РД 39-1-170-79
Методика учета технологических потерь природного газа на нефтегазодобывающих предприятиях Миннефтепрома

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности

'ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ

МЕТОДИКА

УЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ МИННЕФТЕПРОАЧА

РД 39 - 1 - 170 - 79

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШ1ЕННОСТИ Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ"

УТВЕЕКДЕНА Заместителем министра нефтяной промышленности

А.В. ВШХАНОВДО "16 " апреля 1979г.

МЕТОДИКА

УЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА НЕФТКГА ЭОДОБЬВАШЩ ПРЕДПРИЯТИЯХ МИННЕФТЕПРОЫА

РД 39 - I - 170 - 79

Таблида 3

Виды работ по техническому обслуживанию

вспомогательных устройств, связанные с технологическими потерями природного газа

Виды работ	Коли чест во	Периодич ность работ, коли чество за месяц квартал, год	Количество заливаемого метанола или ингибитора в одно устройство, м3	Средняя температура окружающей среды за расчетный период (месяц, квартал, ык	Давление газа при заправке устройства, а та	Объем газа, необходимый на продувку устройства. ст.мЗ
I	2	3	4	5	6	7
I.Заправка устройств для ввода метанола, ингибиторов и т.д. 2.Продувка кон-денсато сборников, пылеуловителей.

Технологические потери за 19 год (фактические) Таблица 4

Наименование Не ояцы I кв. Месяц ы П КВ. Меся цк В ив. Месяцы и <В. ~TS~ год верь рель март ап рель маГ хеш. Ип.ть ав густ ссн- ТЯбр! ок тябрь но ябрь дат кабрь I 2 3 4 5 б 7 8 9 10 II 12 13 14 15 16 17 18 Объем используемого газа, мин. ст.мЗ Технологические потери rasa: I.Or утечек из ливеЯ-тх чаете! газопроводов, тыс.ст.кСЗ 2.0г утечек из ко»му- З.При дегазации нестабильного конденсата, тно.ст.мЗ. 4.От выброса в атмосферу конденсата при продувках во время про5*лактичеоиих работ, тнс.ст.мЗ. 5.При капитальном ремонте газопроводов, их очистке, врезке отводов, заме- Яс?£!Н? 1 т-д*'

РД 39-I-I70-79 Стр.

Pa 39-1—I7D—79 Стр. II

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА НЕФТЕГАЭОДОБЫВАЩИХ ПРШШТИЯХ ШННЕФГЕПРОМА

Настоящие методические указания распространяются ва нефтегазодобывающие предприятия Министерства нефтяной промышленности, осуществляющие добычу природного газа.

В указаниях изложены рекомендуемые методики определения технолотических терь природного газа и даны необходимые пояснения для их практического использования.

I. ОБЩЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    К технологическим потерям природного газа относится весь газ, котрый неизоежно тешется при технологических процессах добычи, сбора, подготовки и транспорта газа до потребителя в связи с невозможностью осуществления этих процессов без указанных потерь при современном уровне техники и •’•ехноло-гии и при полном соблюдении действущих норм, правил и инструкций.

1.2.    С учетом того, что в настоящее время в подавляюцем большинстве случаев непосредственное измерение потерь природного газа не представляется возможна настоящими "Методическими указаниями" рекомендуются аналитические методы, принятые в Министерстве газовой промшленностк / I /.

1.3.    Наряду с применением аналитических методов определения технологических потерь природного газа во всех возможных случаях необходимо использовать непосредственные или косвенные методы. Проведение экспериментов и сравнение их результатов

с расчетами позволит увеличить точность и достоверность данных о величине технологических потерь газа.

1.4. Потери природного газа при проведении пводидакти-

ческих работ (продувка конденсатосборников, пылеуловителей,скважин и т.д.) определяемые аналитически, должны рассчитываться с учетом действукщих норм, правил и инструкций, регламентирующих периодичность и продолжительность этих операций.

2. СТРУКТУРА ТЕХНОЛОГИЧВСт ПОТЕРЬ

2.1.    Утечки газа из линейной части газопроводов.

2.2.    Утечки газа из коммуникаций сепарационных установок (СУ), установок низкотемпературной сепарации (УНТС), компрессорных станций (КС) и газораспределительных станций (ГРС)через неплотность сальниковых резьбовых и др. соединений, неплотности предохранительных клапанов и других органов.

2.3.    Потери газа при дегазации нестабильного конденсата.

2.4.    Потери газа, связанные с выбросом в атмосферу конденсата при продувке технологических аппаратов и конденсатосборников во время проведения профилактических работ (если сбор конденсата экономически нецелесообразен).

2.5.    Потери газа при капитальном ремонте и очистке газопроводов очистными устройствами, врезке отводов, замене арматуры и т.д., связанные с полным опорожнением отдельных участков газопровода.

2.6.    Потери газа при текущем ремонте газопровода, ревизиях арматуры и других работах, связанные с частично опорожнением отдельных участков газопровода.

2.7.    Потери газа при продувке конденсатосборников и пылеуловителей.

2.8.    Потери газа при заправке устройств для ввода метанола и ингибиторов.

2.9.    Потери газа при продувке участков газопроводов и скважин для освобождения от конденсата, воды и пыли (если продувка предусмотрена техническими условиями эксплуатации газопроводов

и скважин ).

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ШТЕРЬ ШМРОДНОГО ГАЗА.

3.1. Максимально допустимые потери газа за счет утечек из линейной части газопровода определяется по формуле:

^дч    Ту

Пут *1,113 Ь ^ I РсрЛ.ТК.    ,    тыс.ст.мЗ    (3.1)

ТсР *2ср

где :

1,1135 - эмпирический коэффициент,

L - длина газопровода, км ;

3) - диаметр газопровода , м,

Тср- средняя температура , °К,

Рсрг- среднее давление, ата,

Zcp~ коэффициент сжимаемости газа при Рср и Т ср ;

- время работы газопровода, сутки.

Средние значения давления и температуры определяются как среднеарифметическое за период СС , рассчитывамое по Т СР , Р СР средним величинам этих параметров по длине газопроводов для конкретных моментов времени.

Средняя температура по длине газопровода определяется по формуле акад. В.Г. Шухова :

^{Тср =} Т ^Тн * "Г ^Тк , °К.    (3.2)

где :

р и Р - давление в начале и конце газопровода, ата. н к

Вели величины Р« и Р_т, различаются не более чем на 50£,

н К

определение среднего давления может производиться по упрощен ной формуле:

(3.4.)

3.3.1.Вели газопровод состоит из параллельных или последовательных участков разного диаметра потерт определяются по формуле:

Пут=!,и65 -я: ^ lL_kL_£cpi тыс.от.м3    (3.5)

£ri TcpL IcPt

где

I = 1,2 .... п ;

п - число участков.

3.2. Утечки газа из газопровода могут быть определены эк спериментально по падению давления во время прекращения подачи газа по газопроводу. Для обработки результатов наблюдений применяется формула:

дц    f.

Пут=0,2227.Ь-и.8р -    ).%-    .    тыс.    ст.мЗ    (3.6.)

^Г1Ч ^2^2

-    эмпертчиский коэффициент ;

-    диаметр газопровода , м; длина газопровода , м,

давление в начале и конце эксперимента ата,

начальная и конечная температура газа, °К, коэффициенты сжимаемости, безразмерная величина, продолжительность эксперимента, сутки; время работы газопровода , сутки.

Гф - газовый фактор, т.е. количество газа, выделившегося из единицы объема нестабильного конденсата, ст.мЗ/МЗ;

Ksc- коэффициент усадки сырого нестабильного конденсата при его дегазации, который определяется экспериментально или принимается равным С,81.

3.5. Потери газа, связанные с выбросом в атмосферу конденсата при продувке технологических аппаратов и конденсатосборников определяются по разнести составов газа на входе и выходе аппаратов технологических установок и газопроводов по формуле:

тыс. ст.мЗ

где

С| * N-- содержание метана и азота, % мольн;

G - расход газа через газопровод за соответствующий период.

тыс.ст.мЗ

Индексы (    ¹    ) и ( “ )в Формуле (3.9) озючают пара

метры соответственно в начале и конце исследуемого участка.

Для проведения расчетов по формуле (3.9) точность определения метана и азота в газе должна быть не ниже +0,5$ относительных.

3.5.1. Потери газа , связанные с выбросом в атмосферу конденсата могут быть определены как разность между количеством сконденсировавшихся и используемых углеводородов. Количество сконденсировавшихся углеводородов гложет быть определено по уравнения:.! концентрации / 3 / с использованием констант равновесия / 4 /.

З.б. Для чисто газовых месторождений в тех случаях, когда применение прямых и косвенных методов, изложенных в п.3.4 и 3.5 затруднено, потери газа при дегазации нестабильного конденсата и за счет конденсации тяжелых углеводородов могут быть определены по эмпирической формуле УкрНИИгаза / I / :

, тыс. ст.мЗ (3.10)

где :

0,07    -    эмпирический    коэффициент,

м

Пчт - определяется по одной из формул (3.1), (3.5) или (3.6); Пч'г*’- определяется по формуле (3.7).

3.7.    Определение потерь газа при дегазации нестабильного конденсата и за счет конденсации тяжелых углеводородов по формулам (3.8), (3.9) или (ЗЛО) производится только в случае действительно наблвдаемого выпадения конденсата.

3.8.    ГЬтери газа, связанные со снижением давления газа при частичном опорожнении отдельных участков газопровода, определяется по формуле:

, тыс. ст.мЗ (3.II)

где:

0,2836    -    эмпирический коэффициент,

1^Г    -    геометрический объем ремонтируемого участка    газо

провода, м3 ;

Тс Р - средняя температура газа , К , определяется по фор-_| муле (3.2);

Р    -    давление на участке газопровода    до удаления    газа,    ата

p^h    -    давление на участке газопровода    после удаления газа,

ата;

коэффициенты сжимаемости при давлениях Р¹ и ?¹‘

3.9. Потери газа, связанные с полнел опорожнением участка газопровода , определяются по формуле:

йor =    '*    .    тыс.    ст.,мЗ    (3.12)

ТсР ’*»

где:

1Т| - геометрический объем участка газопровода, м3;

Р, - давление на участке газопровода до удаления газа,ата;

Тср" средняя температура газа, определяется по формуле (3.2), ⁶К ;

2 | - коэффициент сжимаемости газа при Tj и Pj .

Методика учета технологических потерь природного газа на нефгедобывающих предприятиях Миннефтепрома разработана лабораторией ресурсов газа института " Гипровостокнефть" в соответствии с приказом Министерства нефтяной промышленности й 359 от 17 июля 1978г.

В настоящей методике описаны источники технологических потерь прйродного газа, изложены организация и порядок проведения работ по определению величины этих потерь, а также порядок их учета и списания на нефтедобывающих предприятиях Министерства нефтяной промыпленности .

Во второй части приведены Методические указания по определению технологических потерь природного газа на нефтедобывающих предприятиях Миняефтепрома, содержание классификацию существующих технологических потерь природного газа при его добыче, оборе и транспорте на предприятиях нефтяной промышленности, а тайке математические формулы ( с необходимыми пояснениями), позволяющие определять величину этих потерь.

Наряду с аналитическим методом для некоторых видов технологических потерь предложено применение методов непосредственных и косвенных намерений.

АВТОРЫ : М.Д. ШТОФ, В.И. ЦВЕТКОВ, В.И. БАРАЗ, И.А. СЕРКОВ

3.10.    Потери газа при продувке пылеуловителей и конденсато-сборников определяются по эмпирической формуле :

П_кп ^ 3,2*IG *N • п    , тыс. ст.мЗ (3.13)

где

3,2 - средняя величина объема газа, расходуемого при одной

продувке конденсатосборников и пылеуловителей в ст.мЗ;

N - количество продувок одного аппарата за соответствующий период;

-    количество кондесатосборников, пылеуловителей.

3.11.    Потери газа при заправке реагентом метанолъных или ингибиторных устройств вычисляются по формуле:

П Mi *0,194 2Е l/'хй — тыс. ст.мЗ    (3.14)

(,*1    rMv    *    1    w

где

L t*,l - количество заливаемого метанола или ингибитора за соответствующий период в каждое устройство, м3;

-    давление газа при заправке каждого устройства, ата;

Т м - средняя температура окружающей среды за соответствующий период , К ;

Zbк - коэффициент сжимаемости газа при давлении Рм£ и температуре Т м

3.12.    Потери газа при продувке участка газопровода состоят из следующих слагаемых : потерь на опорожнение газопровода (участка) при его подготовке к продувке - Пег ; потерь при продувке в режиме критического истечения Пк*> и потерь газа при продувке в режиме докритического истечения - Пн**>

и определяются по формуле :

Ппр - Пог ⁺ Пкр -► Пькр    (3.15)

3.I2.I. Потери газа на опорожнение участка газопровода при подготовке к продувке определяются по формуле:    (3.12).

"МЕТОДИКА УЧЕТА ТЕХН0Д01МЧВСКЮС ПОТЕРЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА НЕЯТЕГАЭОДОБЫВАИШ ПРЕДПРИЯТИЯХ МИННЕФГЕПРОМА "

МЕТОДИКА    РД    39    -    I    -    170    -    79

Вводится впервые. Приказом Министерства нефтяной промшленности

*    330    от    -    26 - с/м/уя /979г.

Срок действия установлен с Оi- /(?• 70 с _

X. Технологические потери природного газа - это количество газа, которое неизбежно теряется при технологических процессах сбора, подготовки и транспорта газа до потребителей в связи с невозможностью осуществления этих процессов без указанных потерь при современном уровне техники и технологии.

2.    Настоящая "Методика " вводится в целях дальнейшего совершенствования учета и планирования использования природного газа, а также упорядочения работ по сокращению потерь газа на нефгегазодобывашцих предприятиях Миннефтепрома.

3.    Учет технологических потерь природного газа ведется как в абсолютных единицах, так и в процентах от объема природного газа, использованного на собственные нужды предприятий и сданного сторонним потребителям.

4.    Потери природного газа, вызванные нарушением правил технической эксплуатации аппаратов, оборудования, установок и технологии сбора, подготовки и транспорта газа, а также природный газ, расходуемый при проведении на объектах пусковых и исследовательских работ, к технологическим потерям не относятся.

5.    К технологическим потерям относятся утечки газа из линейных частей газопроводов и коммуникаций технологических установок, потери при дегазации нестабильного конденсата, потери, связанные с выбросом в атмосферу конденсата при продувке кон-денсатосборников и технологического оборудования, потери газа.

выпускаемого в атмосферу при полном или частичном опорожнении газопроводов при проведении ремонтных и профилактических работ, потерт газа при продувке конденсатосборников и пылеуловителей, потерт газа при заправке устройств для ввода метанола или ингибиторов и потери при продувке газопроводов и скважин.

5.1.    Технологические потери природного газа определяются в соответствии с " Методическими указаниями по определению технологических потерь природного газа на нефтегазодобыващих предприятиях Миннефтепрома " (см. стр. 13)

б. Общие технологические потери природного газа для отдельного потока определяются по формуле:

к

П пот ^г ^ П1    _t    тыс.    ст. м3 (I)

1*1

где

М - количество видов потерь.

6.1.    В процентном выражении потери по п.6 составят :

Л. ЙЯ1. , . _10С%    (₂₎

V пот

где

V пот - объем природного газа транспортируемого отдельным потоком.

7. Общие технологические потерт природного газа по НГДУ определяются по формуле: m

Пнг^ П ПОТ t    тыс.    ст.    м3    (3)

Ы

где

Га - количество потоков природного газа в НГДУ.

7.1. В процентном выражении потерт по п.7 составят:

где

Vиг- объем газа, иснользоваиного на собственнее нужде и сданного сторонним потребителям.

8.    Величина потерь природного газа в абсолютных единицах по объединению подсчитывается как сумма технологических потерь, существ:, илих во всех НГДУ данного объединения:

где

11 нгJ -- величина технологических потерь природного газа одного из К нефтегазодобывающих управлений, входящих в состав объединения.

8.1. В процентном выражении потери по п.8 составят:

П

О ^:—г-- *ioo?

^^пг<*

9.    Организация сиэёвременного определения величины технологических потерь природного газа и их учет осуществляется НГДУ.

10.    Периодичность и очередность определения технологических потерь природного газа устанавливается руководством цеха (промысла) в квартальных планах-графиках, утверждаемых главным инженером нефтегазодобыващего управления.

Указанные работы производятся не реже двух раз в год (в осенне-зимний и весенне-летний периоды).

11.    Списание природного газа в технологические потери производится ежемесячно в пределах величины нормированных технологических потерь.

12.    Определение технологических потерь природного газа осуществляется ЦНИЛами, ЩАШраки и терпиториалы .ист научно-ис-еледовательскими институтеми.

13.    Оформление материалов по учету технологических потерь

природного газа производится в следупцем порядке :

13Л. Материалы по учету технологических потерь природного газа оформляется в виде сводных таблиц 1,2,3 и 4.

13. ^. В таблиц»' I сводятся данные о трубопроводах существующей системы сбора и транспорта газа и технологических ко»му-никациях по каждому газовому месторождению.

13.3.    Технологические параметры (давления, температуры), заносимые в таблицу I, осредняются в соответствии сп.ЗЛ стр.13

13.4.    Данные о длинах и диаметрах промысловых, магистральных и технологических трубопроводов для таблицы I берутся по проектйой документации с учетом изменений, произведенных в ходе строительных и монтажных работ.

13.5.    Данные об отдельных видах работ по техническому обслуживанию объектов сбора, подготовки и транспорта газа в таблицы и 3 заносятся на основании существующей документации

о проведенных за отчетный период ремонтных , профилактических и других видах работ. При проведении прогнозных расчетов потерь природного газа данные для этих таблиц берутся в соответствии з планами капитального и текущего ремонтов, намечаемой реконструкции коммуникаций и технологических установок по подготовке газа, периодичностью продувок и т.д.

13.6.    Окончательные результаты расчетов или экспериментальных определений потерь природного газа сводятся в табл. 4.

13.6 Л. Цате риалы приведенные в та б лидах используются для анализа причин технологических потерь природного газа и разработки мероприятий по их сокращению.

13.7.    Объем газа, используемого на собственные нужды и поданного сторонним потребителям, на последующий период определяется утвержденным планом, а за прошедший - по отчетнда данным.

14.    Нор миро ванные технологические потери природного газа Главтюменнефтегаза, производственного объединения начисляются по формуле :

Пн »0₉0Х"6и*1/,    (6)

где

бн - норматив технологических потерь природного газа, утвержденных Миннефтепромом, в % объемн.,

V - объем нефтяного газа, использованного на собственные нужды и сданного сторонним потребителям в целом по объединению, тыс. ст. м3.

15. Объем добычи природного газа с учетом технологических потерь в Главтшеннефтегазе, производственном объединении определяется по формуле:

(7)

16. Планируемая величина технологических потерь природного газа (Пп) в зависимости от планируемого объема добычи природного газа (Дп) может быть определена по формуле:

Л" *,&?»• *"    ¹⁸¹

17.    Данные об учете технологических потерь природного газа отражаются в производственно-технических отчетах цехов (промыслов ), НГДУ и объединений.

18.    Вклинение стоимости технологических потерь природного газа в себестоимость добычи газа производится в порядке, предусмотренном " Инструкцией по планирование, учету и калькулированию себестоимости нефти и газа".

Таблица I

Сводные данные о промысловых и магистральных газопроводах и коммуникациях технологических установок газовых месторождений

Наименование месторождения, газопровода, участка газопровода, технологической установки	Длина, км	Диаметр, м	Среднее давление ата	Средняя темпера тура, °С
I	2	3	4	5
1.    Промысловые газопроводы 2.    Магистральные газопроводы 3.    Технологические коммуникации

ж) Данные о газопроводах заносятся построчно для каждого диаметра.

РД 39-I-I70-79 Стр.7 Таблица 2

Виды работ по техническому обслуживанию основных объектов добычи , сбора и транспорта природного газа, связанные с технологическими потерями

Виды работ	Параметры разгерметизируемого участка					Продол житель ность продук- вок, мин.
	Длина, км	Диаметр, м	Средняя темпе- Т’	Давление,ата
				рабо чее	после опорож нения
I	2	3	4	5	6	7
1.    Полное опорожнение газопровода (или его участка) при : -    врезке отводов -    капитальном ремонте -    замене арматуры и т.д. 2.    Частичное опорожнение газопровода (или его участка) -    при ревизиях -    при текущем ремонте -    участков, смежных с полностью опо-рожненнши и т.д. 3.    Продувка -    скважин -    газопроводов