РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ВЕЛИЧИНЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТЯНОГО ГАЗА ПРИ ЕГО ДОБЫЧЕ. СБОРЕ. ПОДГОТОВКЕ И МЕЖПРОМЫСЛОВОМ ТРАНСПОРТИРОВАНИИ РД 39-108-91

_____I____ _____ __	2	3
Молярная масса конденсата	Мк	кг/кмолъ
Межремонтный период L вида	L-MP	ч
Молярнэя конденсация газа	р	-
Начальное, конечное влегссодержание газа	w;,w;	кг/iooo м1
Объемный расход газа за соответст-вущий период	а	гас.м3/ч
Объем углеводородного конденсата	Оу	м3
Объем водного конденсата	а.	м3
Объем одного опорожнения конден-сатосборшша, застойных зон	Q,	м3
Объем сливо-наливного шланге	VuiA	м3
Плотнооть жидкой продукции	Ржп	кг/м3
Плотность газа	Рг	кг/м3
Плотность газа при стандартных условиях	pl°	кг/м3
Плотность конденсата	р*	кг/м3
Площадь сечения клапана, факельного ствола	F	м2
Растворимость газа в жидкости		мэ/мя
Растворимость жидких углеводородов в жидкости	*дг	кг/м9
Растворимость конденсата в мотаноло	/ж	кг/м3
Срецнеквадратвческая относительная погрешность определения обье?4а потерь		it
Среднеквадратическая относительная погрешность лзмерения объемного расхода	(so.	%
Скорость движения газа	иГ	м/с
СтоПеяь нэидечония сероводорода	Хнлз	-
Степень 'извлечения углекислого газа	^со*	-

______I ________ _	2
Удельная норма утечек	А	кг/ч
Елчиово-предупрвцител! mh ремонт	ЯП?	-
Компреосорная станция	КС	-
Вакуумная компрессорная станция	вке	-
Компрессорная станция концевых ступеней	кск	-
Газоперерабатывающий завод	гпз	-
Контрояьпо-иэмеритальное приборы	кип	-
МехремонтьыП период	*АН1	ч

3. ТИПОВЫЕ ИСТОЧНИКИ И ПРИЧИНЫ ПОТЕРЬ НИТЯНОГО ГАЗА

3.1. Истсч!мки технологических потерь нефтяного газа

3.1 Л. Нофтшшв о квашни.

5.1.2.    Уотаисвке аамера прошении сквашн.

3.I.S. 3:1утрилромысловыв нофтсгагосбоош^о с эти.

3.1.4.    Установки сепарации, подготовки нофи», газа и води.

3.1.5.    Компрессорные стглгцкн.

3.1.6.    Нрсишсловив и меглрсмисловие газопроводы.

3.1.7.    Гаэоиерерабашьгщие эивоцы.

3.1.8.    Процуктопрородц.

3.1.9.    Газопроводы внешнего транспорте.

S.X.I0. Скважины для закачки газа.

3.1.11. Система газлифтной добычи газа.

3.2.    Основные причины потерь

3.2.1. Несовершенство конструкции технологического оборудс-ьанш; (уточки через поплотнооти и микротроиданц, район т, отказы).

3.2.2.    Выполнение требований по технике безопасности (проверка работоспособности, освидетельствование, ревизия оборудования, продувки перэц ремонтом, опрессовки, расходы газа на поддержание работы горелок аварийных факелов и т.п.).

3.2.3.    Применяемая техяолошя (регламентные продузкн газопроводов и сеперационного оборудования, потери газа 89 счет раст-ворэния в рабочих хадкостях, отсутствие подготовка газа, отсутствие утилизации углеводородного конденсата п т.п.).

3.2.4.    Отсутствие потребителя или мощностей по переработке, подготовке, транспортировашнп нофтяного газа.

3.2.5.    Отклонение или нарушение технологических режимов и технических условий эксплуатация технологического оборудования.

3.2.6.    Несогласованность проведения ПНР сопряженного оборудования, объектов (например, C^iTutuld Г аза при ПНР КО, эатем сжигание газа при ППР ГПЗ, принимащего газ от этой КС и т.п.).

4. ТИПОВЫЕ ИСТОЧНИКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ* ПОТЕРЬ НВЫШЮГО ГАЗА

4Л. Неплотности фланцевых соединений, сальниковых уплотнений зппорно-регулируюцей арматуры, уплотнений вращающихся валов насосов и компресооров.

4.2.    Предохранительные клапаны при проверке их работоспособности.

4.3.    Газопроводы и аппарели сиотетл/ обара, подготовки, комп-гтоларовакия и переработки газа при их опорожнении для освидетельствования, ревизии клапана, ремонта, внутреннего осмотра, опрессовка после ремонта, продувок и т.п.

4.4.    Дежуршо горелки факолов и факолв аварийного сброса.

4.5.    Рабочие жидкости, виоодии^е из систем!, содержащие угловогогоды.

_ I.. . 48	| 73,8	3 78	______А_____ 91,8	5 _. 126	6 Ш.О
49	74,4	79	92,4	128	116,0
60	75,0	80	93,0	130	117,0
51	76.6	81	93,5	132	118,0
52	76,2	82	94.0	134	119,0
53	76,8	83	94,5	136	120,0
54.	77,4	84	95,0	138	121,0
G5	78,0	85	95,5	140	122,0
66	78,6	06	96,0	142	133,5
57	79,2	87	96,5	144	124,5
58	79. а	88	97,0	146	125,6
59	80,4	89	97,5	140	126,0
5.Х.	4. Потери газов и парой ив аппаратов, колонн,				реакторов
и других	емкостей, в	которых	вещества находятся в	основном в жид-
кой разе,	ведется по формуле		(5):
	Пч-о.оо1,	Щ40И *	№ Т - J ) . _Ь/_ . 40 3 ; ' Кг.Рп ’		(5)

где Кэ - коэффициент, учитывающий зависимость величины утечек от средней температуры кипения липкости и средней температуры в аппарате согласно тайл.4.

Молярную массу нефти можно вычислить по методике, наложенной з приложении 5.

Р_п - плотность паров жидкооти, раоститивается по выражению:

(6)

Т/ - аналогично формуле (3).

5.1.5. Ойьем потерь из теплооФгенной аппаратуры, определяется з зависимости от типа и вица продукта по формуле:

Зачеши* коэЛ^гг^пеггт Kj £ гагссюлосз ст срелгоА твиперзт^гы на emu? ввфтевросяггЕ £< £ сресяаС тошерятуры в впзаргте £

1		20-52	05-84	! 85-112 :	1IS-I38	Y 139-162	1 IC3-285	^185-206
«20	0,40	0,51	0,69	v0,95	1,31	1,66	2,52	3,59
-10	0,37	0,47	о,сз	0,85		1,59	2,11	2,94
0	0,34	0.44	0,56	0,75	0;9S	-.32	1,70	2,30
J.0	0.32	0,41	0.52	0,6?	0,9?	1.34	1,45	1,90
20	0,30	0:39	0,46	0*61	0.79	0,99	1,24	1.60
ч0	0,28	0,35	0,43	0,57	0,73	0,89	1,11	1,40
40	0,26	0.53	0,33	0,51	0:64	0,79	0,9С	1.20
50	*•	0,31	0,37	0,47	0.5с	0,72	о.ее	1,08
60	-	-	o,:-s	0.44	0,38	0,65	0,72	0.85
70	-	-	0:33	0.41	0;50	0,60	0,73	с,**
90	-	-	0,21	0;ЗВ	0,48	0,55	*,66	0,76
90	-	-	-	0,36	0,43	0,51	0,61	0,71
ЮС	-	-	-	0,34	0,40	0,46	0,Ь6	0.65

определяются по табл.5 я зевиопмости от типа аппаратуры; fit - количество единиц однотипной твплоо0меипо8 динараауры; Хщ - аналогично формуле (3).

6.1.6. Объем потерь черва уплотненно вала компрессора определяется по фор*луле;

по табл ,5 в зввзсимоогя от типе компдоосоро;

Н_н - количество компрессоров;

Т, - аналогично формуле (3).

6.Х.7. Объем потерь через уплотнение вела насоса определяется по выражению:

табл.б;

П_и - количество насосов;

Т₄ - аналогично формуле (3).

5.2. Определение потерь газа при орабашвании или проверке работоспособности предохранительного клапана

5.2.1. Объем потерь газа в случае проверки работоспосиб-

Настоящие методические указания предназначены для определения и нормирования величины технологических потерь нефтяного газа в процоооо его добычи, сбора, прсмыоловой подготовки или пе-ререработки, транспортирования.

Все предприятия нефгсгссодобивающей пралшленноотя обязаны руководствоваться настоящими методическими указаниями.

Документ разработан авторским коллективом в ооотаве:

И.С.Бронштейн, Г.В.Эпитейн, В.Г.Никин, С.А.Эйгеноон, Г.Н.Яршяев, А.П.Иванов, С.В.Пак, Р.Б.Уханова.

постя предохранительного клапана, если это предусмотрено нормативными документами, замеряется или определяется расчетом при цазлошш Р > 0,ie2 Mila:

U_t«37.3-FU-P-/f-Z^f-n_t ,    (Ю)

5.2.2. При давлении Г < 0».182 МПа:

П₈ *4,876 FU \ff Г п₁-ф^^Гт(ож-Р^а,шГУ)' ш)

где ft, - ко-личество проверок в год.

Но этим формулам могло рассчитать потери газа при орабатн-ва!ши клапана. Количество срабатываний в год и их продолжительность необходимо регистрировать.

5.3. Определение потерь rasa из трубопроводов через

МЕКРОСВИЩИ

5.3.1. Потеря из линейной части трубопроводов соотоят яз потерь через леплотнооти соедянешй флетдея, неплотности запор-но-регулируэдей арматуры и через шк|ютр‘?1дтч стенок трубн. Используя ревультаты исчптзютй, фактические потеря газа определяются по выражения:

5,3,2.° Максимально донуатимче потерн за счет утечек из линейной $гт газопровода внчнолтстся иэ условий, что    «

*» Z ИСП “ i ср : N = 1,0; Тиса ^я Тер

Сражение (32) в этом случае дли рис чета максимальных утечек имоет виц:

п_л~Ш1.2>1-е.-Р"-г^т 9 Т_ч,£с_Р

РУКОВОДЯЛЦИ ДОКУМЕНТ

Методические указалия по определению технологических потерь нефтяного газа при его добмчо, сборе, подготовке и межпромыслопом транспортировании

РД 39

Нводчтся взамен РД 39-1~1213~Щ "Метокичоские указания по определению технологических потерь нефтяного газр при сборе, подготовн и внутрипромис-ж> пом т у иш спор т и ро ван и и '*

Срок введения установлен с 1.01.92

Срок действии до 31.12.9/

I. Общие положения

1.1.    В настоящем документе рассматриваются расчетные и экспериментальные методы определения величины потери нефтяного п*за и методы нормирования технологических потерь.

1.2.    Потери нефтяного газа, связанные с авариями,вынужденными остановками технологического оборудования,отказом потребителя о приеме продукции, к технологическим потерям н» относили.

1.3.    Представляемый на утверждение норматив технологических потерь по вводимым в эксплуатацию объектам в первый год эксплуатации устанавливается экспертным путем исходя из расчетной величины технологических потерь и на основе усредненных статистических данных по фактическим потерям на аналогичных объектах с учетом однотипности технологической схемы, оборудования и т.п.

1.4.    Источниками технологических потерь нефтяного газа являются: нефтедобывающее оборудование, ^борупование и Аппаратура системы сбора, подготовки нефти и газа, переработки газа, газотранспортная система.

К технологическим потерям газа на ГПЗ относятся также потери

в виде отходов производства.

Потери в вице отходов производства обусловлены наличием в нефтяном газе паров воды и кис.'лх компонентов - углекислого газа (COg), серовоцороца (HgS > н т.п.

1.6.    Объем технологические потерь нефтяного газа за опхюце-ленный период времени обусловлен применяемой техникой и технологией, а также чаототой и ироко.до!тельност.ыо технологических операций, при которых неизбежны п/хери газа.

1.6.    Проведение технологи леских. операций для каждого вица аппаратуры и оборудования, при которых теряется газ, устанавливается эгламента и и ля инструкциями. утвержденными руководством предприятия и правилами Госгортехнадзора//^/ ,

1.7.    Работы но определеню технологических поторь нефтяного газа выполнятся службами производственного объедш!в1ШЯ или территориальными шзучио-нсолоцовсголъскчми и проектными институтами.

2. ОСНОВНЫЕ ТЕРШИ И ОПГЕДВЛЕПИЯ

2.1.    Пластовая нефть - природная смесь углеводородов различных групп, находящихся d жидком состоянии, с примесью других (сернистых, азотистых, кисло]«одних) соединений, яолоГомдпя в недрах земли.

2.2.    Добыча нефти - компгеко технологичосних и производственных процессов, свлзвпных о извлечением нефги иэ недр но земную поверхность, сбором и подготовкой во по промыслах до товарных кондиций.

2.3.    Валовая добыча не<р. и - суммарная масса нефти, ецшшал потребителям (т.н. товарной гефти), израсходованная но собственные нчдди нефтегазодобывал! (его предприятия, нохоодщеяся в технологическом оборудования, а хедже потери.

2-4. '"зппраиия •• процесс разделения и отдаления газовой и ккцкой фа:».

Сепарация нефлi *н;ущеотштотся. хит аршжм* в нвокольих» ОТуПвНОЙ.

2.4.1.    Ступень попирании нефти •* технологический объект, ь котором осуи(оотлливтсн и-ипуцацпя нефти при онм^нояоньих термоса-ричвошпс уоловыл»:

2.4.2.    Термической »м и&рьшш пв«рти - с&парвггня нефти, ооу-

Щвотнляомпя ир«и искуоотгешк41 нонншвжги тешвр^турн,

2.4. Я. Цаиууиншх сепарация иефзд - сепарация нефти, осущвс-г-зллвыая прд каплвшш пике атмосферного-

2.5.    Нефтяной газ - тюоь углаг.с1»:>»рюпмлс и наугда..оцородошх газов и нароз, ьицолявдвяся яа нефтн в процессе ее добычи.

2.6.    Добыча нефтяного гааа - комглеко тохиологичеокь: и нронэвоцотвешла- процессов, связанных о поцъдобм иефтй н газа иэ недр, сбором, сбпаращюЙ от нефти и сопутствующей воды нефтяного гааа, ь такаю о промысловой подготовкой этого гаэа но товарных кондиций.

2.7.    Валовая добыча ие-фтянох'о газа - суммарный объем нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям (давление 10ХЯ£5 Па, МКБ^рйтура 293,15 К по ГОСТ 2939-63), оцашшй потребителю, израсходованный на собственные нужны нефтегазодобывающего предприятия, ыопояьвоаанкий на выработку продукции, закачанный в хрвньллоа, а также потери.

В объем валовой побыли не входит газ использовании!! в “качество рабочего агента для t»98jw$?^mo** добьпи нефти, в татке газ, теряемый из технологических, товарных резервуаров и резервуа-роз водоподготовки.

2.8.    Подготовка нефти и нефтяного геза - технологические

процессу., обеспечивающие получение нефти и гаэа товарных кондиций.

2.9,    Переработка нефтяного газа - комплекс технологических процессов, обеспечив апдчх получение из газа различных товарных продуктов - товарного газа, ПШ1У, бензинов, серы и т.п.

2.10- Очистка нефтяного газа - упаление углекислого Гбзз, оерниотых соединений и механических примесей из нефтяного газа,

2.11.    Осушка нефтяного газа - уцаление воцяных паров из нефтяного газа,

2.12.    Концонсация - процесо фазового перехода вещеотва из газообразного в жидкое соотошше в результате изменения термо-баричешеих условий.

2.ХЗ, Конценеат - жидкость, образующаяся из нефтяного га-па при изменении термобаричеоклх условий обора, подготовки и тргчопорта.

2.14.    УгловопФрощшй конденсат - часть конденсата о пдоб-ладонием углеводородов,

2.15.    Водный конденсат - часть конденсата с преобладанием

воды,

2.16.    Отходы нефтяного газа - количество воды и киодчх компонентов, внводи:я*х яс систем при технологичосклл процессах соора, подготовки и транслортровенил нефтяного г*азп.

2.17.    Промышленный объем газа - часть извлеченного газа, которую в конкретных условиях данного нефтегазодобывающего предприятия (района) и в рассматриваемый перио~ временя экономически целесообразно использовать.

2.10.    Нопроглышлснные объемы гпэа - шоть извлеченного газа, которую в г.ошерэтншг. условиях дойного нефтегазодобывающего предприятия и в рассматриваемый период времени экономически подо-

леоообоазно использовать в народном хоаяИсттв (в т.1, и на ссб-отвонные нужны нефтвгозо до бы вещего предприятия).

2.19.    Цроцувка - технологическая операция удаления из спс-теш газообразных, жидких и тьерцыт зсмпэиеитов потоком газа.

2.20.    Потер* нефтяного га а а - часть валовой добычи нефтяного газа, не оокраяежыай и не копольасшанной в неродном хозяйстве.

2.21.    Технологичоо.л• потерн нефтяного газа- объем газа» который теряется про применяемой техники я технологии на объектах добычи обора, подготовки, транспорта и переработки газа.

2.22.    Нормативпие технологичиокиа потери нитяного ras -объем геаа, неизбежно теряемый в процессе добычи, переработки и транспорта при современном уровис техники и технологии и при полном соблюдении дейотвупцих норм, правил и инструкций /2-6 / .

2.23.    Нормирование технологических потерь нефтяного газа -определение норматн^.алс технологических потерь, ьвдакелное d или в % от валовой добычи.

Нормированиз технологических потерь осуществляется на стации разработки проектов обустройства месторождений.

2.24.    В настоящем документе приняты обозначения основных величин и перечень сокращений, указенные в тобл.1.

Таблица I

Перечень сокращений

Величина ] Обоанечокие I Единица 1

Время *v i L или, L Ч Ш1И c Время простоя оборудования на вид ремонта Xnft 4 Время вынужденного простоя Zui \f Время срецпй наработки агрегатов на отказ n~' K< 4

Продолжение табл.1

1_____ _ _2__ __ __2____ Время восстановления агрегатов гь среднее ч Величина уменьшения давления при испытании трубопроводов за 12 час. N % Длина L км Диаметр А м Геометрический об'Ьем V м9 Объем потерь по источникам п тыс .мэ/г Давление Р МПа Давление избыточное Ри МПа Давление среднее Pep МПа Давление в начале газопровода Рн МПа Давление в конце газопровода ft МПа Да\ юкие до арсводония технологической операции, испытаний Р МПа Давление после проведения технологической операции, испытаний Р. МПа Давление газа максимальное Ртах МПа Динамический напор лР МПа Доля сечения газопровода. у занятая конценоатом — Дебалано маториальпих пстс;:сз лО. тьо.м9/г Температура Тили t К или °С Темперетура газа в начале и конце газопровода Т„ или Тк К Температура средняя ь К Температура :=*зза минимальна» Twin К Температура начальная т, К Температура конечная Т, К

Продолжение таблЛ

__ -I _______ - о А» 3 Коэффициент сжимаемости газа при условиях испитания Zmco - Коэффициент сжимаемости газа при рабочих давлениях и температуре Zpob - Коэффициент ожммаомооти газа при средних давлении и температуре Zcp •• Коэффициент сжимаемости газа при условиях Рр Tj г, - Коэффициент сжимаемости газа при условиях Р2, Т2 z, - Коэффициент минерализации воды Кн - Коэффициент, характериоупций долю уплотнений, потаргшишх герметичность а - Коэффициент расхода газа клапаном jL - Коэффициент растворимости газа в метаноле 4 и3/(м3.1Ыа) Коэффициент раотворммости жидких углеводородов в гликоле 4 К1'/М3 Коэффициент раотворимооти углекислого газа в гликоле 4 и3/(м8-Mila) Коэффициент растворимости газа в гликоле 4 и3/(м3-МЛа) Коэффициент снижения проньвоаи-телькости оборудования Ксп - Количество П;И,;П, шт. Количество води 9‘ и8 Количество метанола 9м Vs Количество гликоля 9г м3 Количество пропусков поршня Ппр шт. Кратность продувки i> - Молярная масса жидкой продукции м* КГ/](МСЛЬ Молярная масса газа мг кг/кмоль