависит от молекулярной массы газа, температуры, давления, степени минерадяаашог воды, каходяж*йс& в контакте с гаеом.

б

(3»


Влагосодержание газ» определяется по уравнению:

где Д З - эмпирические коэффициенты, учитывающие температур? газа;

Х, - поправочный коэффициент, учитывающий плотность газа; К; - поправочный коэффициент, учитывающий соленость воды, контактирующей с газом;

Р - давление газа, Ша;

W - влагосодержание газа, кг/«^.

Значения коэффициентов А ,В приведены в табл. I, а коэффи -циентов R, , Kj на рисунке.

Объем сухого газа определяется по формуле:

Vcr - V (I - l.36\W,    (4)

где Vcr - объем сухого газа, м8;

V - объем влажного газа, м3.

Таблица I

Температура, К

;

А

;

в

_____ I

2

3 ~


качение коэффициентов А и В в уравнении алагосодерианвя углеводородного газа

233

1,451 •

1СГ1

3,470

10Га

235

1,780 *

1СГ1

4,020

1СГ*

237

2,187 •

1СГ1

4,650

10-3

239

2.670 •

юг1

5.380

10-3

241

3,235 •

10Г1

6.230

IQ"3

243

3,930 '

кг1

7,100

10“3

245

4,715 1

10Г1

8,060

кг3

247

5,660 •

1СГ1

9.210

10-3

249

6,775 •

■ 1СГ1

1,043

1СГг

251

8,090 ‘

' 1CГ1

I.I6B

1СГ2

253

9,600 •

■ КГ1

1,340

10-3

?

Одолжение табл. I

I

: 2

3

255

1,144

1,510 •

Ю~2

257

1,350

1,705 *

КГ2

259

1,5%

1,927 •

ю~2

261

1,868

21,155 •

10-3

263

2,188

2,290 •

I02 *

265

2,550

2,710 •

10~2

267

2*990

3,035 *

10~2

269

3,480

3,380 •

1СГг

271

4*030

3,770 •

10~2

273

4,670

4.3ВО •

иг2

275

5,400

4,640 *

I0"2

277

6,225

5,150 •

иг2

279

7,150

5,710 •

I0"2

281

8,200

6,300 '

10~2

283

9,390

6,960 *

10~2

285

1,072 •

10

7,670 •

10~2

287

1,239 *

10

8,550 •

К'2

289

1,394 •

10

9,300 •

ю~2

291

1,575 *

10

1,020 •

иг1

293

1,787 •

10

1,120 •

ioi

295

2,015 •

10

1,227 •

10 1

297

2,280 •

10

1,343 •

Ю"1

299

2,550 •

10

1,453 *

М'1

301

2,870 •

ю

1,595 •

1СГ1

303

3,230 *

10

1,740 •

1СГ1

305

3,610 •

10

1,895 •

ю-1

307

4,050 *

10

2,070 •

Ю"1

309

4.520 •

10

2,240 •

1СГ1

311

5,060 •

10

2,420 •

I0"1

313

5,625 *

10

2,630 •

10Г1

315

6,270 •

10

2,850 •

I0-1

317

6,925 *

10

3,100 •

1СГт

319

7,670 *

10

3,350 *

10Г1

321

8,529 •

10

3,630 •

КГ1

323

9,499 •

10

3,910 •

Ю"1

325

1,030 •

I02

4,220 •

I0"1

Qpojsagcime табл. I

г_:_3

1,140 •

IO2

4,540 •

icr*

1,260 •

IO2

-4,870 *

ЯГ*

I,3B0 •

IO2

5,210 •

ИГ1

1,520 •

JO2

5,620 *

ИГ1

1,665 •

IO2

5,990 •

lor1

1,833 •

IO2

6,450 •

10r1

2,005 •

IO2

6.910 •

1СГ1

2,190 *

IO2

7,410 •

ЯГ*

2,385 •

IO2

7,930 •

«г;

2,600 •

IO2

8,410 *

ior1

2.830 •

IO2

9,020 •

I<rJ

3,060 •

IO2

9,650 •

ior1

3,350 •

IO?

1,023

3,630 •

IO?

1,083

3,940 *

IO2

1,148

4,270 ♦

10?

1,205

4,620 •

IQ2

1,250

5,010 •

IO2

1,290

5,375 •

IO2

1,327

5,825 •

IO2

1,327

6,240 *

IO2

1,405

6,720 •

IO2

1.445

7,250 *

IO2

1,487

7,760 ♦

IO2

1,530

1,093 ♦

IO3

2.6»)

9


Значения поправочных козф|иш1ентов

%К2


Содерианиа соли в вода, контактирующей с газом, {%)

Содержание соли в воде, контактирующей о газон, (г/л)


28 ЗК

зозк

зззк

363К

393К

423К

Относительная плотность газа


1о 25    3<5 Sj 4tJ iS ifr

Молекулярная масса газа, кг/ююль


Рис.