Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

24 страницы

258.00 ₽

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

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.

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

Страница 1

Министерство нефтяной прсмлдснности ВНИИСПГнефть

РУ ИЗВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПАСПОРТИЗАЦИИ НЙТЕЛРОШООВЫХ ОБЬЕКТОВ-ИСГОЧКИЯОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НВРГИ и НЕВТЯНОГО ГАЗА РД 39-0I47I03-3I3-86

1966

Страница 2

Министерство нефтяной промышленности

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

УТВЕРВДЕН

заместителем министра нефтяной промышленности С.У.Тепловым 25 декабря 1965 Г.

РУКОВОДИМ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПАСПОРТИЗАЦИИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪККГОВ-ИСГОЧНИЮВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕТЬ НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА

РД 39-0147103-313-86

1966

Страница 3

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

Методические указания предназначены для нефгегалодобпващих предприятий и производственных предприятий по сбору, использованию и внутригтромысловоцу транспортированию нефтяного газа.

Настоящие методические указания разработаны авторским коллективом в составе: Н.Н.Репина, И.С.Бронштейна, Г.3.Эпштейна,

Б.М.Грошева, А.А.Каштанова, 6.X.Хусайнова, Е.Б.Корневой.

Страница 4

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Методические указания по паспортизации нефтепроводов»: объектов - источников технологических потерь нефти и нефтяного газа

РД 3^^47103-313-66 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 ддя руководства ими при проведении паспортизации нефтепромысловых объектов и обязательны ддя всех нефтегазодобывающих предприятий в производственных предприятий по сбору, использованию и внутрилроадс-ловоцу транспортированию нефтяного газа.

1.2.    Паспортизации подлежат нефтепромысловые объекты, имеющие источники безвозвратных технологических потерь нефти х 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 аттестации нефтепромыслового объекта. Паспорт необходим для периодического сопоставительного анализа работы объекта в связи с изменяющимися режимными показателям и про-

Страница 5

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 используются для установления уровня нормативных потерь по НГДУ.

1.9.    Предельные технологические потери - ето 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.

1.10 Разность между допустимыми и предельными потерями характеризует возможный уровень снижения потерь на нефтепромысловом объекте при реализации нефгесберегающих мероприятий.

Страница 6

5

2. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ГО ПРОВЕДЕНИЮ ПАСПОРТИЗАЦИИ НЕФТЕШШСЛОШХ ОБЪЕКТОВ - ИСТОРИКОВ 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 инженеры НГДУ и производственных предприятий по сбору, использованию и внутрипромысловоцу транспортированию газа.

2.3.    Аттестация нефтепромысловых объектов проводится комиссией, назначаемой приказом по НГДУ или производственно^ предприятию по сбору, использованию и внутрипромысловоцу 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 и технологии;

уточнение источников технологических потерь нефти и нефтяного газа;

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

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

Страница 7

6

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

внесение данных аттестации нефтепромыслового объекта в паспорт (Приложение 4).

2.6.    Каждому паспорту и соответственно нефтепромысловому объекту присваивается номер, который сохраняется за объектом и соответствующим ецу 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 случав 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.

Страница 8

7

3. ПРОВЕДЕНИЕ ИССЛЕДОВАНИЙ И ОЦЕНКА ТЕЯН^ШЮГО 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 внутркпромысло-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 нефтепровод о во го объекта - источника потерь в целом и каждой единицы оборудования проводят сравнением величин допустимте технологических потерь с фактическими. Величина допустима потерь является технической характеристикой нефтепромыслового объекта.

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

к - Л -Л- - ioo jc.    <    I    )

пд

где К - оценочный коэффициент, %;

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

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

3.6.    Фактические технологические потери нофти или нефтяного газа на объекте при однопоточной схеме прохождении нефти через него равны сумме потерь из последовательно расположенных лоточников:

Пф • 2    .    (    2    )

Страница 9

( 3 )

8

При большем количестве технолопПеских потоков

Пф-    *ПЧ .

где Е^- фактические технологические потери нефти или нефтяного газа по источникам на нефтепромысловом объекте, соответственно т/сут., ьР/сут;

mi - массовая доля нефти по потокам от общего ее количества по нефтепромысловому объекту.

3.7.    При нормальной работе объекта должно выполняться условие

К^ 6П t    (    4    )

где ба “ среднеквадратическая относительная погрешность измерения фактических потерь или показателей технологического режима на нефтепромысловом объекте, %.

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

3.8.    При К><ГП необходимо проанализировать и оценить технологические потери по каждоц/ источнику потерь на нефтепромысловом объекте:

к0 « -Нф^ . 100 ,    (    5    )

ПДь

где К^— оценочный коэффициент t-ro источника потерь на нефтепромысловом объекте;

Цф— фактические технологические потери по t-му источнику, т/сут., мэ/сут.;

IL^- допустимые технологические потери по t-му источник нефтепромыслового объекта, т/сут., мэ/сут.

3.9.    Для каждого источника потерь должно также выполняться условие

6„i •    < б-)

где бп^~ среднеквадратическая относительная погрешность измерения фактических потерь иля 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-

Страница 10

9

ращению фактических потерь до уровня допустимых.

Наиболее значимые источники потерь выявляются в результате

их оценки по форцуле

К Si - • юо % .

ZIV

( 7 )

где Кffir оценочный коэффициент источника потерь по отношению к общим потерям на объекте;

2Пф^- сумма фактических потерь на объекте, т/сут., к*/сут .

Страница 11

Приложение I

10

Перечень

нефгепрокысловых объектов - источников технологических потерь нефти я 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

Страница 12

II

Приложение 2

Виды технологических потерь нефти и нефтяного газа по источникам нефтепромысловых объектов

1.    Установки замера продукции скважин Еиды потерь:

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

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

выбросы газа в атмосферу при 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 конденсатосборников;

расход газа на поддержание горения дежурных горелок факела;

унос капельной нефти потоком газа.

3.    Дожимные насосные станции Виды потерь:

потери, оговоренные пп.1,2; выделение растворенного в воде газа; унос нефти пластовыми дренажными водами; испарение ловушечной нефти; утечхи через уплотнения.

4.    Нефтесборкые пункты Виды потерь:

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

5.    Установки подготовки газа Виды потерь:

потери, оговоренные п.1;

унос растворенного газа ребочюы жидкостями.

6.    Компрессорные станции Виды потерь:

потери, оговоренные пп.1,5;

Страница 13

12

7.    Установки подготовки нефти Виды потерь:

потери, оговоренные пп. 1,2,3,4.

8.    Установки предварительного сброса и подготовки воды Виды потерь:

потери, оговоренные пп. Г,5Г,3.

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.

Страница 14

Приложение 3

Таблице

Удельные величины предельных технологических потерь нефти и нефтяного геле по их видим и используемым средствам сокращения потерь

Виды потерь

Средства сокрещения потерь

1-------

I Предельное I содержание,

I кг/м5

{Предельная

|«КЛГ 1

t «г/Г

Унос капельной нефти потоком газа на ступенях сепарации

Укос нефти пластовыми дренажными водами

Испарение нефти из резервуаров различного технологического назначения

каплеуловители типа СКУ

СЦВ

установка улавливания легких фракций нефти

понтоны

0,8-КП? 5-10**

5 - 135 • 10'

по условиям проницаемости коллектора

О.в-Ю^-Г.

6-иг*, г!

Гр-рабочий газовый фактор

5- 135 *10 W I ~ W 2

ь.

(I-

?л - плотность воды;

W т «V9 “ обводненность нефти _ * * * на входе и выходе \ (т \ р.    нефтепромыслового

I 2 J    объекта.доли едкнжды.

РД 39-I-I155-84"Основные по

ложения по качеству поверхностных пресных и промысловых сточных вод, применяемых для закачки тог М.

I*я закачки в пласт на месторождениях Западной Сибири”

IL‘ [l-(0,740,95)j IL - фактические потери нефти

* ЯЛ ЛГМА1ПАШ1Я ГПАГТГТЯАиМ

до оснащения средствами

V [l-(0.7+0,85>] Цр1щеС0К^адеКИЛ ПОТеР

кяится на подготовленных нефтях с давлением насыщенных паров не более 66,7кПа (500 мы рт.ст.) при температуре нефти в резервуаре.

а

Страница 15

Приложение 4

14

УТВЕРВДА» Пленный инженер НГДУ

19 г.

ПАСПОРТ *

НГДУ__

Нефтепромысловый объект

Начало __

(дата аттестации) Окончание _

Страница 16

I. Общие сведения

15

I. Назначение объекта

2. Разработчик проекта, дата утверждения проекта, * проекта

3. Дата пуска объекта в експлуатацмю

4. Основные технологические процессы

Примечания:

Страница 17

П. Источники ■ величины технологических потерь нефти

{    |    Технологические    потери    нефти,    т/сут.    ______

Состав нефгелроы^;- Вида ----------------,------------ —'___________

НОВОГО ОборуДОВаНХ*,ТвХНОЛО- I    п    ,1

эксплуатация koto-jгмчесххх j    В    период аттестации    I    „    организационных

{После вкедрокмя технико^охнологичвских к организационных мероприятия

рого сопровождается, потерь оеэвоэвратньос1 тех-j нефти «алогическими поте-i рями нефти

I

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

[Фахтичестно

■V

Допусти- {прёдель- 1 Дата ше [Ные внедрения

“д. V

%

Дата

внедрения

Дата Т Дата внедрения | внедрения

V Р5Г

и)

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

Страница 18

Ш. Источил** л величины технологических потерь нефтяного газа

----------»-----

Состав нэфтвлрсмыс-; Виды лового оборудования, техноло-эхоплуатация которотгических го сопровождается j потерь безвозвратными тех-jнефтяного колсгичес1оис4 поте-! газа ряыи нефтяного газа}

I

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

-----1_____L - 2 - -

Технологические потери нефтяного газа, ir/cyr.

Фактичес

кие

Допусти- |Предель-

ше

|Кые

Дата

внедрения

\

1

1

I ^

1

j

Чн

1

V

! %

j ^

_2

!

_ 4.

-L _ 5 _

1

6

1

7

! 8

! 9

Дата | Дата J Дата

внедрения t внедрения,внедрения

и)

Дата и краткие сведения об изменениях на объекте (^ксирустся в разделе 1У

Страница 19

18

1У. Содержание технико-технологических и организационных мероприятия

Дата

внедрения

Т

!

I

!

т

Краткая характеристика мероприятия

Страница 20

Приложение 5 /ТВЕРДОЮ Главный инженер

АКТ

19 р.

аттестации нефтепромыслового объекта с точки зрения безвозвратных технологических потерь нефти и нефтяного газа

(нефтепромысловый объект)

нгд/

Do состоянию на

19

...    J    _    (Технологические    потери:

MSSS:!____ °Т.

»ЛЯЯГ1 It    I    -    'производитель!    |факти|допус'Пре- {Оценочные коэффщв-

^2Ж?ся ! ^имение, , Теыпература,,ность:по неф-|Вады {чсс- ткше|дель-] енты

безвозвратным! I МПа I К    1 I l1®* I--Т--•о ”---

технологически-!    !    | газу, и /сут. |Терь | л ! П ! П_ I « I ». |В целом по

iM потепями    Т---Г",--Т-----Т---! I “ч    i    Ki    {объекту,

ш потерями I ф^ }пр0вгг| факт 'проект} факт {проект} }    }    j |    !    I    К

I

I

I_____2_    X    _    3    _!_    _4_    1    _    5    J_    _б_    1    _    7    J_    3    _!_    9    _l_I0    _!_II    _    _I2    X    13_!_    _14

и е ф т я