Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

24 страницы

258.00 ₽

Купить РД 39-0147103-313-86 — 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

Методические указания предназначены для руководства ими при проведении паспортизации нефтепромысловых объектов и обязательны для всех нефтегазодобывающих предприятий и производственных предприятий по сбору, использованию и внутрипромысловому транспортированию нефтяного газа.

  Скачать PDF

Действие завершено 01.03.1989

Оглавление

1 Общие положения

2 Организация работ по проведению паспортизации нефтепромысловых объектов - источников технологических потерь нефти и нефтяного газа

3 Проведение исследований и оценка технического состояния нефтепромыслового объекта

Приложения

Показать даты введения Admin

Министерство нефтяной промышленности ВНИИСПГнефгь

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО ПАСПОРТИЗАЦИИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ-ИСТОЧНИНОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НОЛИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА

РД 39-0147103-313-06

1986

Министерство нефтяной промышленности

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

УТВЕРЖДЕН

заместителем министра нефтяной промышленности С. U. Тепловым

25 декабря 1965 Г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПАСПОРТИЗАЦИИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ-ИСТОЧНИКОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА

РД 39-0147103-313-86

1966

10

Приложение I

Перечень

нефтепромысловых объектов - источников технологических потерь нефти и нефтяного газа

1.    Установки замера продукции скважин

2.    Сепарационные установки

3.    Дожимные насосные станции

4.    Нефтесборные пункты (центральные» комплексные)

5.    Установки подготовки газа

6.    Компрессорные станции

7.    Установки подготовки нефти

8.    Установки предварительного сброса и подготовки вода

9.    Установки стабилизации нефти

10. Резервуарные парки

IX

Приложение 2

Виды технологических потерь нефти и нефтяного газа по источникам нефтепромысловых объектов

1.    Установки замера продукции скважин Виды потерь:

выбросы газа в атмосферу или на свечу факела аварийного сброса из аппарата при остановке его для освидетельствования;

расход газа на периодическую проверку предохранительных устройств с последующим выбросом его в атмосферу или на свечу аварийного сброса;

выбросы газа в атмосферу ори монтаже и демонтаже контрольно-измерительных приборов;

расход газа на продувку пробоотборной линии и пробоотборника.

2.    Сепарационные установки Виды потерь:

Потери, оговоренные п.1;

проскок газа при продувке ковденсатосборников;

расход газа на поддержание горения дежурных горелок факела;

унос капельной нефти потоком газа.

3.    Дожимные насосные станции Воды потерь:

потери, оговоренные ппЛ,2; выделение растворенного а воде газа; унос нефти пластовыми дренажными во дани; испарение ловушечной нефти; утечки через уплотнения.

4.    Нефтесборныв пункты Виды потерь:

потери, оговоренные ш. 1,2,3; испарение нефти из резервуаров.

5.    Установки подготовки газа Виды потерь:

потери, оговоренные пЛ;

унос растворенного газа рабочими жидкостями.

6.    Компрессорные станции Вцды потерь:

потери, оговоренные ппЛ,5;

12

7.    Установки подготовки нефти Виды потерь:

-потери, оговоренные пп. I,2,3,4.

8.    Установки предварительного сброса и подготовки воды Виды потерь:

потери, оговоренные пп.

9.    Установки стабилизации нефти Виды потерь:

потери, оговоренные п. Г.

10, Резервуарные парки Виды потерь:

выделение свободного и растворенного газов; испарение нефти;

унос нефти пластовой, дренажной водой.

Приложение 3 Таблица

Удельные величины предельных технологических потерь нефти и нефтяного газа по их видам в используемым средствам сокращения потерь


Виды потерь


! Средства « сокращения { потерь

1


Предельное

содержание.

кг/м3


{Предельная ! удельная вели-{чина потерь,

I кг/т


Примечание


Унос капельной нефти потоком газа на ступенях сепарации

Унос нефти пластовыми дренажными водами


каплеуловители типа СКУ СЦВ


0,8-10"?

5-10"®

5 - 135 • 10"


0,8-10-З-Г

5-10"®-Гр 5- 135 -10"®

W I - W2


по условиям проницаемости коллектора


Испарение нефти из ре-, эервуаров различного технологического назначения


установка улавливания легких фракций нефти

понтоны


Гр-рабочий газовый фактор

А - плотность воды;

W т «К? ~ обводненность нефти А л * на входе и выходе (т Ш )Рл    нефтепромыслового

V*-    g/j-    объекта.доли    единицы.

РД 39-1-И55-84Основные по-ложеккя по качеству поверхностных пресных и промысловых сточных вод, применяемых для закачки в пласт на мес-торож^енкях Западной Сибири" .

IU*    - фактические потери нефти

v    v до оснащения средствами

w г    т    сокращения потерь

%• [I-(0t7*0,85)J Применяются на подготовлен-v    кых нефтях с давлением насы

щенных паров не более 66,7кПа С500 мм рт.ст.) при температуре нефти в резервуаре.


а


15

I. Общие сведения

2. Разработчик проекта, дата утверадения проекта, № проекта


I. Назначение объекта

3. Дата пуска объекта в эксплуатахщю

4. Основные технологические процессы

Примечания:

JI. Источники я величины технологических потерь нефти


----------j-----

Состав нефтепромыс-! Бады нового оборудование техноло-эксплуатация кото- 1 гических рого сооровоадаетсл| потерь безвозвратными тех-j нефти нолопгческими поте-» рями нефти    {

1

----------!-----

I    !    2


Технологические потери нефти, т/сут.

--------------1

В период аттестации


{фактичес-!допусти-|Кие    |иые

| IU;    I


% I


.После внедрения технико-технологических } и организационных мероприятий *


Предель- j Дата ные 1 внедрения

°1Н j


---!-

5 I


Дата ) Дата } Дата внедрения jвнедрения j внедрения

|г ! I %t


б


-I-

8 1


9


к)


Дата и краткие сведения об изменениях на объекте фиксируются в разделе U


Ш. Источники и величины технологических потерь нефтяного газа

----------1-----

Технологические потери нефтяного газа, м3/сут.

1 После внедрения технико-технологических { и* организационных мероприятий *

т1

Ка период аттестации

Факткчес- ; Допусти-

j Предель-

! Дата {

{кие

|ше

jHbie

I внедрения j

!. \

\

1

i ‘v

i 5

! ^ i

Г 3

1 4

1 6 !

Состав нафгепрсмыс-} Виды левого оборудования**техноло-эхеплуатация которотгичееккх го сопровождается потерь безвозвратными тех-{нефтяного нодогическими поте-{ газа рями нефтяного газа{

!

7    18    19

-------------

_____I    !    2

Дата j Дата { Дата внедрения i внедрения {внедрения

- Л _ _|_ Jto. J_ Л


*)

Дата к краткие сведения об изменениях ка объекте фиксируется в разделе 1У

18

1У. Содержание технико-технологических и организационных мероприятий

-------т

Краткая характеристика мероприятия

Дата    J

внедрения    {

Т

f

I

!

Приложение 5 УГВЕРЗДАЮ Главный инженер


■     19    г.

АКТ

аттестации нефтепрошелового объекта с точки зрения безвозвратный технологических потерь нефти и нефтяного газа


(нефтепрошсловый объект)


ШЖ


По состояние на


19 р.


--------Г

t

Нефтепрошсло- 1 вое оборудовав f ние, эксплуата-Г ция которого I сопровождается ! безвозвратными I технологически-! ми потерями |


Технологические параметры


{Технологические потери: {нефти, T/cyTjraaa.MVcyT


Техническое состояние объекта с точки зрения потерь


!    {производитель!    {факти{допус{Пре-

Давление, { Температура,{ность:по неф-{Виды |чес- |тимые{Дель-

иПа J К    m/r,vm    '    пп-пп~    •*“ ‘


}ти,т/сут.,; по {по- {кие }    }ные

j    I    I "ni


Оценочные коэффициенты


,    ,—------,    .    , и,. i u_ . и_ . „ I „• |В целом ПО

■ “ ”Т---ГГ- Т- “    I    % ,    Мд: j    “ПМ    КМ    Kt l0^^*

факт (проект| факт j npoeicrj факт jnpoeKTj    j ]    j    j    j    j К

г T” з “ГTT'i“Г”б"Т” ?Т з “Гi“i“io "Гп ~~jz Т 1з“г


14


и е ф т и


В методических указаниях изложены цели паспортизации нефтепромысловых объектов - источников технологических потерь нефти и нефтяного газа, организация работы по проведению паспортизации» рекомендации по определению технологических потерь нефти и нефтяного газа и оценке технического состояния нефтепромыслового объекта с точки зрения технологических потерь, а также приведет форма паспорта нефтепромыслового объекта.

Методические указания предназначены для нефтег&зодобтшзартх предприятий и производственных предприятий по сбору, использованию и внутрипромысловоцу транспортированию нефтяного газа.

Настояние методические указания разработаны авторским коллективом а составе: Н.Н.Репина, И.С.Бронштейна, Г.3.Эпштейна, Б.М.Грошева, А.А.Кавтаиова, Б.Х.Хусакнова, Е. Б. Корневой.

____I____!_ j>_ х _ з Л1.5 J__    _L    §    _L    2    J_    IPJ_    ILLI2    i    I3_L    К

нефтяного

газа

Выводы я предложения    I.    ___________ _____________________

аттестационной, комиссии    §>

2.

3,

подпись

Члени комиссии:

должность

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Методические указания по паспортизации нефтепромысловый

объектов - источников технологических потерь нефти и нефтяного газа.

РД 39-0147103-313-66 Вводится впервые

Срок введения установлен с 1.03.86 г.

Срок действия до    1.03.89    г.

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Настоящие методические указания предназначены для руководства ими при проведении паспортизации нефтепромысловых объектов и обязательны для всех нефтегазодобывающих предприятий и производственных предприятий по сбору, использованию и внутрипромыс-ловому транспортированию нефтяного газа.

1.2.    Паспортизации подлежат нефтепромысловые объекты, имеющие источники безвозвратных технологических потерь нефти и нефтяного газа.

1.3.    Паспортизация нефтепромыслового объекта, включающего различные источники технологических потерь нефти и нефтяного газа, проводится с целью

выявления и учета источников технологических потерь;

уточнения объемов фактических технологических потерь нефти и нефтяного газа по отдельным источникам нефтепромысловых объектов при достигнутом уровне развития техники г. технологии нефтегазодобычи; совершенствования техники и технологии эксплуатации нефтепромысловых объектов, направленной на сокращение потерь;

разработки мероприятий по сокращению потерь нефти и газа и охране окружающей среды;

снижения пожароопасности нефтепромысловых объектов.

1.4.    Паспортизация заключается в составлении паспорта - типового общепроизводственного документа, отражающего техническое состояние нефтепромыслового объекта с точки зрения безвозвратных технологических потерь. Составление паспорта осуществляется на основании результатов аттестация нефтепромыслового объекта. Паспорт необходим для периодического сопоставительного анализа работы объекта в связи с изменяющимися режвимыми показателями и про-4

водимыми реконструкциями * Результаты анализа используются при разработке мероприятий по сокращению безвозвратных технологических потерь нефти и нефтяного газа и определении допустимых величин указанных потерь в целом по нефтегазодобывающему предприятию.

1.5.    Нефтепромысловый объект - совокупность различных или одинаковых по функциональному назначению аппаратов» емкостей и оборудования» предназначенных для ведения технологического процесса и территориально расположенных на одной площадке нефтяного промысла. Перечень нефтепромысловых объектов - источников технологических потерь нефти и нефтяного газа приведен в приложении I.

1.6.    Источниками технологических потерь на нефтепромысловом объекте являются аппараты» емкости» устройства или их части» из которых происходят безвозвратные технологические потери нефти и нефтяного газа. Виды технологических потерь нефти и нефтяного газа по источникам приведены в приложении 2.

1.7.    Фактические технологические потери - это потери нефти я нефтяного газа» имеющие место на нефтепромысловом объекте при режимах работы оборудования во время аттестации.

1.9.    Допустимые технологические потери - это потери нефти и нефтяного газа при проектных параметрах работы оборудования нефтепромыслового объекта. Величины допустимых технологических потерь нефти и нефтяного газа по нефтепромысловым объектам испэль-зуются для установления уровня нормативных потерь по НГДУ.

1.9.    Предельные технологические потери - это потери нефти и нефтяного газа» которые достигаются при дополнительном оснащении эксплуатируемого оборудования средствами сокращения потерь. Величины предельных технологических потерь нефти при применении некоторых средств приведены в таблице приложения 3.

X. 1C Разность между допустимыми и предельными потерями характеризует возможный уровень снижения потерь на нефтепромысловом объекте при реализации нефтесберегающих мероприятий.

5

2. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ГО ПРОВЕДЕНИЮ ПАСПОРТИЗАЦИИ НЕФШ1РОШСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ - ИСТОЧНИКОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА

2.1.    Аттестация и последующая паспортизация нефтепромысловых объектов является неотъемлемой частью общей системы управления техническим и экономическим развитием нефтегазодобывающего предприятия.

2.2.    Ответственными за организацию работ по аттестации и паспортизации нефтепромысловых объектов - источников технологических потерь нефти и нефтяного газа являются главные инженер! НГДУ и производственных предприятий по сбору9 использованию и вцутрипромысловощу транспортированию газа.

2.3.    Аттестация нефтепромысловых объектов проводится комиссией, назначаемой приказом по НГДУ или производственному предприятию по сбору, использованию и внутрипроыысдовоцу транспортированию газа, с обязательным участием в ее составе специалистов специализированного или территориального институтов.

2.4.    Началу аттестации предшествуют подготовительные мероприятия, включающие:

проведение разъяснительной работы среди членов аттестационной комиссии;

обеспечение членов комиссии необходимыми нормативно-методическими материалами и формами документации;

разработку системы материального и морального стимулирования работ по аттестации и паспортизации нефтепромысловых объектов.

2.5.    Аттестация нефтепромысловых объектов - источников технологических потерь нефти и нефтяного газа включает:

проверку соответствия существующих состава оборудования, технологической схемы и показателей технологического процесса проектной документации;

проверку технического состояния оборудования и аппаратов;

оценку прогрессивности используемых техники к технологии;

уточнение источников технологических потерь нефти я нефтяного газа;

определение (измерение) фактических технологических потерь нефти и нефтяного газа;

определение (измерение) или установление расчетным путем допустимых технологических потерь нефти и нефтяного газа;

разработку предложений по совершенствованию техники и техно* логических процессов, направленных на снижение технологических потерь;

внесение данных аттестации нефтепромыслового объекта в пас* порт (Приложение 4).

2.6.    Каждому паспорту и соответственно нефтепрошсловоцу объекту присваивается номер, который сохраняется за объектом и соотъетствующим ему паспортом на всем протяжении эксплуатации объекта.

2.7.    По результатам аттестации составляется акт (Приложение 5).

2.8.    Ответственными за ведение паспортов нефтепромысловых объектов и за своевременное внесение в них изменений, связанных

с реконструкцией, изменением технологии или внедрением мероприятий являются:

главный технолог, а в случае его отсутствия в штате НГДУ -начальник производственного отдела по добыче нефти;

главный инженер производственного предприятия по сбору, использованию и внутрилромысловоцу транспортированию газа.

2.9.    Переаттестация нефтепромысловых объектов проводится один раз в пять лет в предпоследний год текущей пятилетки.

7

3. ПРОВЕДЕНИЕ ИССЛЕДОВАНИЙ И ОЦЕНКА ТШИЧЕСЮП) СОСТОЯНИЯ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБЪЕКТА

3.1.    Исследования по определению технологических потерь нефти и нефтяного газа по источникам на нефтепромысловом объекте проводятся при аттестации объекта, а также после его реконструкции, изменений технологического режима эксплуатации оборудования или внедрения технико-технологических мероприятий, согласованных с проектной организацией.

3.2.    При определении источников, структуры и величины технологических потерь нефти следует руководствоваться РД 39-3-540-81 Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях Министерства нефтяной промышленности?

3.3* При определении источников, структуры и величины технологических потерь нефтяного газа следует руководствоваться РД 39-I-I2I3-84 "Методические указания цо определению технологических потерь нефтяного газа при сборе, подготовке и внутрипромысло-вом транспортировании". Наряду с этим инструментальное измерение расхода газа можно выполнять по РД 50-213-80 "Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами".

3.4.    Оценку уровня технического состояния нефтепромыслового объекта - источника потерь в целом и каждой единицы оборудования проводят сравнением величин допустимте технологических потерь с фактическими. Величина допустимых потерь является технической характеристикой нефтепромыслового объехта.

Д

3.5.    Техническое состояние объекта с точки зрения потерь, оценивается по коэффициенту К:

( I )

где К - оценочный коэффициент, %;

Пф - фактические технологические потери нефти или нефтяного газа, соответственно т/сут., мэ/сут.;

Пд - допустимые технологические потерн нефти или нефтяного газа, соответственно т/сут., мэ/сут.

ков:


3.6. Фактические технологические потери нофти или нефтяного газа на объекте при однопоточной схеме прохождения нефти через него равны сумме потерь из последовательно расположенных источня-

( г )

8

При большем количестве технологических потоков

Пф - 2 fyl * "Ч •    < 3 )

где    фактические технологические потери нефти или нефтяного

газа по источникам на нефтепромысловой объекте, соответственно т/сут., м^сут; mi - массовая доля нефти по потокам от общего ее количества по нефтепромысловому объекту.

3.7.    При нормальной работе объекта должно выполняться условие

К^ бп,    (    4    )

где ба - среднеквадратическая относительная погрешность измере-ния фактических потерь или показателей технологического режима на нефтепромысловом объекте, %.

Разница между величинами фактических я допустимых технологических потерь не должна быть больше погрешности измерений.

3.8.    При К >6^ необходимо проанализировать и оценить технологические потери по каждому источнику потерь на нефтепромысловом объекте:

к и    .    100    ,    (    5    )

V

где Ki- оценочный коэффициент t-ro источника потерь на нефтепромысловом объекте;

Цф^- фактические технологические потери по i-му источнику, т/сут., мэ/сут.;

допустимые технологические потери по L -му источник нефтепромыслового объекта, т/сут., мэ/сут.

3.9.    Для каждого источника потерь должно также выполняться условие

KLS Gni •    < «*>

где 6ni~ среднеквадратическая относительная погрешность измерения фактических потерь или показателей технологического режима по источнику, %.

ЗЛО. В случае превышения фактических потерь над допустимыми предприятие должно разработать по каждому нефтепромысловому объекту технико-технологические и организационные мероприятия по сок-

9

ращению фактических потерь до уровня допустимых.

Наиболее значимые источники потерь выявляются в результате их оценки по формуле

к ft -    •    100    %    ,    (    7    )

ZV

где К fa* оценочный коэффициент источника потерь по отношению к общим потерям на объекте;

сумма фактических потерь на объекте* т/ctpr., ъР/сут .