11. Рекомендации по организации исследований и порядку определения технологических потерь нефти

11. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ИССЛЕДОВАНИЙ И ПОРЯДКУ

ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ

11.1. Проводят анализ действующих систем сбора, подготовки, транспортировки и хранения продукции скважин месторождений в целях выявления источников потерь нефти и распределения их по видам.

11.1.1. Выясняют организационный состав акционерного общества, для которого определяются потери нефти.

11.1.2. Устанавливают количество и наименование разрабатываемых месторождений.

11.1.3. По проектным схемам систем сбора нефти, газа и воды, проектам обустройства месторождений с учетом фактических отклонений от проектных решений определяют количество сепарационных узлов, состав их оборудования, наличие компрессорных станций (КС), конденсатосборников в газосборных сетях. Выясняют способы утилизации смеси конденсата и нефти из конденсатосборников и приемных сепараторов КС. Если жидкость из них выдувается в атмосферу или сжигается в факелах, то устройства предварительного отбора газа, нефтегазовые сепараторы или выносные газосепараторы являются источниками потерь капельной нефти от уноса газом.

11.1.4. Определяют количество установок предварительного сброса пластовых вод, места их расположения (на какой ДНС и т.д.), ознакамливаются с технологией подготовки пластовой воды для использования в системе поддержания пластового давления.

11.1.5. Определяют количество дожимных насосных станций, места их расположения, типы и количество насосов и дренажных емкостей на каждой ДНС.

11.1.6. Определяют количество центральных пунктов сбора нефти и газа, принадлежность каждого ЦПС, место расположения. На каждом ЦПС выясняют степень утилизации нефтяного газа второй и последующих ступеней сепарации нефти, жидкой фазы из конденсатосборников и приемных сепараторов КС. С учетом полученной информации принимают решение - являются ли нефтегазовые сепараторы источниками потерь нефти от уноса газом.

Выясняют, применяется ли на ЦПС подготовка нефти в резервуарах (в технологических и товарных). Если применяется, то резервуары будут источниками потерь нефти от испарения. Если не применяются, то источниками потерь будут являться только товарные резервуары.

Ознакамливаются с режимами работы резервуаров. Технологические резервуары могут эксплуатироваться в режиме динамического отстоя нефти, когда нефть с остаточным содержанием воды с установок подготовки поступает в нижнюю часть резервуара, а через стояк с верхнего уровня перетекает в товарный резервуар, из которого по мере накопления откачивается в магистральный нефтепровод. Такие резервуары могут эксплуатироваться в режиме заполнение - отстой - опорожнение. Товарные резервуары эксплуатируются в режиме заполнение - опорожнение или перекачки через резервуар.

Отстойники или резервуары для очистки и подготовки сточных вод на ЦПС являются источниками потерь нефти от уноса сточными водами, поступающими в систему поддержания пластового давления.

Дренажные емкости для сбора нефти из уплотнений насосов на ЦПС являются источниками потерь нефти от утечек из уплотнений.

11.1.7. В итоге проведенного анализа составляется таблица, представляющая распределение выявленных источников по видам потерь (графа - наименование вида потерь, графа - количество источников, графа - место расположения источника).

11.2. В зависимости от вида потерь выбираются методы определения величины потерь нефти из источников. Для определения потерь нефти от испарения применяется несколько методов, краткая характеристика которых приводится в табл. 6.

Из табл. 6 следует, что наиболее рациональным методом определения потерь нефти от испарения является расчетно-экспериментальный метод с использованием констант равновесия, не требующим трудоемких экспериментальных работ в действующих резервуарных парках, наиболее механизированный, достаточно точный, с минимальными затратами на аналитические лабораторные работы для получения исходных данных.