4. "Методические рекомендации по определению технологических потерь нефти при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки и обустройства месторождений (лицензионных участков, участков недр)" (утв. Минэнерго России 10.04.2018)

4.1. Массовая доля Потерь нефти от уноса ее потоком нефтяного (попутного) газа рассчитывается по формуле:

Пгаз = q'ун * G/104, % масс. (4.1)

где,

q'УН - удельный унос нефти потоком нефтяного (попутного) газа на первой ступени сепарации, г/м3;

G - газовый фактор на первой ступени сепарации, м3/т.

4.3. Величина удельного уноса капельной нефти потоком нефтяного (попутного) газа за время конкретного замера рассчитывается по формуле:

, (4.2)

где,

, - масса фильтровального стакана с материалом до и после сброса газа, г;

- средневзвешенная объемная доля воды в жидкой составляющей скважиной продукции на месторождении (по данным нефтепромысловых служб);

- объем газа, зафиксированный счетчиком за время одного замера, м3;

p", T" - абсолютные давление и температура нефтяного (попутного) газа в счетчике, кПа, К;

pс, Tс - стандартное давление (101,325 кПа) и температура (293,15 К);

- плотность нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефти (по данным нефтепромысловых служб), кг/м3;

- плотность попутно добываемой пластовой воды (подтверждается проектными документами на разработку месторождения), кг/м3.

4.4. При расчете величины удельного уноса нефти потоком нефтяного (попутного) газа в показатель необходимо вносить коррективы и при расчете использовать средневзвешенную объемную долю воды в жидкой составляющей скважиной продукции для конкретной ступени сепарации, объемы газа после которой сжигаются на факеле. В расчет технологических потерь включается только нефть, унесенная газом на факел, после факельного сепаратора.

4.5. Газовый фактор на ступенях сепарации принимается по данным нефтепромысловых служб.

4.6. Измерения удельного уноса капельной нефти производится в пределах утвержденного технологического регламента и определяется как средневзвешенная величина по результатам 5 измерений.

Результаты измерений фиксируются актами фактических измерений. При этом приводятся результаты измерений, методика со свидетельством об аттестации, свидетельства о поверке СИ и другие данные, позволяющие подтвердить результаты измерений.

Результаты замеров фиксируются актами фактических замеров.