ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Государственная система обеспечения единства измерений

НЕФТЬ, ДОБЫТАЯ ПО УЧАСТКУ НЕДР Методика определения количества

Издание официальное

Москва Стандарт* нформ 2015

Предисловие

1    РАЗРАБОТАНЫ Государственным предприятием Ханты-Мансийского автономного округа— Югры «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана» (ГП ХМАО — Югры «НАЦРН им. В.И. Шпильмана»). Открытым акционерным обществом «Тюменский нефтяной научно-технологический центр» (ОАО «ТНЦ»)

2    ВНЕСЕНЫ Управлением метрологии Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

3    УТВЕРЖДЕНЫ И ВВЕДЕНЫ В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 25 декабря 2008 г. № 785-ст

4    ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящим рекомендациям публикуется в ежегодном указателе «Руководящие документы, рекомендации и правила», а текст изменений и поправок — в ежемесячно издаваемых информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящих рекомендаций соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

© Стандартинформ.2015

Настоящие рекомендации не могут быть полностью или частично воспроизведены, тиражированы и распространены в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

II

P 50.2.062—2008

Содержание

1    Область применения...................................................1

2    Нормативные ссылки..................................................1

3    Термины и определения................................................2

4    Сокращения........................................................2

5    Общие положения по определению количества добытой нефти.......................2

6    Порядок учета количества нефти на ППС......................................2

7    Порядок учета потерь нефти..............................................3

8    Порядок снятия остатков нефти............................................4

9    Сводный отчет о добыче нефти по участку недр.................................5

10    Оценка расхождения учетных данных добычи нефти по участку недр...................6

Приложение А (рекомендуемое) Методика определения нормы допускаемого расхождения

учетных данных добычи нефти по участку недр.........................8

Приложение Б (рекомендуемое) Алгоритмы оперативной оценки расхождения и согласования учетных данных добычи нефти по нефтегазодобывающему предприятию, месторождению, лицензионному участку ................................10

Приложение В (рекомендуемое) Форма итогового баланса нефти и воды по согласованным

значениям измерений.........................................14

Приложение Г (рекомендуемое) Алгоритм формирования отчетных данных добычи массы нефти

по участкам недр............................................15

Библиография........................................................19

III

3    Термины и определения

В настоящих рекомендациях применены термины по ГОСТ Р 8.615. ГОСТ Р 8.647, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1    потери нефти сверхнормативные: Потери нефти, вызванные нарушением правил технической эксплуатации аппаратов, установок и оборудования, режимов технологических процессов, авариями технических сооружений и другие аварийные потери, а также несанкционированные потери, связанные со злоупотреблениями, диверсиями и хищениями нефти на участке недр.

3.2    потери нефти технологические (нормативные): Количество нефти, которое теряют при применяемой технике и технологии на нефтепромысловых объектах добычи, сбора, подготовки и транспорта.

3.3    потери нефти фактические: Потери нефти (уменьшение ее массы) на нефтепромысловых объектах, состоящие из технологических (нормативных) и сверхнормативных потерь нефти.

3.4    расход нефти на производственно-технологические нужды: Использование нефти при осуществлении технологических операций по добыче, сбору, транспортировке и подготовке нефти.

3.5    снятие остатков нефти: Проверка наличия остатков нефти, в ходе которой документально подтверждают фактическое наличие остатков нефти.

4    Сокращения

В настоящих рекомендациях использованы следующие сокращения:

ИУ — измерительная установка:

НГДП — нефтегазодобывающее предприятие;

ППС — пункт приема-сдачи (отпуска);

ПТН — производственно-технологические нужды;

СИ — средство измерений;

СИКН — система измерений количества и показателей качества нефти;

СИКНС — система измерений количества и параметров нефти сырой;

ШФЛУ — широкая фракция легких углеводородов.

5    Общие положения по определению количества добытой нефти

5.1    Определение количества добытой нефти проводят на основании результатов измерений, выполненных в соответствии с ГОСТ Р 8.615, ГОСТ Р 8.595 и положений ГОСТ Р 8.647.

5.2    Учет количества нефти осуществляют в единицах измерений массы (тоннах).

5.3    Отчетным периодом является календарный месяц.

6    Порядок учета количества нефти на ППС

6.1    Порядок учета количества нефти, передаваемой/сдаваемой заинтересованным лицам

6.1.1    Количество нефти, передаваемой/сдаваемой заинтересованным лицам, определяют как разницу между массой нефти заинтересованного лица, принятой на ППС. и величиной нормативных расходов нефти на ПТН, топливо и технологических потерь при подготовке, хранении и транспортировке нефти заинтересованным лицом до ППС нефти в трубопроводный транспорт или потребителям.

6.1.2    Технологические потери нефти, расходы нефти на ПТН и топливо на объектах НГДП. через которые проходит нефть заинтересованного лица, определяют в договоре между НГДП и заинтересованным лицом.

При этом норматив технологических потерь на объектах НГДП, через которые проходит смесь собственной нефти НГДП и нефти заинтересованного лица, принимают одинаковый для собственной и давальческой нефти.

6.1.3    Ответственность за сверхнормативные потери в системе НГДП устанавливается условиями договора.

6.1.4    Определение количества нефти, принимаемой от заинтересованных лиц, сдаваемой заинтересованным лицам, проводят на ППС по методике измерений, аттестованной и зарегистрированной в установленном порядке.

P 50.2.062—2008

6.2 Порядок отпуска и учета количества нефти, используемой НГДП

6.2.1    Количество нефти, расходуемой на ПТН и топливо, включает расход нефти подразделениями НГДП при осуществлении технологических операций по добыче, сбору и подготовке нефти. Нефть, израсходованную на ПТН, в случае возврата ее на ППС в количестве расходуемой нефти не учитывают.

6.2.2    В составе нефти, расходуемой на прочие нужды НГДП. учитывают отпуск нефти другим структурным подразделениям НГДП в рамках действующих внутрихозяйственных отношений.

К прочим нуждам НГДП относят также отпуск нефти без передачи права собственности на нее заинтересованному лицу — подрядчику по текущему и капитальному ремонту скважин, бурению скважин и/или иным видам работ с целью использования и списания нефти как материала заказчика при выполнении работ, предусмотренных в договоре подряда.

6.2.3    Учет массы нефти, израсходованной на выработку ШФЛУ, производство нефтепродуктов. ПТН. топливо и прочие нужды, ведут на основе данных, отраженных в первичных документах (актах приема-сдачи нефти, накладных на внутреннее перемещение), оформленных на ППС.

6.2.4    Ежемесячно подразделения НГДП. получившие и использовавшие нефть на выработку ШФЛУ. производство нефтепродуктов. ПТН. топливо и прочие нужды, представляют сведения по использованию нефти и составляют сводную ведомость учета нефти по форме, установленной НГДП.

6.2.5    Расходы нефти на ПТН и топливо при производстве нефтепродуктов учитывают в составе расходов нефти на производство нефтепродуктов.

7 Порядок учета потерь нефти

7.1    Потери нефти подразделяют на технологические (нормативные) и сверхнормативные.

7.2    Технологические потери нефти за отчетный период определяют на основании утвержденных нормативов.

Нормативы технологических потерь нефти разрабатывают no [1) и (2) и утверждают в порядке, определенном Правительством Российской Федерации.

7.2.1    Технологические потери нефти, т. в процессе ее добычи в пределах норматива технологических потерь N. %. по месторождению участка недр определяют по формуле

П_М = 0.01А/Д.    (7.1)

где Д — добыча нефти без включения потерь по единственному месторождению участка недр. т.

7.2.2    Если на участке недр расположена только часть но месторождения, то технологические потери нефти по /-му месторождению в пределах участка недр, т, определяют по формуле

П_о = 0.01/УДи.    (7.2)

где N, — утвержденный норматив технологических потерь для но месторождения. %;

Д₁₍ — добыча нефти без включения потерь в отчетном периоде по скважинам но месторождения, расположенным на участке недр L, т.

7.2.3    Технологические потери по участку недр, т, состоящему из нескольких месторождений /, для каждого из которых утвержден свой норматив технологических потерь, определяют по формуле

Пт = Х^По-    <⁷-3)

7.2.4    Списание нефти в технологические потери в пределах норматива технологических потерь оформляют актом, по установленным НГДП формам.

7.2.5    При заключении НГДП договора на оказание услуг по подготовке и/или транспортировке нефти (сырой или обезвоженной) заинтересованному лицу для сдачи ее транспортирующим организациям технологические потери массы нетто сырой нефти заинтересованного лица состоят из двух частей:

-    на объектах сторонней организации:

-    на объектах НГДП.

7.3 Учет сверхнормативных потерь нефти при разливах

7.3.1    Учет потерь нефти, вызванных разливами, проводят по результатам проведенных работ по ликвидации разливов нефти (откачке и утилизации нефти в систему сбора и т. д.).

7.3.2    Количество собранной нефти, т. определяют по формуле

М= Ури(1 -0.01т).    (7.4)

где V — объем собранной нефти, м¹:

р_и — плотность при условиях измерений объема нефти, т/м¹: т — содержание балласта в нефти. %.

7.3.3    Количество нефти, которую невозможно собрать в результате проведения работ по ликвидации разлива, учитывают в месяце окончания работ по ликвидации разлива как сверхнормативные потери. При этом окончание работ по ликвидации аварий по конкретному разливу подтверждают отчетами, направляемыми НГДП в уполномоченные органы.

Количество нефти, которое не удалось собрать (утилизировать) в систему НГДП. включают в сверхнормативные потери, как разницу между количеством нефти разлитой и количеством нефти собранной (на основании актов НГДП).

Если разлив нефти произошел на оборудовании, в котором находится нефть с нескольких участков недр, то потери нефти с одного участка недр рассчитывают пропорционально количеству добытой нефти на этом участке недр.

7.3.4    Списание сверхнормативных потерь нефти проводят по акту на списание потерь нефти по установленной НГДП форме.

8 Порядок снятия остатков нефти

8.1    Остатки нефти в резервуарах, емкостях подразделяют на «мертвые» (немобильные), технологические и товарные.

8.2    Снятие остатков проводят ежемесячно в соответствии с документами, принятыми в НГДП.

8.3    Снятию подлежат остатки нефти, находящиеся в резервуарах (буферных, технологических, очистных, товарных), емкостях, технологических аппаратах и трубопроводах.

8.4    Количество остатков нефти в трубопроводах определяют вместимостью трубопроводов системы сбора и подготовки нефти, степенью их заполнения и физико-химическими свойствами находящейся в них нефти.

8.5    Количество остатков нефти в резервуарах, технологических аппаратах и емкостях определяют вместимостью резервуаров, технологических аппаратов и емкостей, степенью их заполнения и физико-химическими свойствами находящейся в них нефти.

8.6    Количество остатков нефти в трубопроводах, резервуарах, технологических аппаратах и емкостях определяют расчетным путем на основании соответствующих действительности технологических карт системы сбора и подготовки нефти по аттестованным в установленном порядке методикам измерений.

8.7    Количество нефти в технологических аппаратах определяют расчетным методом (по калибровочным таблицам).

8.8    Массу нефти нетто в технологических аппаратах, т. определяют по формуле

Млп = V,K„ АЛ Р (1-0,01т),    (8.1)

где V_r — геометрический объем аппарата, м³;

К_нп дп — коэффициент заполнения;

р — плотность нефти при условиях определения объема, т/м³;

т — содержание балласта в нефти. %.

Коэффициент заполнения определяют по формуле

К„_П ал = 1 -    (8.2)

где V, _п, V_e п — объемы газовой и водяной подушки соответственно, м³.

8.9    Массу нефти нетто, находящуюся в нм участке трубопровода на момент снятия остатков, т, определяют по формуле

Мтр.⁼ VjtyKiin. тр р (1 “0.01т),    (8.3)

где V_10l — геометрический объем нго участка трубопровода или вместимость трубопровода (определяют по градуировочным таблицам в соответствии с (3). или по исполнительной документации, или с помощью проливной установки и утверждает главный инженер НГДП). м³;

К_{ип 1р} — коэффициент заполнения трубопровода;

р — плотность нефти при условиях определения объема, т/м³.

4

P 50.2.062—2008

Коэффициент заполнения трубопровода определяют по формуле

(8-»)

где _Vfm3 _ объем участка трубопровода, занятый свободным газом, приведенный к условиям работы трубопровода, определяют в соответствии с (4), м³.

В случае отсутствия газовой фазы и в напорных трубопроводах К_{МГ1 тр} = 1.

8.10 Расчет проводят для отдельных участков трубопровода. Полученные результаты суммируют и округляют до целого значения тонн:

>•1

где п — число участков.

8.11    Нефть, находящуюся в трубопроводах системы сбора, подготовки и транспортировки, относят к «мертвым» остаткам.

8.12    В технологические остатки нефти включают минимально допустимый остаток, определенный уровнем нефти в резервуарах, аппаратах и емкостях, уменьшение которого приведет к нарушению технологического процесса в системе сбора, подготовки и транспорта нефти.

В технологические остатки не включают «мертвые» (немобильные) остатки.

8.13    Массу технологических остатков нефти нетто в резервуарах, емкостях определяют по формуле

= V„p(1-0,01 т)-М?,    (8.6)

где V" — объем минимально допустимогоостатка нефти в резервуаре (рассчитывают по технологической карте), м³;

Мр — масса нефти нетто «мертвого» остатка в резервуаре, т.

8.14    Массу нефти нетто технологического остатка, т, в резервуарах-отстойниках для динамического обезвоживания и обессоливания нефти (в технологических резервуарах) определяют в соответствии с установленными технологической картой уровнями жидкости и «водяной подушки» по формуле

М£° = (V«-V_B)P(1- 0.01m) -М”,    (8.7)

где V_M — объем жидкости в технологическом резервуаре, обусловленный уровнем расположения переливной трубы для отбора нефти, м³;

V_Q — объем «водяной подушки», м³; т — содержание балласта в объединенной пробе, %.

8.15    Для определения остатков нефти по участку недр в НГДП необходима документация:

-    на трубопроводы — градуировочные таблицы (расчеты вместимости):

-    на резервуары — градуировочные (калибровочные) таблицы;

-    на емкости и технологические аппараты — паспорта или калибровочные таблицы.

8.16    Фактическое наличие остатков массы нетто нефти отражают в актах списания остатков нефти по формам, установленным НГДП.

8.17    Фактическое наличие остатков массы нетто нефти из разлива не собранной на конецотчетно-го периода, отражают в актах учета остатков нефти как разницу между количеством нефти разлитой и количеством нефти собранной (на основании актов НГДП).

9 Сводный отчет о добыче нефти по участку недр

9.1    Сводный отчет о количестве добытой нефти по участку недр составляют по данным:

-    журналов регистрации измерений массы нефти на СИКНС;

-    актов приема-сдачи (отпуска) нефти по ППС с учетом вычета количества нефти, полученной от сторонних организаций и с других участков недр:

-    актов снятия остатков нефти;

-    актов списания потерь.

Рекомендуемая форма отчета приведена в приложении А ГОСТ Р 8.647.

9.2    Данные массы нетто нефти для внесения в сводный отчет определяют по формуле

M₀ = M_c. + M_w + rV + H_?-H₁,

где М_ы — масса нефти нетто, измеренная на выходе с участка недр поСИ (СИКНС, мерам вместимости, мерам полной вместимости), т;

Чпс — масса нефти нетто на участке недр, отпущенная с ППС и не учтенная измерениями на выходе с участка недр по СИ. т:

—    потери массы нефти нетто на участке недр, т;

Н_У,Н₂ — остатки массы нефти нетто на начало и конец отчетного периода.соответственно. на участке недр по результатам снятия остатков, т.

Массу нефти нетто на участке недр, отпущенную с ППС и не учтенную измерениями на выходе с участка недр по СИ. определяют по формуле

Мппс ^{=    +}    Мпгн    ⁺ Мифлу Мпм + Мпр.    (9.2)

где М_и> — масса нефти нетто на участке недр, отпущенная с ППС сторонним организациям и/или на другой участок недр НГДП, т;

М_п1м — масса нефти нетто на участке недр, отпущенная с ППС на ПТН и топливо, т;

Чифгу — масса нефти нетто на участке недр, отпущенная с ППС на выработку ШФЛУ, т;

—    масса нефти нетто на участке недр, отпущенная с ППС на выработку нефтепродуктов, т;

М_пр — масса нефти нетто на участке недр, отпущенная с ППС на прочие нужды, т.

Потери массы нефти нетто на участке недр. т. определяют по формуле

П^ = П_т + Пен.    (9.3)

гдеП,— технологические потери массы нефти нетто по участку недр за отчетный период, определенные по разделу 7, т;

— сверхнормативные потери массы нефти нетто по участку недр, т:

Пен = Пр + Пн + Прр.    (9.4)

гдеП_р — потери массы нефти нетто при розливах, определенные по участку недр и списанные за отчетный период по акту, т;

П_и — несанкционированные потери массы нефти нетто по участку недр, отраженные за отчетный период в актах, т;

П₀₀ — потери массы нефти нетто по участку недр, связанные с техническим обслуживанием и ремонтом оборудования и списанные за отчетный период по акту, т.

10 Оценка расхождения учетных данных добычи нефти по участку недр

10.1    Оценка расхождения учетных данных добычи нефти по участку недр основывается на сравнении результатов определения количества добытой нефти по всем скважинам участка недр, поданным эксплуатационного рапорта за месяц и результатов определения количества добытой нефти по участку недр по данным сводного отчета.

10.2    Расхождение учетных данных определяют по формуле

ДМ = М_их> - М₀,    (10.1)

гдеМ_иэр— масса нефти нетто, добытой по скважинам по данным эксплуатационного рапорта за месяц, т;

М₀ — масса нефти нетто сводного отчета, определенная по разделу 9, т.

Массу нефти нетто, добытой по скважинам по данным эксплуатационного рапорта за месяц, т, определяют по формуле

Иор =    <¹⁰'²>

М

где M_c._s, — масса нефти нетто, определенная по результатам измерений на #-й скважине, т; п — количество скважин на участке недр.

10.3    Величину допускаемого расхождения учетных данных по участку недр ДМ_Н, в тоннах, определяют по формуле

^M„ = MoZ/100.    (10.3)

где Z — норма допускаемого расхождения учетных данных по участку недр. %.

10.4    Допускаемое расхождение используют с тем же знаком, что и фактическое расхождение.

6

P 50.2.062—2008

10.5    Норму допускаемого расхождения учетных данных по участку недр определяют в соответствии с приложением А.

10.6    Алгоритмы оперативной оценки расхождения и согласования учетных данных добычи нефти по нефтегазодобывающему предприятию, месторождению и участку недр приведены в приложении Б.

Итоговый баланс нефти и воды поданным прямых измерений и по согласованным значениям измерений составляют на конец отчетного периода (сутки).

Рекомендуемая форма отчета итогового баланса нефти и воды по согласованным значениям измерений приведена в приложении В.

10.7    Алгоритм формирования учетных данных добычи массы нефти по участкам недр приведен в приложении Г.

10.8    Приложения Б и Г применяют НГДП на альтернативной основе.

7

1