Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

13 страниц

191.00 ₽

Купить 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.

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

Страница 1

Министерство нефтяной промышленности

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

(ВНИИСГПЪефть)

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА

УЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТЯНОГО ГАЗА НА НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ МИНН ЕФТЕПРОМА

РД 39-0I47I03-3I2-86

1986

Страница 2

1Ымистерстео мефпмой промышленности

Вовсоюэный нау^о-исоледовательский институт по свору, подготовке я транспорту нефти и нефтепродуктов (ВНИШТГмефть)

УТВЕРЖДЕН

аеместктелем министра нефт^ой промми емкости С.М.Топловым

25 декабри 1986 г.

РУКОВОДЯЩИЙ Д0КУМЙ1Т

МЕТОДИКА

УЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТЖОГО ГАЗА НА НЕФТЕГАЗОДОЕЯВАЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ НЖНЕФТЕПРОЫА

РД 3*-О147103-312~66

19»'О

Страница 3

В методике рассматриваются вопросы учета I порядок опвоавкя технологических потерь нефтяного газа.

Методика предназначена для нефтегазодобывающих предприятий и производственных предприятий по обору, использованию и внутри про» еловому транспортированию нефтяного газа.

Настоящий документ разработан авторским коллективом в ооставе: Н.Н.Репина, Г.3.Эпштейна, В.Б.Корневой, БЛ.Хусаинова.

Страница 4

3

РТКСТОШЛ ДОКУШТ

Методика учета технологически потерь нефтяного

газа на нефтегаз од об ываххцвх предприятиях Миннефгепрома

РД 39-0I47IC3 -312-66

Взамен РД 39-1-60-78

Срок действия установлен с 1,03.86 г.

Срок действия до    1.03.89 г._

Руководящий документ является обязательным для нефтегазодобывающих предприятий Министерства нефтяной промышленности в предназначен для руководства при учете в списании технологических потерь нефтяного газа.

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

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

1.2.    Расчет технологических потерь нефтяного газа для действующих объектов продлится с учетом утвержденной рабочей технологии ш РД 39-I-I2I3-84.

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

Х.4. Работы по расчетно-эксперииентальноцу определению удельных технологических потерь нефтяного газа (для узлов аппаратов, операций) выполняются ЩШами, ЦКИПРамв при методическом руководстве территориальных НИЛИ 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 анструкции эксплуатации измерительного прибора.

1.6.    Объем потерь рассчитывается о использованием норм в результатов исследований ЦНИДов, ЦНИШЪв и КИЛИ работниками НГДУ, производственных предприятий по обору, использованию я внутрипромысловому транспортированию газа. Итоговые ^езу.пьтаты утверждаются техническим советом предприятия и представляются в Циянефгепрои.

Страница 5

4

1.7.    Организацию своевременного проведения измерения величины технологических потерь нефтяного газа и их учет осуществляет НГДУ или производственные предприятия по сбору, использованию в внутри промысловому транспортированию газа.

1.8.    Периодичность и очередность определения технологических потерь нефтяного газа устанавливается руководством цеха (промысла) НГДУ или производственного предприятия по сбору, использованию и внутрипромыслоЕому 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 требуеьий период.

1.10.    Технологические потери включаются в объем газа, потребляемого предприятиями Минкефтепрома на собственные нужды.

1.11.    Объемы технологических потерь нефтяного газа отрекаются в производственных отчетах цехов (промыслов), НГДУ, производственных предприятий по сбору, использованию и внутри промысловому транспортированию газа.

2. учет ттологичЕсж потерь нтянаго 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):

n-£ru 4    (D

ы *

где    Л - объем технологических потерь нефтяного газа на

предприятии, м3;

П - количество источников потерь;

П i — объем потерь по источнику, объекту за расе читывав-мый 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 приложении.

Страница 6

ь

2.3. Миннефтепрсмом ддл каждого предприятия устанавливается норматив техно логических потерь нефтяного газа, вы раже яки а » процентах от объема использованного газа.

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

п.

где    Пн    -    нормативный    объем    технологических    потерь    неф

тяного газа, м3/год;

Ус и - объем газа, использованный на собственные нужды, м3/год; уретр- - объем газа .сданный потребителю, мэ/год;

А/ - норматив потерь, %.

2 А. Списание газа в технологические потери производится по фактическим потерям, но не выше нормативных, ж 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 и газа". -М.: ВНИИОЭНГ, 1974.

2.6.    Вели 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 я поданный сторожким потребителям, на последующий период принимается по утвержденному плану, а за прешедший - по отчетным данным.

2.8.    В объеме технологичеекмх потерь учитывается сухой нефти* ной газ (раздел I РД 39-I-I2I3-84, ГОСТ 2939-83). Поэтому необходимо из объема влажного газа яычесть объем водяных паров. Содержание паров воды в газе зависит от молеиуляряо! массы гиэи, температуры. давления, степени «лгеерадинагоог воды, находящейся в контакте с гаиом.

Страница 7

(3)

б

Влагосодержание газа определяется по уравнен»:

w =(■&'*)■*•■*> >

где А В - эмпирические коэффициенты, учитывающие тешхературУ

газа;

К. - поправочный коэффициент, учитнваюяяй плотность газа; Кг - поправочный коэффициент, учитывающий соленость воды, контактирующей с газом;

Р - давление газа, МПа;

W - влагосодержание газа, кг/м3.

Значения коэффициентов Л , В приведены в таОл. X, а коэффи -циентов К,, Кг ю Р»сУнке,

Объем сухого газа определяется по формуле:

Vcr = V (I - l.3S\W ,    (4)

где Vcr - объем сухого газа, м3;

V - объем влажного газа, м3.

Таблица I

Значений коэффициентов А в В в уравнении влагосодержания углеводородного газа

Температура, К

А

: в

I

: . 2

_; 3

233

1,451 • 1СГ1

3,470 • ХСГ3

235

1,780 * IO-1

4,020 • 10~э

237

2,187 • 1СГ1

4.650 • 10Г3

239

2,670 • I0'1

5,380 • ХО'3

241

3,235 • 1СГ1

6,230 • I0'3

243

3,930 • КГ1

7.100 • 10ГЗ

245

4,715 • 10~1

8,060 • ХСГ3

247

5,660 • 1СГ1

9,2X0 • I0'3

249

6,775 • ХО'1

1,043 • I0-2

251

8,090 • 1СГ1

1,168 • Ш-2

253

9,600 • ХО-1

1,340 . ХО-2

Страница 8

OlOH3^OlWH0^wOHO^WWN<fl^WQHO-JWWNtO^Cn6Ha)4jcn

Н«005'}а»б)0101ААСО(ОММЮМННИНН«ССО'30>(Л^Л

о V сл oj Id Vo о q сл о о> со оэ V», V? о V? сл со го о < 5шШО(ЛОи>ООООСООО(Л^С1ДшМ1

55

ifc D О

8 0 со ООО

со го го го и

^ О 1Л И с

сл и ш

gis

£

Ъ°

•Н»-4»Н»-«1-4К«»-«МЬНЫМ»НМЫЫЫ»-<»-4ЬЧ

ооооооооооооооооооо

•А>сосососогого<огомни»

го О О) со н Ъ сг> V. *м *о со о сл 53ндСЛОу10МЛ-ОсОА001 ООООООООООСЛОСЛСОСО

ИНИНКИНС0С?'30)0)СЛСЛААСОС0СОМг0ИННИ

S к

со -о

й в

О О

СЛО)(рйОНО>НОМООМНФ'ОСП

ё^ЙОИО'ЛЮ'ЗССОНфСПМОИ ОООООООООСПООСЛ*ЗслО

ИННННННННННК1НМНННННННИННИНИНННИИНННИ

Я Я Я Я Я Я Я Я Я Я Я Я Я Я Я ° Я Я Я я я Я Я Я Я Я Я Я Я Я Я So я я я я

>ны*нм>-чннннмнн»-«н нмингоммгогомюмммммго^ со го го го

со

Продолжение табл

Страница 9

Цродоягоше табл. I

2

- -t- 3

1,140 •

I02

4.540 •

1СГ1

1.260 •

I02

-4,870 •

ioi

1,360 •

I02

6.210 •

кг1

1.520 •

I02

5,620 •

icr1

1,665 •

I02

5,990 •

кг*

1,833 •

I02

6,450 •

ХОГ1

2,005 •

I02

6,910 •

10"Х

2,190 •

I02

7,410 •

кг*

2,385 •

I02

7,930 •

кг*

2,600 •

I02

8,410 •

кг1

2,830 *

I02

9,020 •

хсг-*

3,060 •

I02

9,650 •

1СГ1

3,350 •

I02

1.023

3,630 •

I02

1,083

3,940 •

I02

1,148

4,270 •

I02

1.205

4,620 •

I02

1,250

5,010 •

хо2

1,290

5,375 •

I02

1,327

5,825 •

I02

1,327

6,240 •

I02

1.405

6.720 •

I02

1.445

7,250 •

I02

1,467

7,760 •

I02

1.530

1,093 •

ю3

2,620

Страница 10

9

Значения поправочных коэффициентов

Ч’ «2

*2

Содеркално соля в воде, контактирующей с газом, {%)

К2

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

28 ЗК ЗОЗК ЗЗЗК 363К

393К

423К

Относительная плотность газа

~20    25    зБ 3!э    40    *5    бЬ

ИЬле^лярная масса газа, кг/кмоль

Рис.

Страница 11

ВРИЮХВШВ

Thrtjnngt 2

Техэояогичесхяе потер* нефтяного газа гл 198 год (фаятпс став)

.н^х'-геновалве средцркятжя) jq^i

ЕЬшевоваяхе обмята влх оредпряяпя

« «-e-яJLS—г i :Ji е.с.я_^ы_: ц :.Ы е о д_ц ы_: в ; И е_$яд_я__: U : Эл

:ян- :4*:э-: : :aj- • « :ИЕНЬ • • ^.га»- :сен- * *ок- ;но- :дв- : и.: год ^рьграяь:1®^1: "*• :peAbja .кв. •■юль-ГуС1- тябрь*8, :тябрь:ябрь:юи5рь: :

_I_

: г ; 3 : 4 : 5 ; в : 7 8 : 9 : 10 ; П : 12 : 13 t. 14 i.R г К _: 17 : Х8

о

Страница 12

Таблица 3

Технологические потер* нефтяного газа

аа_эа_

пре дпраятае( прош сел, НГДУ)    период

Наименование а характеристика 'Х'ъекта

: Хол-: во

: Состав : : потерь : : ид one-: : рация :

Кол-

во

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

Удельные

потери.

: Влагосодер-:-канве, объем : Паров воды в : газе, м3

: Суммарный объем тех-•.нологических потерь :(сухоа газ) за рас-:читываемы! период,м*

I

: 2

: 3 :

4

: 5

6

: 7

8

Страница 13

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА

УЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТЯ10Г0 ГАЗА НА НЕФТЕГА30Д0Ш8АПЦИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ НЖНЕФТЕПРОМА

РД 39-0147103-312-86

460065, Уф», просп. Октября, 144/3

Подпяояно » печать 31.01.86 г. П0П81

Формат 60x90 I/I6. Уч.-*ад.д. 0,6. Тираж 280 sks.

_....    .йадааУ£_

Ротапринт ЗШИСПТмофтя