---
title: "\"Методические рекомендации по определению технологических потерь нефти из технологических резервуаров при добыче нефти\""
issuer: "Министерство энергетики Российской Федерации"
status: действует
canonical: "https://bukva.ai/docs/metodicheskie-rekomendatsii-po-opredeleniyu-minenergo-rossii-ministerstvo-2"
---

## "Методические рекомендации по определению технологических потерь нефти из технологических резервуаров при добыче нефти"

# "Методические рекомендации по определению технологических потерь нефти из технологических резервуаров при добыче нефти"

(утв. Минэнерго России 31.03.2015)


<a id="p100001"></a>Утверждаю
Заместитель
Министра энергетики
Российской Федерации
**К.В.МОЛОДЦОВ**
31 марта 2015 года


## <a id="p100002"></a>МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ

**ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ**
**ИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ**


### 1. <a id="p100003"></a>Общие положения


<a id="p100004"></a>2.1. Методические рекомендации по определению технологических потерь нефти из технологических резервуаров при добыче нефти (далее - Методические рекомендации) разработаны в целях определения способов и методов оценки технологических потерь нефти из технологических резервуаров различных конструкций, применяемых в процессе добычи нефти, с учетом технологических режимов их эксплуатации.
<a id="p100005"></a>2.2. Методические рекомендации используются при определении максимально возможных технологических потерь нефти из резервуаров, участвующих в технологическом процессе подготовки нефти, и не учитывают потери нефти от естественной убыли в резервуарах, в которых размещается и хранится подготовленная нефть, полученная по окончании технологического процесса сбора и подготовки нефти и соответствующая стандарту (в товарных резервуарах).
<a id="p100006"></a>2.3. Количество технологических потерь нефти из резервуаров рекомендуется определять в единицах массы.
<a id="p100007"></a>Количество технологических потерь нефти из резервуаров определяется расчетным методом на основании экспериментальных данных по каждому месту образования потерь нефти с применением средств измерения и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями и результатов лабораторных испытаний.
<a id="p100008"></a>2.4. Для целей настоящих Методических рекомендаций под технологическими потерями нефти из технологических резервуаров при добыче понимаются безвозвратные потери (уменьшение массы) нефти в составе нефтегазоводяной смеси, обусловленные технологическими особенностями процесса подготовки нефти в этих резервуарах, а также характеристиками нефтегазоводяной смеси (далее - Технологические потери).

#### <a id="p100009"></a>2.5 Для целей настоящих Методических рекомендаций к Технологическим потерям не относятся:

- <a id="p100010"></a>потери нефти в составе нефтегазоводяной смеси, вызванные нарушением требований нормативных правовых и (или) нормативно-технических документов, а также технологических регламентов объектов подготовки нефти, регламентирующих эксплуатацию резервуаров и работу объектов подготовки;
- <a id="p100011"></a>количество нефти в составе нефтегазоводяной смеси, использованное на собственные и (или) коммунальные нужды;
- <a id="p100012"></a>потери нефти в составе нефтегазоводяной смеси, возникшие вследствие аварий, хищений из резервуаров.
<a id="p100013"></a>2.6. Подготовку материалов по обоснованию Технологических потерь для утверждения нормативов технологических потерь в плановом периоде субъектам хозяйственной деятельности рекомендуется осуществлять на основе нормативных технических документов и утвержденных проектных документов:
- <a id="p100014"></a>нормативная техническая документация, регламентирующая эксплуатацию технологических резервуаров;
- <a id="p100015"></a>технологические схемы объектов, на которых применены технологические резервуары;
- <a id="p100016"></a>технологические регламенты подготовки нефти с применением технологических резервуаров;
- <a id="p100017"></a>паспорта на резервуары, технические условия их эксплуатации и т.п.;
- <a id="p100018"></a>документы о проведенных экспериментальных обследованиях (исследованиях) характеристик нефтегазоводяной смеси.
<a id="p100019"></a>2.7. Средства измерения и (или) технические системы и устройства с измерительными функциями, применяемые в экспериментальных исследованиях характеристик нефтегазоводяной смеси, должны соответствовать законодательству в сфере обеспечения единства измерения.


### 2. <a id="p100020"></a>Термины и определения


<a id="p100021"></a>В настоящем документе применены следующие термины с соответствующими определениями:
<a id="p100022"></a>Добытая нефть - готовая продукция, являющаяся конечным результатом процесса добычи нефти, первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту Российской Федерации.
<a id="p100023"></a>Добыча нефти - комплекс технологических и производственных процессов по извлечению нефти из недр на земную поверхность, сбору и подготовке в соответствии с принятой схемой и технологией разработки месторождения, проектом обустройства месторождения или планом пробной эксплуатации скважин.
<a id="p100024"></a>Конечная точка добычи нефти - оборудование (аппарат, сооружение), расположенное на завершающей стадии технологического процесса подготовки нефти, на котором производится нефть, первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту.
<a id="p100025"></a>Источники потерь нефти - технологические объекты, оборудование и (или) сооружения, обеспечивающее сбор и подготовку нефти, на которых вследствие технологического процесса добычи нефти, установленного проектной документацией, допускаются потери нефти в составе нефтегазоводяной смеси.
<a id="p100026"></a>Подготовка нефти - совокупность технологических процессов по обезвоживанию, обессоливанию и стабилизации нефтегазоводяной смеси, направленных на получение нефти, соответствующей требованиям национального стандарта.
<a id="p100027"></a>Резервуарный парк - технологический комплекс взаимосвязанных резервуаров для выполнения операций по подготовке нефти.
<a id="p100028"></a>Резервуар технологический - стационарная емкость, оснащенная технологическим оборудованием, предназначенная для осуществления технологического процесса подготовки нефти в соответствии с технологическим регламентом.
<a id="p100029"></a>Режим эксплуатации технологического резервуара "мерник" - использование технологического резервуара, определенное технологическим регламентом, когда осуществляется его заполнение в полном объеме от минимального уровня взлива нефти (от приемо-раздаточных патрубков), установленного паспортом на резервуар, с последующим опорожнением в полном объеме до минимального уровня взлива нефти.
<a id="p100030"></a>Режим эксплуатации технологического резервуара "буферная емкость" - использование технологического резервуара, определенное технологическим регламентом, когда уровень нефти в резервуаре характеризуется постоянным взливом нефти либо колеблется в пределах, установленных паспортом на резервуар, при которых частичный объем закачки нефти и ее откачки совпадают.


### 3. <a id="p100031"></a>Источники (места образования) технологических потерь нефти


<a id="p100032"></a>3.1. Источниками технологических потерь нефти в резервуарах являются дыхательные клапаны.
<a id="p100033"></a>3.2. Источники образования технологических потерь нефти в резервуарах формируются в соответствии с таблицей 1.

<a id="p100034"></a>Таблица N 1

<a id="p100035"></a>Реестр
источников технологических потерь (резервуаров)

<a id="p100036"></a>Наименование дочернего общества ________________________________
<a id="p100037"></a>Наименование объекта подготовки нефти __________________________


<table>
<colgroup><col width="4%"><col width="10%"><col width="6%"><col width="10%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="9%"><col width="12%"><col width="24%"><col width="12%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100038"></a>N п/п</td><td rowspan="2"><a id="p100039"></a>Наименование объекта</td><td rowspan="2"><a id="p100040"></a>Тип</td><td rowspan="2"><a id="p100041"></a>Объем, м3</td><td rowspan="2"><a id="p100042"></a>Кол-во</td><td colspan="2"><a id="p100043"></a>Дыхательные клапаны</td><td rowspan="2"><a id="p100044"></a>Наличие средств сокращения потерь</td><td rowspan="2"><a id="p100045"></a>Документы, необходимые для обоснования потерь</td><td rowspan="2"><a id="p100046"></a>Виды потерь</td></tr>
<tr><td><a id="p100047"></a>Тип</td><td><a id="p100048"></a>Кол-во</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td><a id="p100049"></a>1. Технологическая схема.<br>2. Технологический регламент</td><td></td></tr>
<tr><td></td><td rowspan="11"><a id="p100050"></a>Резервуары</td><td><a id="p100051"></a>РВС</td><td><a id="p100052"></a>3000</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td rowspan="11"><a id="p100053"></a>1. Паспорта на резервуары (по одному на каждый типоразмер).<br>2. Справка о фактическом времени работы резервуаров за год.<br>3. Паспорта на дыхательные клапаны (по одному на каждый типоразмер).<br>4. Паспорта на ССВ (при их наличии)</td><td rowspan="11"><a id="p100054"></a>Потери от испарения при заполнении и опорожнении</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td><a id="p100055"></a>5000</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td><a id="p100056"></a>10000</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td><a id="p100057"></a>20000</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td><a id="p100058"></a>30000</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td><a id="p100059"></a>50000</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td><a id="p100060"></a>ЖБР</td><td><a id="p100061"></a>2000</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td><a id="p100062"></a>10000</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td><a id="p100063"></a>20000</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td><a id="p100064"></a>30000</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>



### 4. <a id="p100065"></a>Обоснование неизбежности технологических потерь нефти из технологических резервуаров


<a id="p100066"></a>Обоснованием неизбежности и безвозвратности технологических потерь нефти является документальное подтверждение потерь нефти из резервуаров.
<a id="p100067"></a>Инвентаризация источников потерь осуществляется в соответствии с проектной документацией, фактическим количеством резервуаров, участвующих в подготовке нефти (без учета законсервированных, находящихся в резерве, ремонте и т.п.).
<a id="p100068"></a>Документами, обосновывающими неизбежность и безвозвратность технологических потерь нефти, являются:
- <a id="p100069"></a>нормативные технические документы;
- <a id="p100070"></a>технологические схемы обвязки резервуарного парка;
- <a id="p100071"></a>утвержденные технологические регламенты по эксплуатации резервуарных парков, имеющие источники технологических потерь;
- <a id="p100072"></a>паспорта на резервуары, имеющие источники технологических потерь нефти;
- <a id="p100073"></a>документы проведенных экспериментальных обследований;
- <a id="p100074"></a>результаты исследований нефтегазоводяной смеси, используемые для дальнейших расчетов;
- <a id="p100075"></a>материальный баланс в соответствии с проектной документацией;
- <a id="p100076"></a>прочая информация по данным предприятия (количество нефти и количество жидкости, поступающие в резервуары и т.д.).


### 5. <a id="p100077"></a>Определение количества технологических потерь нефти от испарения в технологических резервуарах


<a id="p100078"></a>5.1. Количество потерь из технологического резервуара (группы одноцелевых резервуаров) в среднем за год рассчитывается по формуле $(\sum \text{П},\text{т}/\text{год})$ :

<a id="p100079"></a> ![формула](https://i.bukva.ai/Ueo0h7pDe/img_0.png) 

<a id="p100080"></a>где:
<a id="p100081"></a>Qн - количество нефти, тонн;
<a id="p100082"></a> $\rho_{\text{н}}$ - плотность нефти, т/м3;
<a id="p100083"></a>P38 - давление насыщенных паров жидких углеводородов при температуре 38 °C (мм рт. ст.);
<a id="p100084"></a> $\text{К}_{t}^{min}$ , $\text{К}_{t}^{max}$ - опытные коэффициенты, принимаются по [Приложению N 3](#p100286);
<a id="p100085"></a> $\text{К}_{\text{тр}}^{\text{ср}}$ - опытный коэффициент, принимается по [Приложению N 4](#p100460);
<a id="p100086"></a>Коб - коэффициент оборачиваемости, принимается по [Приложению N 1](#p100120);
<a id="p100087"></a>Кр - опытный коэффициент, принимается по [Приложению N 5](#p100497);
<a id="p100088"></a>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);
<a id="p100089"></a>m - молекулярная масса паров нефти, принимается по [Приложению N 2](#p100152), в зависимости от температуры начала кипения углеводородов (tНК).

#### <a id="p100090"></a>5.2 Определение опытных значений коэффициентов Коб

<a id="p100091"></a>Значение коэффициента Коб принимается в зависимости от годовой оборачиваемости резервуаров.
<a id="p100092"></a>При расчете оборачиваемости следует учесть, что Qж - кол-во нефтегазоводяной смеси, закачиваемое в технологические резервуары в течение года, т/год:

<a id="p100093"></a> $n = Q_{\text{ж}}/(\rho_{\text{ж}}*N_{\text{р}}*V_{\text{р}}*\text{К}_{\text{з}})$ 

<a id="p100094"></a>n = (Vн + Vв) / (Nр * Vр * Кз)

<a id="p100095"></a> $V_{\text{н}} = Q_{\text{н}}/\rho_{\text{н}}$ 

<a id="p100096"></a> $V_{\text{в}} = W*Q_{\text{н}}/(1 - W)\rho_{\text{н}},$ 

<a id="p100097"></a>где
<a id="p100098"></a>n - годовая оборачиваемость резервуара (группы одноцелевых резервуаров);
<a id="p100099"></a>Nр - количество одноцелевых технологических резервуаров (определяется согласно технологическому регламенту объекта подготовки нефти);
<a id="p100100"></a>Кз - коэффициент заполнения резервуара [(Приложение N 6)](#p100547);
<a id="p100101"></a>Vр - объем технологического РВС (определяется согласно технологическому регламенту объекта подготовки нефти);
<a id="p100102"></a>W - обводненность нефти, %.
<a id="p100103"></a>Значения опытного коэффициента Коб принимаются по [Приложению N 1](#p100120).

#### <a id="p100104"></a>5.3 Исходные данные для расчета технологических потерь нефти из резервуаров:


#### <a id="p100105"></a>5.4 По данным предприятия принимаются:

- <a id="p100106"></a>количество нефти и количество жидкости, закачиваемое в резервуары в течение года (Qн и Qж, т/год) или иного периода года;
- <a id="p100107"></a>температура начала кипения (tнк, °C) нефтей;
- <a id="p100108"></a>плотность $(\rho_{\text{н}},\text{т}/\text{м}^{3})$ нефти;
- <a id="p100109"></a>давления насыщенных паров нефти (P38, мм рт. ст.) определяются при температуре 38 °C и соотношении газ - жидкость 4:1;
- <a id="p100110"></a>температуру жидкости измеряют при максимальных (tжmax, °C) и минимальных (tжmin, °C) ее значениях в период закачки в резервуар.


### 6. <a id="p100111"></a>Рекомендации по организации исследований для определения технологических потерь нефти от испарения из технологических резервуаров


<a id="p100112"></a>6.1. Систематически проводить инвентаризацию источников потерь в целях актуализации источников потерь нефти в резервуарных парках.
<a id="p100113"></a>6.2. Определять по технологическим схемам в соответствии с проектной документацией количество объектов и источников потерь. Выяснять причины потерь: связанные с технологическим процессом подготовки нефти или нет.
<a id="p100114"></a>6.3. Определять типы и количество резервуаров, количество и места расположения дыхательных клапанов (вентиляционных патрубков), являющихся источниками потерь.
<a id="p100115"></a>В итоге проведенных инвентаризации и анализа рекомендуется составлять реестр выявленных источников потерь нефти.
<a id="p100116"></a>Реестр источников технологических потерь составляется в виде таблицы [(таблица 1)](#p100035).
<a id="p100117"></a>6.4. Исходные данные для расчета величины технологических потерь нефти при добыче из выявленных источников потерь частично определяются данными эксплуатационных служб, недостающие данные рекомендуется определять экспериментально.
<a id="p100118"></a>6.5. Проводить обследование резервуаров с целью определения максимально возможных технологических потерь нефти от испарения могут как нефтедобывающие предприятия самостоятельно, так и специализированные предприятия на усмотрение недропользователя.





<a id="p100119"></a>Приложение N 1
К Методическим рекомендациям
по определению технологических
потерь нефти при добыче
из технологических резервуаров
при добыче нефти

<a id="p100120"></a>ЗНАЧЕНИЕ ОПЫТНОГО КОЭФФИЦИЕНТА Коб


| <a id="p100121"></a>n | <a id="p100122"></a>900 | <a id="p100123"></a>800 | <a id="p100124"></a>700 | <a id="p100125"></a>600 | <a id="p100126"></a>500 | <a id="p100127"></a>400 | <a id="p100128"></a>300 | <a id="p100129"></a>200 | <a id="p100130"></a>100 | <a id="p100131"></a>80 | <a id="p100132"></a>60 | <a id="p100133"></a>40 | <a id="p100134"></a>30 | <a id="p100135"></a>20 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| <a id="p100136"></a>Коб | <a id="p100137"></a>0,6 | <a id="p100138"></a>0,62 | <a id="p100139"></a>0,65 | <a id="p100140"></a>0,7 | <a id="p100141"></a>0,75 | <a id="p100142"></a>0,8 | <a id="p100143"></a>0,9 | <a id="p100144"></a>1,1 | <a id="p100145"></a>1,35 | <a id="p100146"></a>1,5 | <a id="p100147"></a>1,75 | <a id="p100148"></a>2,0 | <a id="p100149"></a>2,25 | <a id="p100150"></a>2,5 |






<a id="p100151"></a>Приложение N 2
К Методическим рекомендациям
по определению технологических
потерь нефти при добыче
из технологических резервуаров
при добыче нефти

<a id="p100152"></a>**ЗНАЧЕНИЕ МОЛЕКУЛЯРНОЙ МАССЫ ПАРОВ НЕФТЕЙ В ЗАВИСИМОСТИ**
ОТ ТЕМПЕРАТУРЫ НАЧАЛА КИПЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ (tнк)


| <a id="p100153"></a>tнк | <a id="p100154"></a>m | <a id="p100155"></a>tнк | <a id="p100156"></a>m | <a id="p100157"></a>tнк | <a id="p100158"></a>m | <a id="p100159"></a>tнк | <a id="p100160"></a>m | <a id="p100161"></a>tнк | <a id="p100162"></a>m | <a id="p100163"></a>tнк | <a id="p100164"></a>m |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| <a id="p100165"></a>10 | <a id="p100166"></a>51,0 | <a id="p100167"></a>20 | <a id="p100168"></a>57,0 | <a id="p100169"></a>30 | <a id="p100170"></a>63,0 | <a id="p100171"></a>40 | <a id="p100172"></a>69,0 | <a id="p100173"></a>50 | <a id="p100174"></a>75,0 | <a id="p100175"></a>60 | <a id="p100176"></a>81 |
| <a id="p100177"></a>11 | <a id="p100178"></a>51,6 | <a id="p100179"></a>21 | <a id="p100180"></a>57,6 | <a id="p100181"></a>31 | <a id="p100182"></a>63,6 | <a id="p100183"></a>41 | <a id="p100184"></a>69,6 | <a id="p100185"></a>51 | <a id="p100186"></a>75,6 | <a id="p100187"></a>65 | <a id="p100188"></a>84 |
| <a id="p100189"></a>12 | <a id="p100190"></a>52,2 | <a id="p100191"></a>22 | <a id="p100192"></a>58,2 | <a id="p100193"></a>32 | <a id="p100194"></a>64,2 | <a id="p100195"></a>42 | <a id="p100196"></a>70,2 | <a id="p100197"></a>52 | <a id="p100198"></a>76,2 | <a id="p100199"></a>70 | <a id="p100200"></a>87 |
| <a id="p100201"></a>13 | <a id="p100202"></a>52,8 | <a id="p100203"></a>23 | <a id="p100204"></a>58,8 | <a id="p100205"></a>33 | <a id="p100206"></a>64,8 | <a id="p100207"></a>43 | <a id="p100208"></a>70,8 | <a id="p100209"></a>53 | <a id="p100210"></a>76,8 | <a id="p100211"></a>75 | <a id="p100212"></a>90 |
| <a id="p100213"></a>14 | <a id="p100214"></a>53,4 | <a id="p100215"></a>24 | <a id="p100216"></a>59,4 | <a id="p100217"></a>34 | <a id="p100218"></a>65,4 | <a id="p100219"></a>44 | <a id="p100220"></a>71,4 | <a id="p100221"></a>54 | <a id="p100222"></a>77,4 | <a id="p100223"></a>80 | <a id="p100224"></a>93 |
| <a id="p100225"></a>15 | <a id="p100226"></a>54,0 | <a id="p100227"></a>25 | <a id="p100228"></a>60,0 | <a id="p100229"></a>35 | <a id="p100230"></a>66,0 | <a id="p100231"></a>45 | <a id="p100232"></a>72,0 | <a id="p100233"></a>55 | <a id="p100234"></a>78,0 | <a id="p100235"></a>85 | <a id="p100236"></a>96 |
| <a id="p100237"></a>16 | <a id="p100238"></a>54,6 | <a id="p100239"></a>26 | <a id="p100240"></a>60,6 | <a id="p100241"></a>36 | <a id="p100242"></a>66,6 | <a id="p100243"></a>46 | <a id="p100244"></a>72,6 | <a id="p100245"></a>56 | <a id="p100246"></a>78,6 | <a id="p100247"></a>90 | <a id="p100248"></a>99 |
| <a id="p100249"></a>17 | <a id="p100250"></a>55,2 | <a id="p100251"></a>27 | <a id="p100252"></a>61,2 | <a id="p100253"></a>37 | <a id="p100254"></a>67,2 | <a id="p100255"></a>47 | <a id="p100256"></a>73,2 | <a id="p100257"></a>57 | <a id="p100258"></a>79,2 | <a id="p100259"></a>95 | <a id="p100260"></a>102 |
| <a id="p100261"></a>18 | <a id="p100262"></a>55,8 | <a id="p100263"></a>28 | <a id="p100264"></a>61,8 | <a id="p100265"></a>38 | <a id="p100266"></a>67,8 | <a id="p100267"></a>48 | <a id="p100268"></a>73,8 | <a id="p100269"></a>58 | <a id="p100270"></a>79,8 | <a id="p100271"></a>100 | <a id="p100272"></a>105 |
| <a id="p100273"></a>19 | <a id="p100274"></a>56,4 | <a id="p100275"></a>29 | <a id="p100276"></a>62,4 | <a id="p100277"></a>39 | <a id="p100278"></a>68,4 | <a id="p100279"></a>49 | <a id="p100280"></a>74,4 | <a id="p100281"></a>59 | <a id="p100282"></a>80,4 | <a id="p100283"></a>110 | <a id="p100284"></a>111 |






<a id="p100285"></a>Приложение N 3
К Методическим рекомендациям
по определению технологических
потерь нефти при добыче
из технологических резервуаров
при добыче нефти

<a id="p100286"></a>ЗНАЧЕНИЯ ОПЫТНЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ $\text{К}_{t}^{min}$ , $\text{К}_{t}^{max}$ ,
ГДЕ tж - ТЕМПЕРАТУРА ЖИДКОСТИ, °C (ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ РВС
**ПРИНИМАЕТСЯ СОГЛАСНО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ РЕГЛАМЕНТУ)**


| <a id="p100287"></a>tж, °C | <a id="p100288"></a>Кt | <a id="p100289"></a>tж, °C | <a id="p100290"></a>Кt | <a id="p100291"></a>tж, °C | <a id="p100292"></a>Кt | <a id="p100293"></a>tж, °C | <a id="p100294"></a>Кt | <a id="p100295"></a>tж, °C | <a id="p100296"></a>Кt |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| <a id="p100297"></a>-30 | <a id="p100298"></a>0,09 | <a id="p100299"></a>-14 | <a id="p100300"></a>0,173 | <a id="p100301"></a>+2 | <a id="p100302"></a>0,31 | <a id="p100303"></a>18 | <a id="p100304"></a>0,54 | <a id="p100305"></a>34 | <a id="p100306"></a>0,82 |
| <a id="p100307"></a>-29 | <a id="p100308"></a>0,093 | <a id="p100309"></a>-13 | <a id="p100310"></a>0,18 | <a id="p100311"></a>+3 | <a id="p100312"></a>0,33 | <a id="p100313"></a>19 | <a id="p100314"></a>0,56 | <a id="p100315"></a>35 | <a id="p100316"></a>0,83 |
| <a id="p100317"></a>-28 | <a id="p100318"></a>0,096 | <a id="p100319"></a>-12 | <a id="p100320"></a>0,185 | <a id="p100321"></a>+4 | <a id="p100322"></a>0,34 | <a id="p100323"></a>20 | <a id="p100324"></a>0,57 | <a id="p100325"></a>36 | <a id="p100326"></a>0,85 |
| <a id="p100327"></a>-27 | <a id="p100328"></a>0,10 | <a id="p100329"></a>-11 | <a id="p100330"></a>0,193 | <a id="p100331"></a>+5 | <a id="p100332"></a>0,35 | <a id="p100333"></a>21 | <a id="p100334"></a>0,58 | <a id="p100335"></a>37 | <a id="p100336"></a>0,87 |
| <a id="p100337"></a>-26 | <a id="p100338"></a>0,105 | <a id="p100339"></a>-10 | <a id="p100340"></a>0,2 | <a id="p100341"></a>+6 | <a id="p100342"></a>0,36 | <a id="p100343"></a>22 | <a id="p100344"></a>0,60 | <a id="p100345"></a>38 | <a id="p100346"></a>0,88 |
| <a id="p100347"></a>-25 | <a id="p100348"></a>0,11 | <a id="p100349"></a>-9 | <a id="p100350"></a>0,21 | <a id="p100351"></a>+7 | <a id="p100352"></a>0,375 | <a id="p100353"></a>23 | <a id="p100354"></a>0,62 | <a id="p100355"></a>39 | <a id="p100356"></a>0,90 |
| <a id="p100357"></a>-24 | <a id="p100358"></a>0,115 | <a id="p100359"></a>-8 | <a id="p100360"></a>0,215 | <a id="p100361"></a>+8 | <a id="p100362"></a>0,39 | <a id="p100363"></a>24 | <a id="p100364"></a>0,64 | <a id="p100365"></a>40 | <a id="p100366"></a>0,91 |
| <a id="p100367"></a>-23 | <a id="p100368"></a>0,12 | <a id="p100369"></a>-7 | <a id="p100370"></a>0,225 | <a id="p100371"></a>+9 | <a id="p100372"></a>0,40 | <a id="p100373"></a>25 | <a id="p100374"></a>0,66 | <a id="p100375"></a>41 | <a id="p100376"></a>0,93 |
| <a id="p100377"></a>-22 | <a id="p100378"></a>0,125 | <a id="p100379"></a>-6 | <a id="p100380"></a>0,235 | <a id="p100381"></a>10 | <a id="p100382"></a>0,42 | <a id="p100383"></a>26 | <a id="p100384"></a>0,68 | <a id="p100385"></a>42 | <a id="p100386"></a>0,94 |
| <a id="p100387"></a>-21 | <a id="p100388"></a>0,13 | <a id="p100389"></a>-5 | <a id="p100390"></a>0,24 | <a id="p100391"></a>11 | <a id="p100392"></a>0,43 | <a id="p100393"></a>27 | <a id="p100394"></a>0,69 | <a id="p100395"></a>43 | <a id="p100396"></a>0,96 |
| <a id="p100397"></a>-20 | <a id="p100398"></a>0,135 | <a id="p100399"></a>-4 | <a id="p100400"></a>0,25 | <a id="p100401"></a>12 | <a id="p100402"></a>0,445 | <a id="p100403"></a>28 | <a id="p100404"></a>0,71 | <a id="p100405"></a>44 | <a id="p100406"></a>0,98 |
| <a id="p100407"></a>-19 | <a id="p100408"></a>0,14 | <a id="p100409"></a>-3 | <a id="p100410"></a>0,26 | <a id="p100411"></a>13 | <a id="p100412"></a>0,46 | <a id="p100413"></a>29 | <a id="p100414"></a>0,73 | <a id="p100415"></a>45 | <a id="p100416"></a>1,00 |
| <a id="p100417"></a>-18 | <a id="p100418"></a>0,145 | <a id="p100419"></a>-2 | <a id="p100420"></a>0,27 | <a id="p100421"></a>14 | <a id="p100422"></a>0,47 | <a id="p100423"></a>30 | <a id="p100424"></a>0,74 | <a id="p100425"></a>46 | <a id="p100426"></a>1,02 |
| <a id="p100427"></a>-17 | <a id="p100428"></a>0,153 | <a id="p100429"></a>-1 | <a id="p100430"></a>0,28 | <a id="p100431"></a>15 | <a id="p100432"></a>0,49 | <a id="p100433"></a>31 | <a id="p100434"></a>0,76 | <a id="p100435"></a>47 | <a id="p100436"></a>1,04 |
| <a id="p100437"></a>-16 | <a id="p100438"></a>0,16 | <a id="p100439"></a>0 | <a id="p100440"></a>0,29 | <a id="p100441"></a>16 | <a id="p100442"></a>0,50 | <a id="p100443"></a>32 | <a id="p100444"></a>0,78 | <a id="p100445"></a>48 | <a id="p100446"></a>1,06 |
| <a id="p100447"></a>-15 | <a id="p100448"></a>0,165 | <a id="p100449"></a>+1 | <a id="p100450"></a>0,3 | <a id="p100451"></a>17 | <a id="p100452"></a>0,52 | <a id="p100453"></a>33 | <a id="p100454"></a>0,80 | <a id="p100455"></a>49 | <a id="p100456"></a>1,08 |
|  |  |  |  |  |  |  |  | <a id="p100457"></a>50 | <a id="p100458"></a>1,10 |






<a id="p100459"></a>Приложение N 4
К Методическим рекомендациям
по определению технологических
потерь нефти при добыче
из технологических резервуаров
при добыче нефти

<a id="p100460"></a>ЗНАЧЕНИЕ ОПЫТНОГО КОЭФФИЦИЕНТА $\text{К}_{\text{тр}}^{\text{ср}}$ 


<table>
<colgroup><col width="24%"><col width="14%"><col width="15%"><col width="17%"><col width="15%"><col width="15%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100461"></a>Конструкция резервуаров</td><td rowspan="2"><a id="p100462"></a>$\text{К}_{\text{тр}}^{\text{ср}}$</td><td colspan="3"><a id="p100463"></a>Объем резервуара, Vр, м3</td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p100464"></a>100 и менее</td><td><a id="p100465"></a>200 - 400</td><td><a id="p100466"></a>700 - 1000</td><td><a id="p100467"></a>2000 и более</td></tr>
<tr><td colspan="6"><a id="p100468"></a>Режим эксплуатации "мерник" <a href="#p100495">&lt;*&gt;</a></td></tr>
<tr><td><a id="p100469"></a>Наземный вертикальный</td><td><a id="p100470"></a>$\text{К}_{\text{тр}}^{\text{ср}}$</td><td><a id="p100471"></a>0,63</td><td><a id="p100472"></a>0,61</td><td><a id="p100473"></a>0,58</td><td><a id="p100474"></a>0,56</td></tr>
<tr><td><a id="p100475"></a>Заглубленный</td><td><a id="p100476"></a>$\text{К}_{\text{тр}}^{\text{ср}}$</td><td><a id="p100477"></a>0,56</td><td><a id="p100478"></a>0,54</td><td><a id="p100479"></a>0,51</td><td><a id="p100480"></a>0,50</td></tr>
<tr><td><a id="p100481"></a>Наземный горизонтальный</td><td><a id="p100482"></a>$\text{К}_{\text{тр}}^{\text{ср}}$</td><td><a id="p100483"></a>0,70</td><td><a id="p100484"></a>0,68</td><td><a id="p100485"></a>0,65</td><td><a id="p100486"></a>0,63</td></tr>
<tr><td></td><td colspan="4"><a id="p100487"></a>Режим эксплуатации "буферная емкость"</td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p100488"></a>Все типы конструкций</td><td><a id="p100489"></a>$\text{К}_{\text{тр}}^{\text{ср}}$</td><td><a id="p100490"></a>0,10</td><td><a id="p100491"></a>0,10</td><td><a id="p100492"></a>0,10</td><td><a id="p100493"></a>0,10</td></tr>
</table>



<a id="p100494"></a>

---

<a id="p100495"></a><*> Для режима эксплуатации резервуара "мерник" необходимо представить паспорт на резервуар, в котором должны быть указаны максимальный и минимальный уровни взлива нефти.





<a id="p100496"></a>Приложение N 5
К Методическим рекомендациям
по определению технологических
потерь нефти при добыче
из технологических резервуаров
при добыче нефти

<a id="p100497"></a>**ЗНАЧЕНИЕ ОПЫТНОГО КОЭФФИЦИЕНТА КР, ГДЕ P38 - ДАВЛЕНИЕ**
**НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ ЖИДКОСТИ, ММ РТ. СТ.**


| <a id="p100498"></a>P38, мм рт. ст. | <a id="p100499"></a>Кр |
| --- | --- |
| <a id="p100500"></a>540 и менее | <a id="p100501"></a>1,00 |
| <a id="p100502"></a>550 | <a id="p100503"></a>1,03 |
| <a id="p100504"></a>560 | <a id="p100505"></a>1,07 |
| <a id="p100506"></a>570 | <a id="p100507"></a>1,11 |
| <a id="p100508"></a>580 | <a id="p100509"></a>1,15 |
| <a id="p100510"></a>590 | <a id="p100511"></a>1,19 |
| <a id="p100512"></a>600 | <a id="p100513"></a>1,24 |
| <a id="p100514"></a>610 | <a id="p100515"></a>1,28 |
| <a id="p100516"></a>620 | <a id="p100517"></a>1,33 |
| <a id="p100518"></a>630 | <a id="p100519"></a>1,38 |
| <a id="p100520"></a>640 | <a id="p100521"></a>1,44 |
| <a id="p100522"></a>650 | <a id="p100523"></a>1,49 |
| <a id="p100524"></a>660 | <a id="p100525"></a>1,55 |
| <a id="p100526"></a>670 | <a id="p100527"></a>1,61 |
| <a id="p100528"></a>680 | <a id="p100529"></a>1,68 |
| <a id="p100530"></a>690 | <a id="p100531"></a>1,74 |
| <a id="p100532"></a>700 | <a id="p100533"></a>1,81 |
| <a id="p100534"></a>710 | <a id="p100535"></a>1,89 |
| <a id="p100536"></a>720 | <a id="p100537"></a>1,97 |
| <a id="p100538"></a>730 | <a id="p100539"></a>2,05 |
| <a id="p100540"></a>740 | <a id="p100541"></a>2,14 |
| <a id="p100542"></a>750 | <a id="p100543"></a>2,23 |
| <a id="p100544"></a>759 | <a id="p100545"></a>2,32 |






<a id="p100546"></a>Приложение N 6
К Методическим рекомендациям
по определению технологических
потерь нефти при добыче
из технологических резервуаров
при добыче нефти

<a id="p100547"></a>ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА Кз


<table>
<colgroup><col width="31%"><col width="20%"><col width="22%"><col width="27%"></colgroup>
<tr><td><a id="p100548"></a>Емкость резервуара</td><td colspan="3"><a id="p100549"></a>Коэффициент заполнения резервуара в зависимости от типа</td></tr>
<tr><td></td><td><a id="p100550"></a>без понтона</td><td><a id="p100551"></a>с понтоном</td><td><a id="p100552"></a>с плавающей крышей</td></tr>
<tr><td><a id="p100553"></a>до 5000 куб. м</td><td><a id="p100554"></a>0,85</td><td><a id="p100555"></a>0,81</td><td><a id="p100556"></a>0,8</td></tr>
<tr><td><a id="p100557"></a>от 10000 до 30000 куб. м</td><td><a id="p100558"></a>0,88</td><td><a id="p100559"></a>0,84</td><td><a id="p100560"></a>0,83</td></tr>
</table>






<a id="p100561"></a>Приложение N 7
К Методическим рекомендациям
по определению технологических
потерь нефти при добыче
из технологических резервуаров
при добыче нефти

<a id="p100562"></a>**ПРИМЕР**
**РАСЧЕТА ПРЕДЕЛЬНО ВОЗМОЖНОГО КОЛИЧЕСТВА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ**
**ПОТЕРЬ НЕФТИ В РЕЗЕРВУАРАХ**

<a id="p100563"></a>Исходные данные:
1. <a id="p100564"></a>Количество нефти, проходящей через резервуарный парк (РП), Qн - 7000000 т/год.
2. <a id="p100565"></a>Количество жидкости, проходящей через резервуарный парк (РП), Qж - 7500000 тыс. т/год.
3. <a id="p100566"></a>Резервуары вертикальные стальные (РВС), оснащены ССВ (ГУС):
- <a id="p100567"></a>вместимость номинальная - 5000 м3;
- <a id="p100568"></a>количество резервуаров - 2 шт.;
- <a id="p100569"></a>режим эксплуатации "буферная емкость";
- <a id="p100570"></a>суммарная вместимость V1 = 10000 м3.
4. <a id="p100571"></a>Давление насыщенных паров (ДНП) нефти при температуре 38 °C P38 = 428 мм рт. ст.
5. <a id="p100572"></a>Температура начала кипения tнк = 39 °C.
6. <a id="p100573"></a>Температурный режим работы резервуаров $t = ...5 \div 50^{\circ}$ .

<a id="p100574"></a>Таблица N 2

<a id="p100575"></a>**РАСЧЕТ**
**ПРЕДЕЛЬНО ВОЗМОЖНОГО КОЛИЧЕСТВА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ**
**ОТ ИСПАРЕНИЯ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ**


<table>
<colgroup><col width="5%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="5%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="5%"><col width="5%"><col width="11%"><col width="4%"><col width="5%"><col width="9%"><col width="6%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100576"></a>Место расположения РВС</td><td colspan="2"><a id="p100577"></a>Количество, проходящее через РВС, т/год</td><td colspan="2"><a id="p100578"></a>Плотность, т/м3</td><td rowspan="2"><a id="p100579"></a>Объем резервуара, м<sub>3</sub>, V</td><td rowspan="2"><a id="p100580"></a>Кол-во одноцелевых РВС, N</td><td rowspan="2"><a id="p100581"></a>Тем-тура жидкости в РВС, °C</td><td rowspan="2"><a id="p100582"></a>ДНП P38, мм рт. ст., P38</td><td rowspan="2"><a id="p100583"></a>Температура начала кипения нефти, °C</td><td rowspan="2"><a id="p100584"></a>Молек-ная масса паров нефти, mн г/моль</td><td rowspan="2"><a id="p100585"></a>$\text{К}_{t}^{min}$</td><td rowspan="2"><a id="p100586"></a>$\text{К}_{t}^{max}$</td><td rowspan="2"><a id="p100587"></a>$\text{К}_{\text{тр}}^{\text{ср}}$</td><td rowspan="2"><a id="p100588"></a>Кр</td><td rowspan="2"><a id="p100589"></a>n</td><td rowspan="2"><a id="p100590"></a>Коб</td><td rowspan="2"><a id="p100591"></a>Ксвв</td><td rowspan="2"><a id="p100592"></a>Потери нефти за год, т $\sum \text{П}$</td><td rowspan="2"><a id="p100593"></a>Нормативы потерь, $\sum \text{П}_{\text{исп}}(\%)$</td></tr>
<tr><td><a id="p100594"></a>нефти Qн</td><td><a id="p100595"></a>жидкости Qж</td><td><a id="p100596"></a>нефти $\rho_{\text{н}}$</td><td><a id="p100597"></a>воды $\rho_{\text{в}}$</td></tr>
<tr><td><a id="p100598"></a>ЦППН (РВС-1-2)</td><td><a id="p100599"></a>7000000</td><td><a id="p100600"></a>8735000</td><td><a id="p100601"></a>0,85</td><td><a id="p100602"></a>1,09</td><td><a id="p100603"></a>5000</td><td><a id="p100604"></a>2</td><td><a id="p100605"></a>5 - 50</td><td><a id="p100606"></a>428</td><td><a id="p100607"></a>39</td><td><a id="p100608"></a>68,4</td><td><a id="p100609"></a>0,35</td><td><a id="p100610"></a>1,1</td><td><a id="p100611"></a>0,1</td><td><a id="p100612"></a>1</td><td><a id="p100613"></a>985</td><td><a id="p100614"></a>0,6</td><td><a id="p100615"></a>0,1</td><td><a id="p100616"></a>61,241</td><td><a id="p100617"></a>0,0009</td></tr>
<tr><td><a id="p100618"></a>Источник данных</td><td><a id="p100619"></a>Планируемые уровни добычи</td><td><a id="p100620"></a>Планируемые уровни добычи</td><td><a id="p100621"></a>Протокол исследований</td><td><a id="p100622"></a>Данные промысловых испытаний</td><td><a id="p100623"></a>Регламентные данные</td><td><a id="p100624"></a>Тех. схема, Регламентные данные</td><td><a id="p100625"></a>Регламентные данные</td><td><a id="p100626"></a>Протокол исследований</td><td><a id="p100627"></a>Протокол исследований</td><td><a id="p100628"></a><a href="#p100152">Приложение 2</a> "Методики..."</td><td><a id="p100629"></a><a href="#p100286">Приложение 3</a> "Методики..."</td><td><a id="p100630"></a><a href="#p100286">Приложение 3</a> "Методики..."</td><td><a id="p100631"></a>Тех. схема, Регламентные данные, <a href="#p100460">Приложение 4</a> "Методики..."</td><td><a id="p100632"></a><a href="#p100497">Приложение 5</a> "Методики..."</td><td><a id="p100633"></a>$n = Q_{\text{ж}}/(\rho_{\text{ж}}*N_{\text{р}}*V_{\text{р}}*\text{К}_{\text{з}})$</td><td><a id="p100634"></a><a href="#p100120">Приложение 1</a> "Методики..."</td><td><a id="p100635"></a>паспорт, проектная документация</td><td><a id="p100636"></a><img src="https://i.bukva.ai/Ueo0h7pDe/img_1.png" alt="формула"></td><td><a id="p100637"></a><img src="https://i.bukva.ai/Ueo0h7pDe/img_2.png" alt="формула"></td></tr>
</table>




<a id="p100638"></a>

---