6. "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)

6.1 Количество Потерь нефти из технологического резервуара (группы одноцелевых резервуаров) в среднем за год рассчитываются по формуле:

Писп = (P38 * m * (Ktmax * Kp + Ktmin) * Kтрср * Kоб * Кссв * Ккл * Qн * 0,294)/(107 * pн), (6.1)

где,

Qн - количество нефти закачиваемое в резервуары в течения года, тонн.

pн - плотность нефти, т/м3;

P38 - давление насыщенных паров жидких углеводородов при температуре 37,8 °C (мм. рт. ст.) (определять по ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99));

Ktmin, Ktmax - опытные коэффициенты, принимаются по Приложению 2;

Kтрср - опытный коэффициент, принимается по Приложению 3;

Коб - коэффициент оборачиваемости, принимается по Приложению 4;

Kp - опытный коэффициент, принимается по Приложению 5;

Кссв - опытный коэффициент эффективности работы средств сокращения выбросов (ССВ), используется в расчетах только при наличии на резервуаре газоуравнительных систем (ГУС) или систем улавливания легких фракций (УЛФ). Если эффективность работы средств сокращения выбросов (Кссв) не отражена в паспорте либо проектной документации на их устройство, то для ГУС принимается эффективность работы 85% (Кссв = 0,15), для УЛФ - 99% (Кссв = 0,01);

Ккл - опытный коэффициент оснащенности дыхательного клапана диском отражателем, принимается в размере 0,8;

m - молекулярная масса паров нефти, принимается по Приложению 6, в зависимости от температуры начала кипения углеводородов (tНК).

6.2. Значение коэффициента Kоб принимается в зависимости от годовой оборачиваемости резервуаров.

При расчете оборачиваемости следует учесть, что Qж - кол-во нефтегазоводяной смеси, закачиваемое в технологические резервуары в течение года, т/год:

n = Qж /(pж * Nр * Vр * K3)

n = (VН + VВ)/(Nр * Vр * K3)

,

где,

n - годовая оборачиваемость резервуара (группы одноцелевых резервуаров);

Nр - количество одноцелевых технологических резервуаров (определяется согласно технологическому регламенту объекта подготовки нефти);

K3 - коэффициент заполнения резервуара (принимается равным 0,8);

Vр - объем технологического РВС (определяется согласно технологическому регламенту объекта подготовки нефти);

W - обводненность нефти, %.

Значения опытного коэффициента Коб принимаются по Приложению 4.

6.3 Исходные данные для расчета Потерь нефти из резервуаров по данным предприятия принимаются:

- количество нефти и количество жидкости, закачиваемое в резервуары в течение года (Qн и Qж, т/год) или иного периода года;

- температура начала кипения (tнк, °C) нефтей;

- плотность (, т/м3) нефти;

- давление насыщенных паров нефти (P38, мм. рт. ст.) определяется по ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99);

- температура жидкости измеренная при максимальных (tж max, °C) и минимальных (tж min, °C) ее значениях в период закачки в резервуар.

6.4. Расчет Потерь нефти от испарения из резервуаров заноситься в таблицу в соответствии с Приложением 7.