---
title: "\"Методические рекомендации по определению технологических потерь нефти при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки и обустройства месторождений (лицензионных участков, участков недр)\""
issuer: "Министерство энергетики Российской Федерации"
status: действует
canonical: "https://bukva.ai/docs/metodicheskie-rekomendatsii-po-opredeleniyu-minenergo-rossii-ministerstvo-3"
---

## "Методические рекомендации по определению технологических потерь нефти при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки и обустройства месторождений (лицензионных участков, участков недр)"

# "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)


<a id="p100001"></a>Утверждаю
Заместитель Министра энергетики
Российской Федерации
**П.Ю.СОРОКИН**
10 апреля 2018 г.


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

**ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ ПРИ ДОБЫЧЕ,**
**ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ СВЯЗАННЫХ С ПРИНЯТОЙ СХЕМОЙ И ТЕХНОЛОГИЕЙ**
**РАЗРАБОТКИ И ОБУСТРОЙСТВА МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЛИЦЕНЗИОННЫХ**
**УЧАСТКОВ, УЧАСТКОВ НЕДР)**

<a id="p100003"></a>Методические рекомендации по определению [технологических потерь](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-400-2008#p100131) нефти при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки и обустройства месторождений (лицензионных участков, участков недр) (далее - Методические рекомендации) предназначены для определения способов и методов оценки потерь нефти при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки и обустройства месторождений (лицензионного участка, участка недр) при подготовке обоснований и расчетов технологических потерь нефти в целях утверждения Министерством энергетики Российской Федерации нормативов технологических потерь нефти при добыче.


### 1. <a id="p100004"></a>Общие положения


<a id="p100005"></a>1.1. Для целей настоящих Методических рекомендаций под технологическими потерями нефти при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки и обустройства месторождений (лицензионного участка, участка недр) (далее - Потери нефти, понимаются безвозвратные потери (уменьшение массы) нефти, связанные с реализуемыми техническими проектами обустройства месторождений (лицензионных участков, участков недр), обусловленные технологическими особенностями производственного цикла, а также состава извлекаемой нефтегазоводяной смеси и физико-химическими характеристиками добываемой нефти.

#### <a id="p100006"></a>1.2 Потери нефти по видам подразделяются на потери от:

- <a id="p100007"></a>испарения нефти;
- <a id="p100008"></a>уноса капельной нефти потоком нефтяного (попутного) газа;
- <a id="p100009"></a>уноса капельной нефти потоками сточных (дренажных) вод.
<a id="p100010"></a>Количество нефти в составе нефтяного (попутного) газа для целей настоящих Методических рекомендаций может относиться к технологическим потерям добытой нефти от уноса потоком нефтяного (попутного) газа только в части, сопоставимой с количеством технологических потерь нефтяного (попутного) газа данного месторождения (лицензионного участка, участка недр) и которое не предусматривается для утилизации технологической схемой разработки месторождения (лицензионного участка, участка недр), согласованной и утвержденной в установленном порядке.

#### <a id="p100011"></a>1.3 К Потерям нефти при добыче не относятся:

- <a id="p100012"></a>потери, вызванные нарушением нормативных документов, регламентирующих эксплуатацию оборудования, технологических процессов, сооружений, а также несоблюдением положений документов по стандартизации, использованных в принятой технологической схеме;
- <a id="p100013"></a>потери нефти, произошедшие при производстве ремонтных и (или) восстановительных работ, а также при производстве испытаний на нефтегазопромысловых объектах в процессе добычи;
- <a id="p100014"></a>потери нефти при несовершении технологического процесса ее добычи, а также после завершения технологического процесса ее добычи, в том числе вследствие ее хранения и (или) транспортировки;
- <a id="p100015"></a>количество нефти, используемое при проведении регламентных и ремонтных работ, а также при проведении испытаний после проведения ремонтных работ;
- <a id="p100016"></a>количество нефти, использованное на собственные и (или) коммунальные нужды, в том числе в виде капельной нефти, содержащейся в воде, используемой в системе поддержания пластового давления (ППД).
<a id="p100017"></a>1.4. Подготовка материалов по обоснованию Потерь нефти для утверждения нормативов технологических потерь субъектами хозяйственной деятельности осуществляют на основании утвержденного проекта разработки месторождения (лицензионного участка, участка недр) и проекта его промыслового обустройства с изменениями и дополнениями, внесенными в установленном порядке.
<a id="p100018"></a>1.5. Проект норматива технологических потерь нефти при добыче по месторождению (лицензионному участку, участку недр) (N, %) рассчитывается по формуле:

<a id="p100019"></a> $N = \frac{(\text{П}_{\text{газ}} + \text{П}_{\text{вод}} + \text{П}_{\text{исп}})*100}{\text{Д}_{\text{пр}}}$ (1.1)

<a id="p100020"></a>где,
<a id="p100021"></a>Пгаз - потери нефти от уноса потоком нефтяного (попутного) газа, т;
<a id="p100022"></a>Пвод - потери нефти от уноса капельной нефти сточными (дренажными) водами, т;
<a id="p100023"></a>Писп - потери нефти от испарения в сырьевых и технологических резервуарах, т;
<a id="p100024"></a>Дпр - количество добываемой нефти, предусмотренное проектной документацией, т.
<a id="p100025"></a>1.6. К расчетам Потерь нефти оформляется структура технологических потерь нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной в предыдущем и плановом году по каждому объекту потерь месторождения (лицензионного участка, участка недр) и видам потерь [(приложение 1)](#p100138).


### 2. <a id="p100026"></a>Источники Потерь нефти


<a id="p100027"></a>2.1. При добыче нефти на месторождениях источниками Потерь нефти могут являться объекты обустройства месторождений, на которых производится сепарация (разделение) нефти, нефтяного газа и попутно добываемой пластовой воды, такие как:
- <a id="p100028"></a>устройства (установки) предварительного сброса воды (УПСВ);
- <a id="p100029"></a>нефтегазовые сепараторы (НГС) разгазирования в составе дожимных насосных станций (ДНС), территориально расположенные на месторождении или в составе комплексных сборных пунктов с частичным (или глубоким) обезвоживанием добываемой нефти, транспортируемой далее на пункты (установки) подготовки нефти (ППН, УПН).
<a id="p100030"></a>Источником Потерь нефти в сырьевых и технологических резервуарах является дыхательная аппаратура.


### 3. <a id="p100031"></a>Обоснование величины Потерь нефти


<a id="p100032"></a>3.1. Обоснование величины Потерь нефти - документальные подтверждения потерь при осуществлении производственного цикла сбора и подготовки нефти (техническая документация по эксплуатации оборудования и сооружений, принятая схема и технология разработки месторождения, утвержденный технический проект обустройства месторождения и (или) план пробной эксплуатации скважин, если участок недр предоставлен для геологического изучения, разведки и добычи полезных ископаемых, осуществляемых по совмещенной лицензии, паспорта на технологическое оборудование и (или) сооружения, технические условия на их эксплуатацию).
<a id="p100033"></a>3.2. Расчеты Потерь нефти подготавливаются по каждому конкретному месту образования потерь на объектах сбора и подготовки нефти в соответствии с принятой схемой и технологией разработки месторождения (лицензионного участка), технического проекта обустройства месторождения или плана пробной эксплуатации скважин (если участок недр предоставлен для геологического изучения, разведки и добычи полезных ископаемых, осуществляемых по совмещенной лицензии) с использованием результатов промысловых измерений и данных анализов (испытаний) отобранных проб нефти.
<a id="p100034"></a>По вновь разрабатываемым месторождениям используются расчеты и проекты нормативов, определенные техническим проектом обустройства месторождения.
<a id="p100035"></a>3.3. Количество Потерь нефти рассчитывается на основании утвержденной проектной документации, отражающей процессы сбора и подготовки углеводородного сырья с получением нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной с учетом инфраструктуры каждого отдельного предприятия.
<a id="p100036"></a>3.4. Количество Потерь нефти рассчитывается по каждому месту образования потерь в единицах массы в период, соответствующий среднегодовой температуре окружающей среды.
<a id="p100037"></a>3.5. При обосновании и определении Потерь нефти используются постоянные величины и коэффициенты, устанавливаемые нормативными документами, национальными (государственными) стандартами.


### 4. <a id="p100038"></a>Метод определения Потерь нефти от уноса нефти потоком нефтяного (попутного) газа



#### <a id="p100039"></a>4.1 Массовая доля Потерь нефти от уноса ее потоком нефтяного (попутного) газа рассчитывается по формуле:


<a id="p100040"></a>Пгаз = q'ун * G/104, % масс. (4.1)

<a id="p100041"></a>где,
<a id="p100042"></a>q'УН - удельный унос нефти потоком нефтяного (попутного) газа на первой ступени сепарации, г/м3;
<a id="p100043"></a>G - газовый фактор на первой ступени сепарации, м3/т.
<a id="p100044"></a>4.3. Величина удельного уноса капельной нефти потоком нефтяного (попутного) газа за время конкретного замера рассчитывается по формуле:

<a id="p100045"></a> $q_{\text{У}}'_{\text{Н}} = \frac{(m_{\text{СТ}}^{\text{пос}} - m_{\text{СТ}}^{\text{до}}) \cdot (1 - \varphi^{\text{В}})\rho' \cdot \text{Т}^{"} \cdot \text{р}_{\text{с}}}{(\rho' \cdot (1 - \varphi^{\text{В}}) + \varphi^{\text{В}} \cdot \rho_{\text{ПЛ}}^{\text{В}}) \cdot Q_{\text{СЧ}}^{"} \cdot \text{р}^{"} \cdot T_{c}}$ , (4.2)

<a id="p100046"></a>где,
<a id="p100047"></a> $m_{\text{СТ}}^{\text{до}}$ , $m_{\text{СТ}}^{\text{пос}}$ - масса фильтровального стакана с материалом до и после сброса газа, г;
<a id="p100048"></a> $\varphi^{\text{В}}$ - средневзвешенная объемная доля воды в жидкой составляющей скважиной продукции на месторождении (по данным нефтепромысловых служб);
<a id="p100049"></a> $Q_{\text{СЧ}}^{"}$ - объем газа, зафиксированный счетчиком за время одного замера, м3;
<a id="p100050"></a>p", T" - абсолютные давление и температура нефтяного (попутного) газа в счетчике, кПа, К;
<a id="p100051"></a>pс, Tс - стандартное давление (101,325 кПа) и температура (293,15 К);
<a id="p100052"></a> $\rho'$ - плотность нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефти (по данным нефтепромысловых служб), кг/м3;
<a id="p100053"></a> $\rho_{\text{ПЛ}}^{\text{В}}$ - плотность попутно добываемой пластовой воды (подтверждается проектными документами на разработку месторождения), кг/м3.
<a id="p100054"></a>4.4. При расчете величины удельного уноса нефти потоком нефтяного (попутного) газа в показатель $\varphi^{\text{В}}$ 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.
<a id="p100055"></a>4.5. Газовый фактор на ступенях сепарации принимается по данным нефтепромысловых служб.
<a id="p100056"></a>4.6. Измерения удельного уноса капельной нефти производится в пределах утвержденного технологического регламента и определяется как средневзвешенная величина по результатам 5 измерений.
<a id="p100057"></a>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.
<a id="p100058"></a>Результаты замеров фиксируются актами фактических замеров.


### 5. <a id="p100059"></a>Методы определения Потерь нефти в результате уноса капельной нефти сточными (дренажными) водами


<a id="p100060"></a>5.1. Потери нефти от уноса сточными (дренажными) водами в процессе промыслового сбора и подготовки нефти до получения нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной рассчитываются по формуле:

<a id="p100061"></a> $\text{П}_{\text{УВ}} = \frac{\text{С}_{\text{В}}'}{10^{4}} \cdot (\frac{\varphi^{B}}{100 - \varphi^{B}} \cdot \frac{1}{\rho'} + \frac{Q^{B}}{q'})$ , (5.1)

<a id="p100062"></a>где,
<a id="p100063"></a>ПУВ - потери нефти от уноса сточными (дренажными) водами, % масс.;
<a id="p100064"></a> $\text{С}_{\text{В}}'$ - концентрация капельной нефти в сточной (дренажной) воде, мг/л;
<a id="p100065"></a> $\varphi^{B}$ - средневзвешенная обводненность добываемой нефти, % об.;
<a id="p100066"></a> $\rho'$ - плотность нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефти, т/м3;
<a id="p100067"></a>QB - среднесуточный расход воды для обессоливания, м3/сут.;
<a id="p100068"></a>q' - среднесуточная добыча нефти на месторождении, т/сут.
<a id="p100069"></a>5.2. Определение потерь нефти от уноса сточными (дренажными) водами осуществляется по отдельным установкам подготовки и сброса сточных (дренажными) вод с суммированием результатов по формуле:

<a id="p100070"></a> $\text{П}_{\text{УВ}} = \frac{1}{10^{4}q' \cdot \rho'} \sum_{j = 1}^{k} (\frac{1}{1 - \varphi_{j\text{до}}^{\text{В}}} - \frac{1}{1 - \varphi_{j\text{пос}}^{\text{В}}}) \cdot q'_{j} \cdot C'_{j\text{В}}$ , (5.2)

<a id="p100071"></a>где,
<a id="p100072"></a>ПУВ - потери нефти от уноса сточными (дренажными) водами, % масс;
<a id="p100073"></a>k - число промысловых объектов сброса сточных (дренажных) вод в системе обустройства месторождения;
<a id="p100074"></a> $\varphi_{j\text{до}}^{\text{В}}$ , $\varphi_{j\text{пос}}^{\text{В}}$ - обводненность продукции соответственно на входе и выходе j-ой установки, объемные доли;
<a id="p100075"></a> $q'_{j}$ - среднесуточная масса добытой нефти из скважин, попутная вода которых попадает на j-ю установку сброса сточных (дренажных) вод, т/сут.;
<a id="p100076"></a> $C'_{j\text{В}}$ - средняя концентрация остаточной нефти в дренажной воде j-й установки, мг/л;
<a id="p100077"></a> $\rho'$ - плотность нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефти, т/м3;
<a id="p100078"></a>q' - среднесуточная масса добытой нефти на месторождении, т/сут.
<a id="p100079"></a>5.3. В пунктах, где осуществляется обессоливание нефти, унос нефти промывной водой применяются поправки в параметр "обводненность продукции до j-й установки". Откорректированное значение обводненности $\varphi_{j\text{до} +}^{\text{В}}$ рассчитывается по формуле:

<a id="p100080"></a> $\varphi_{j\text{до} +}^{\text{В}} = \frac{Q' \cdot \varphi_{j\text{до}}^{\text{В}}}{Q' + Q_{+}^{B}\varphi_{j\text{до}}^{B}}$ , (5.3)

<a id="p100081"></a>где,
<a id="p100082"></a>Q' - суточный объем нефти, подвергающейся обессоливанию, м3/сут.;
<a id="p100083"></a> $Q_{+}^{B}$ - среднесуточный расход пресной воды, м3/сут.
<a id="p100084"></a>5.4. Параметры, входящие в [формулы (5.1)](#p100061), [(5.2)](#p100070) и [(5.3)](#p100080), принимаются из отчетов нефтепромысловых служб.
<a id="p100085"></a>5.5. Для расчета средневзвешенной обводненности нефти используются данные замеров дебитов скважин по жидкости и анализов на обводненность или данные о планируемой добыче согласно утвержденной проектной документации или плановые показатели в рамках предельных отклонений от проектной документации.
<a id="p100086"></a>5.6. Расчет Потерь нефти в результате уноса капельной нефти сточными (дренажными) водами производится без учета количества растворенной нефти в составе воды, используемой в системе ППД (собственные технологические нужды).
<a id="p100087"></a>5.7. Расчет Потерь нефти в результате уноса капельной нефти сточными (дренажными) водами производится в том числе в составе воды, закачиваемой в поглощающие скважины.


### 6. <a id="p100088"></a>Метод определения Потерь нефти от испарения в сырьевых и технологических резервуарах


<a id="p100089"></a>6.1. Количество Потерь нефти из технологического резервуара (группы одноцелевых резервуаров) в среднем за год рассчитываются по формуле:

<a id="p100090"></a>Писп = (P38 * m * (Ktmax * Kp + Ktmin) * Kтрср * Kоб * Кссв * Ккл * Qн * 0,294)/(107 * pн), (6.1)

<a id="p100091"></a>где,
<a id="p100092"></a>Qн - количество нефти, закачиваемое в резервуары в течение года, тонн.
<a id="p100093"></a>pн - плотность нефти, т/м3;
<a id="p100094"></a>P38 - давление насыщенных паров жидких углеводородов при температуре 37,8 °C (мм. рт. ст.) (определять по ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99));
<a id="p100095"></a>Ktmin, Ktmax - опытные коэффициенты, принимаются по [Приложению 2](#p100168);
<a id="p100096"></a>Kтрср - опытный коэффициент, принимается по [Приложению 3](#p100342);
<a id="p100097"></a>Коб - коэффициент оборачиваемости, принимается по [Приложению 4](#p100381);
<a id="p100098"></a>Kp - опытный коэффициент, принимается по [Приложению 5](#p100413);
<a id="p100099"></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="p100100"></a>Ккл - опытный коэффициент оснащенности дыхательного клапана диском отражателем, принимается в размере 0,8;
<a id="p100101"></a>m - молекулярная масса паров нефти, принимается по [Приложению 6](#p100463), в зависимости от температуры начала кипения углеводородов (tНК).
<a id="p100102"></a>6.2. Значение коэффициента Kоб принимается в зависимости от годовой оборачиваемости резервуаров.
<a id="p100103"></a>При расчете оборачиваемости следует учесть, что Qж - кол-во нефтегазоводяной смеси, закачиваемое в технологические резервуары в течение года, т/год:

<a id="p100104"></a>n = Qж /(pж * Nр * Vр * Kз)

<a id="p100105"></a>n = (VН + VВ)/(<sub>N</sub>р * Vр * Kз)

<a id="p100106"></a> $V_{\text{н}} = Q_{\text{н}}/\rho_{\text{н}}$ 

<a id="p100107"></a> $V_{B} = W*Q_{\text{н}}/(1 - W)\rho_{\text{н}}$ ,

<a id="p100108"></a>где,
<a id="p100109"></a>n - годовая оборачиваемость резервуара (группы одноцелевых резервуаров);
<a id="p100110"></a>Nр - количество одноцелевых технологических резервуаров (определяется согласно технологическому регламенту объекта подготовки нефти);
<a id="p100111"></a>Kз - коэффициент заполнения резервуара (принимается равным 0,8);
<a id="p100112"></a>Vр - объем технологического РВС (определяется согласно технологическому регламенту объекта подготовки нефти);
<a id="p100113"></a>W - обводненность нефти, %.
<a id="p100114"></a>Значения опытного коэффициента Коб принимаются по [Приложению 4](#p100381).

#### <a id="p100115"></a>6.3 Исходные данные для расчета Потерь нефти из резервуаров по данным предприятия принимаются:

- <a id="p100116"></a>количество нефти и количество жидкости, закачиваемое в резервуары в течение года (Qн и Qж, т/год) или иного периода года;
- <a id="p100117"></a>температура начала кипения (tнк, °C) нефтей;
- <a id="p100118"></a>плотность ( $\rho_{\text{н}}$ , т/м3) нефти;
- <a id="p100119"></a>давление насыщенных паров нефти (P38, мм. рт. ст.) определяется по ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99);
- <a id="p100120"></a>температура жидкости измеренная при максимальных (tжmax, °C) и минимальных (tжmin, °C) ее значениях в период закачки в резервуар.
<a id="p100121"></a>6.4. Расчет Потерь нефти от испарения из резервуаров заносится в таблицу в соответствии с [Приложением 7](#p100597).


### 7. <a id="p100122"></a>Отбор и подготовка к анализу проб нефти и проб газовой смеси


<a id="p100123"></a>7.1. Пробы нефти отбираются по ГОСТ 2517 "Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб" в пробоотборники, а пробы газовой смеси рекомендуется отбирать по ГОСТ 18917-82 "Газ горючий природный. Методы отбора проб".
<a id="p100124"></a>7.2. Отбор и подготовка к анализу проб нефти и проб газовой смеси осуществляется в порядке, установленном документами в области технического регулирования.


### 8. <a id="p100125"></a>Рекомендации по организации исследований для определения Потерь нефти


<a id="p100126"></a>8.1. Рекомендуется проводить анализ действующих систем сбора и подготовки нефти месторождения на соответствие их принятой технологической схеме в целях выявления источников потерь нефти и распределения их по видам.
<a id="p100127"></a>8.2. По проектным технологическим схемам систем сбора нефти, нефтяного (попутного) газа и попутной воды, проектам обустройства месторождений определяется количество сепарационных узлов, состав их оборудования, наличие компрессорных станций, конденсатосборников в газосборных сетях. Выясняются способы утилизации смеси конденсата и нефти из конденсатосборников и приемных сепараторов компрессорных станций.
<a id="p100128"></a>8.3. Определяется количество установок предварительного сброса попутных пластовых вод, места их расположения и анализируется технология подготовки пластовой воды для возможной утилизации ее в системе поддержания пластового давления.
<a id="p100129"></a>8.4. Определяется количество дожимных насосных станций, места их расположения, типы и количество насосов и дренажных емкостей на каждой дожимной насосной станции.
<a id="p100130"></a>8.5. Определяется количество центральных пунктов сбора нефти и газа, принадлежность каждого центрального пункта сбора нефти и газа, места расположения. На каждом центральном пункте сбора нефти и газа рекомендуется устанавливать в соответствии с проектным решением степень утилизации нефтяного (попутного) газа второй и последующих ступеней сепарации нефти, жидкой фазы из конденсатосборников и приемных сепараторов компрессорных станций. Исходя из полученной информации принимается решение - являются ли нефтегазовые сепараторы источниками потерь нефти от уноса газом.
<a id="p100131"></a>8.6. Технологические резервуары эксплуатируются в режиме динамического отстоя нефти, когда нефть с остаточным содержанием воды с установок подготовки поступает в нижнюю часть технологического (буферного) резервуара, а через стояк с верхнего уровня перетекает (перекачивается) в резервуар хранения готовой продукции.
<a id="p100132"></a>8.7. Отстойники или резервуары для очистки и подготовки сточных (дренажных) вод на центральном пункте сбора нефти и газа являются источниками потерь нефти от уноса сточными водами.
<a id="p100133"></a>8.8. В итоге проведенного анализа составляется таблица, представляющая распределение выявленных источников по видам потерь: (графа) наименование вида потерь, (графа) количество источников, (графа) место расположения источника.
<a id="p100134"></a>8.9. Исходные данные для расчета величины Потерь нефти из выявленных источников потерь частично определяются данными нефтепромысловых служб, недостающие данные определяются экспериментально.
<a id="p100135"></a>8.10. Определяются типы и количество резервуаров, количество и места расположения дыхательных клапанов (вентиляционных патрубков), являющихся источниками потерь.
<a id="p100136"></a>В итоге проведенных инвентаризации и анализа составляется реестр источников потерь нефти.





<a id="p100137"></a>Приложение 1
к Методическим рекомендациям
по определению технологических потерь
нефти при добыче, технологически связанных
с принятой схемой и технологией разработки
и обустройства месторождений
(лицензионных участков)

<a id="p100138"></a>Структура
технологических потерь нефти обезвоженной, обессоленной
и стабилизированной в предыдущем и плановом году
по каждому объекту потерь месторождения
_________________________________
(лицензионного участка)


<table>
<colgroup><col width="7%"><col width="9%"><col width="21%"><col width="11%"><col width="6%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="6%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="6%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="4%"></colgroup>
<tr><td rowspan="4"><a id="p100139"></a>Периоды</td><td rowspan="4"><a id="p100140"></a>Добыча нефти, тыс. тонн</td><td rowspan="4"><a id="p100141"></a>Норматив технологических потерь нефти при добыче</td><td rowspan="4"><a id="p100142"></a>Всего технологические потери, тыс. тонн/%</td><td colspan="12"><a id="p100143"></a>В том числе</td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100144"></a>унос с газом</td><td colspan="4"><a id="p100145"></a>унос с водой</td><td colspan="4"><a id="p100146"></a>испарение</td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100147"></a>итого, т</td><td colspan="3"><a id="p100148"></a>из них по объектам потерь, т</td><td rowspan="2"><a id="p100149"></a>итого, т</td><td colspan="3"><a id="p100150"></a>из них по объектам потерь, т</td><td rowspan="2"><a id="p100151"></a>итого, т</td><td colspan="3"><a id="p100152"></a>из них по объектам потерь, т</td></tr>
<tr><td><a id="p100153"></a>...</td><td><a id="p100154"></a>...</td><td><a id="p100155"></a>...</td><td><a id="p100156"></a>...</td><td><a id="p100157"></a>...</td><td><a id="p100158"></a>...</td><td><a id="p100159"></a>...</td><td><a id="p100160"></a>...</td><td><a id="p100161"></a>...</td></tr>
<tr><td><a id="p100162"></a>Предыдущий</td><td></td><td><a id="p100163"></a>Утвержденный (реквизиты приказа)</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100164"></a>Плановый (расчетный)</td><td></td><td><a id="p100165"></a>Проект</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td><a id="p100166"></a>Проект, установленный техническим проектом (по вновь разрабатываемым месторождениям)</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>






<a id="p100167"></a>Приложение 2
к Методическим рекомендациям
по определению технологических потерь
нефти при добыче, технологически связанных
с принятой схемой и технологией разработки
и обустройства месторождений
(лицензионных участков)

<a id="p100168"></a>**ЗНАЧЕНИЯ**
ОПЫТНЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ Ktmin, Ktmax, ГДЕ tж - ТЕМПЕРАТУРА
**ЖИДКОСТИ, °C: (ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ РАБОТУ РВС ПРИНИМАЕТСЯ**
**СОГЛАСНО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ РЕГЛАМЕНТУ)**


| <a id="p100169"></a>tж, °C | <a id="p100170"></a>Кt | <a id="p100171"></a>tж, °C | <a id="p100172"></a>Кt | <a id="p100173"></a>tж, °C | <a id="p100174"></a>Кt | <a id="p100175"></a>tж, °C | <a id="p100176"></a>Кt | <a id="p100177"></a>tж, °C | <a id="p100178"></a>Кt |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| <a id="p100179"></a>-30 | <a id="p100180"></a>0.09 | <a id="p100181"></a>-14 | <a id="p100182"></a>0.173 | <a id="p100183"></a>+<sub>2</sub> | <a id="p100184"></a>0.31 | <a id="p100185"></a>18 | <a id="p100186"></a>0.54 | <a id="p100187"></a>34 | <a id="p100188"></a>0.82 |
| <a id="p100189"></a>-<sub>29</sub> | <a id="p100190"></a>0.093 | <a id="p100191"></a>-<sub>13</sub> | <a id="p100192"></a>0.18 | <a id="p100193"></a>+3 | <a id="p100194"></a>0.33 | <a id="p100195"></a>19 | <a id="p100196"></a>0.56 | <a id="p100197"></a>35 | <a id="p100198"></a>0.83 |
| <a id="p100199"></a>-<sub>28</sub> | <a id="p100200"></a>0.096 | <a id="p100201"></a>-12 | <a id="p100202"></a>0.185 | <a id="p100203"></a>+4 | <a id="p100204"></a>0.34 | <a id="p100205"></a>20 | <a id="p100206"></a>0.57 | <a id="p100207"></a>36 | <a id="p100208"></a>0.85 |
| <a id="p100209"></a>-27 | <a id="p100210"></a>0.10 | <a id="p100211"></a>-11 | <a id="p100212"></a>0.193 | <a id="p100213"></a>+5 | <a id="p100214"></a>0.35 | <a id="p100215"></a>21 | <a id="p100216"></a>0.58 | <a id="p100217"></a>37 | <a id="p100218"></a>0.87 |
| <a id="p100219"></a>-26 | <a id="p100220"></a>0.105 | <a id="p100221"></a>-10 | <a id="p100222"></a>0.2 | <a id="p100223"></a>+6 | <a id="p100224"></a>0.36 | <a id="p100225"></a>22 | <a id="p100226"></a>0.60 | <a id="p100227"></a>38 | <a id="p100228"></a>0.88 |
| <a id="p100229"></a>-25 | <a id="p100230"></a>0.11 | <a id="p100231"></a>-9 | <a id="p100232"></a>0.21 | <a id="p100233"></a>+7 | <a id="p100234"></a>0.375 | <a id="p100235"></a>23 | <a id="p100236"></a>0.62 | <a id="p100237"></a>39 | <a id="p100238"></a>0.90 |
| <a id="p100239"></a>-24 | <a id="p100240"></a>0.115 | <a id="p100241"></a>-8 | <a id="p100242"></a>0.215 | <a id="p100243"></a>+8 | <a id="p100244"></a>0.39 | <a id="p100245"></a>24 | <a id="p100246"></a>0.64 | <a id="p100247"></a>40 | <a id="p100248"></a>0.91 |
| <a id="p100249"></a>-23 | <a id="p100250"></a>0.12 | <a id="p100251"></a>-7 | <a id="p100252"></a>0.225 | <a id="p100253"></a>+9 | <a id="p100254"></a>0.40 | <a id="p100255"></a>25 | <a id="p100256"></a>0.66 | <a id="p100257"></a>41 | <a id="p100258"></a>0.93 |
| <a id="p100259"></a>-22 | <a id="p100260"></a>0.125 | <a id="p100261"></a>-6 | <a id="p100262"></a>0.235 | <a id="p100263"></a>10 | <a id="p100264"></a>0.42 | <a id="p100265"></a>26 | <a id="p100266"></a>0.68 | <a id="p100267"></a>42 | <a id="p100268"></a>0.94 |
| <a id="p100269"></a>-21 | <a id="p100270"></a>0.13 | <a id="p100271"></a>-5 | <a id="p100272"></a>0.24 | <a id="p100273"></a>11 | <a id="p100274"></a>0.43 | <a id="p100275"></a>27 | <a id="p100276"></a>0.69 | <a id="p100277"></a>43 | <a id="p100278"></a>0.96 |
| <a id="p100279"></a>-20 | <a id="p100280"></a>0.135 | <a id="p100281"></a>-4 | <a id="p100282"></a>0.25 | <a id="p100283"></a>12 | <a id="p100284"></a>0.445 | <a id="p100285"></a>28 | <a id="p100286"></a>0.71 | <a id="p100287"></a>44 | <a id="p100288"></a>0.98 |
| <a id="p100289"></a>-19 | <a id="p100290"></a>0.14 | <a id="p100291"></a>-3 | <a id="p100292"></a>0.26 | <a id="p100293"></a>13 | <a id="p100294"></a>0.46 | <a id="p100295"></a>29 | <a id="p100296"></a>0.73 | <a id="p100297"></a>45 | <a id="p100298"></a>1.00 |
| <a id="p100299"></a>-18 | <a id="p100300"></a>0.145 | <a id="p100301"></a>-2 | <a id="p100302"></a>0.27 | <a id="p100303"></a>14 | <a id="p100304"></a>0.47 | <a id="p100305"></a>30 | <a id="p100306"></a>0.74 | <a id="p100307"></a>46 | <a id="p100308"></a>1.02 |
| <a id="p100309"></a>-17 | <a id="p100310"></a>0.153 | <a id="p100311"></a>-1 | <a id="p100312"></a>0.28 | <a id="p100313"></a>15 | <a id="p100314"></a>0.49 | <a id="p100315"></a>31 | <a id="p100316"></a>0.76 | <a id="p100317"></a>47 | <a id="p100318"></a>1.04 |
| <a id="p100319"></a>-16 | <a id="p100320"></a>0.16 | <a id="p100321"></a>0 | <a id="p100322"></a>0.29 | <a id="p100323"></a>16 | <a id="p100324"></a>0.50 | <a id="p100325"></a>32 | <a id="p100326"></a>0.78 | <a id="p100327"></a>48 | <a id="p100328"></a>1.06 |
| <a id="p100329"></a>-15 | <a id="p100330"></a>0.165 | <a id="p100331"></a>+1 | <a id="p100332"></a>0.3 | <a id="p100333"></a>17 | <a id="p100334"></a>0.52 | <a id="p100335"></a>33 | <a id="p100336"></a>0.80 | <a id="p100337"></a>49 | <a id="p100338"></a>1.08 |
|  |  |  |  |  |  |  |  | <a id="p100339"></a>50 | <a id="p100340"></a>1.10 |






<a id="p100341"></a>Приложение 3
к Методическим рекомендациям
по определению технологических потерь
нефти при добыче, технологически связанных
с принятой схемой и технологией разработки
и обустройства месторождений
(лицензионных участков)

<a id="p100342"></a>ЗНАЧЕНИЕ ОПЫТНОГО КОЭФФИЦИЕНТА Ктрср


<table>
<colgroup><col width="27%"><col width="7%"><col width="16%"><col width="16%"><col width="16%"><col width="16%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100343"></a>Конструкция резервуаров</td><td rowspan="2"><a id="p100344"></a>Ктрср</td><td colspan="4"><a id="p100345"></a>Объем резервуара, Vр, м<sup>3</sup></td></tr>
<tr><td><a id="p100346"></a>100 и менее</td><td><a id="p100347"></a>200 - 400</td><td><a id="p100348"></a>700 - 1000</td><td><a id="p100349"></a>2000 и более</td></tr>
<tr><td colspan="6"><a id="p100350"></a>Режим эксплуатации "мерник" <a href="#p100377">&lt;*&gt;</a></td></tr>
<tr><td><a id="p100351"></a>Наземный вертикальный</td><td><a id="p100352"></a>Ктрср</td><td><a id="p100353"></a>0.63</td><td><a id="p100354"></a>0.61</td><td><a id="p100355"></a>0.58</td><td><a id="p100356"></a>0.56</td></tr>
<tr><td><a id="p100357"></a>Заглубленный</td><td><a id="p100358"></a>Ктрср</td><td><a id="p100359"></a>0.56</td><td><a id="p100360"></a>0.54</td><td><a id="p100361"></a>0.51</td><td><a id="p100362"></a>0.50</td></tr>
<tr><td><a id="p100363"></a>Наземный горизонтальный</td><td><a id="p100364"></a>Ктрср</td><td><a id="p100365"></a>0.70</td><td><a id="p100366"></a>0.68</td><td><a id="p100367"></a>0.65</td><td><a id="p100368"></a>0.63</td></tr>
<tr><td colspan="6"><a id="p100369"></a>Режим эксплуатации "буферная емкость"</td></tr>
<tr><td><a id="p100370"></a>Все типы конструкций</td><td><a id="p100371"></a>Ктрср</td><td><a id="p100372"></a>0.10</td><td><a id="p100373"></a>0.10</td><td><a id="p100374"></a>0.10</td><td><a id="p100375"></a>0.10</td></tr>
</table>



<a id="p100376"></a>

---

<a id="p100377"></a><*> Представляется паспорт на резервуар, в котором должны быть указаны максимальный и минимальный уровни взлива нефти.

<a id="p100378"></a>Режим эксплуатации 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="p100379"></a>Режим эксплуатации 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.





<a id="p100380"></a>Приложение 4
к Методическим рекомендациям
по определению технологических потерь
нефти при добыче, технологически связанных
с принятой схемой и технологией разработки
и обустройства месторождений
(лицензионных участков)

<a id="p100381"></a>ЗНАЧЕНИЕ ОПЫТНОГО КОЭФФИЦИЕНТА Коб


| <a id="p100382"></a>n | <a id="p100383"></a>900 | <a id="p100384"></a>800 | <a id="p100385"></a>700 | <a id="p100386"></a>600 | <a id="p100387"></a>500 | <a id="p100388"></a>400 | <a id="p100389"></a>300 | <a id="p100390"></a>200 | <a id="p100391"></a>100 | <a id="p100392"></a>80 | <a id="p100393"></a>60 | <a id="p100394"></a>40 | <a id="p100395"></a>30 | <a id="p100396"></a>20 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| <a id="p100397"></a>Коб | <a id="p100398"></a>0,6 | <a id="p100399"></a>0,62 | <a id="p100400"></a>0,65 | <a id="p100401"></a>0,7 | <a id="p100402"></a>0,75 | <a id="p100403"></a>0,8 | <a id="p100404"></a>0,9 | <a id="p100405"></a>1,1 | <a id="p100406"></a>1,35 | <a id="p100407"></a>1,5 | <a id="p100408"></a>1,75 | <a id="p100409"></a>2,0 | <a id="p100410"></a>2,25 | <a id="p100411"></a>2,5 |






<a id="p100412"></a>Приложение 5
к Методическим рекомендациям
по определению технологических потерь
нефти при добыче, технологически связанных
с принятой схемой и технологией разработки
и обустройства месторождений
(лицензионных участков)

<a id="p100413"></a>**ЗНАЧЕНИЕ**
ОПЫТНОГО КОЭФФИЦИЕНТА Kp, ГДЕ P38 - ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕННЫХ
**ПАРОВ ЖИДКОСТИ, ММ. РТ. СТ.**


| <a id="p100414"></a>P38 мм. рт. ст. | <a id="p100415"></a>Kp |
| --- | --- |
| <a id="p100416"></a>540 и менее | <a id="p100417"></a>1.00 |
| <a id="p100418"></a>550 | <a id="p100419"></a>1.03 |
| <a id="p100420"></a>560 | <a id="p100421"></a>1.07 |
| <a id="p100422"></a>570 | <a id="p100423"></a>1.11 |
| <a id="p100424"></a>580 | <a id="p100425"></a>1.15 |
| <a id="p100426"></a>590 | <a id="p100427"></a>1.19 |
| <a id="p100428"></a>600 | <a id="p100429"></a>1.24 |
| <a id="p100430"></a>610 | <a id="p100431"></a>1.28 |
| <a id="p100432"></a>620 | <a id="p100433"></a>1.33 |
| <a id="p100434"></a>630 | <a id="p100435"></a>1.38 |
| <a id="p100436"></a>640 | <a id="p100437"></a>1.44 |
| <a id="p100438"></a>650 | <a id="p100439"></a>1.49 |
| <a id="p100440"></a>660 | <a id="p100441"></a>1.55 |
| <a id="p100442"></a>670 | <a id="p100443"></a>1.61 |
| <a id="p100444"></a>680 | <a id="p100445"></a>1.68 |
| <a id="p100446"></a>690 | <a id="p100447"></a>1.74 |
| <a id="p100448"></a>700 | <a id="p100449"></a>1.81 |
| <a id="p100450"></a>710 | <a id="p100451"></a>1.89 |
| <a id="p100452"></a>720 | <a id="p100453"></a>1.97 |
| <a id="p100454"></a>730 | <a id="p100455"></a>2.05 |
| <a id="p100456"></a>740 | <a id="p100457"></a>2.14 |
| <a id="p100458"></a>750 | <a id="p100459"></a>2.23 |
| <a id="p100460"></a>759 | <a id="p100461"></a>2.32 |






<a id="p100462"></a>Приложение 6
к Методическим рекомендациям
по определению технологических потерь
нефти при добыче, технологически связанных
с принятой схемой и технологией разработки
и обустройства месторождений
(лицензионных участков)

<a id="p100463"></a>**ЗНАЧЕНИЕ**
**МОЛЕКУЛЯРНОЙ МАССЫ ПАРОВ НЕФТЕЙ В ЗАВИСИМОСТИ**
ОТ ТЕМПЕРАТУРЫ НАЧАЛА КИПЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ (tнк)


| <a id="p100464"></a>tнк | <a id="p100465"></a>m | <a id="p100466"></a>tнк | <a id="p100467"></a>m | <a id="p100468"></a>tнк | <a id="p100469"></a>m | <a id="p100470"></a>tнк | <a id="p100471"></a>m | <a id="p100472"></a>tнк | <a id="p100473"></a>m | <a id="p100474"></a>tнк | <a id="p100475"></a>m |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| <a id="p100476"></a>10 | <a id="p100477"></a>11.0 | <a id="p100478"></a>20 | <a id="p100479"></a>57.0 | <a id="p100480"></a>30 | <a id="p100481"></a>63.0 | <a id="p100482"></a>40 | <a id="p100483"></a>69.0 | <a id="p100484"></a>50 | <a id="p100485"></a>75.0 | <a id="p100486"></a>60 | <a id="p100487"></a>81 |
| <a id="p100488"></a>11 | <a id="p100489"></a>51.6 | <a id="p100490"></a>21 | <a id="p100491"></a>57.6 | <a id="p100492"></a>31 | <a id="p100493"></a>63.6 | <a id="p100494"></a>41 | <a id="p100495"></a>69.6 | <a id="p100496"></a>51 | <a id="p100497"></a>75.6 | <a id="p100498"></a>65 | <a id="p100499"></a>84 |
| <a id="p100500"></a>12 | <a id="p100501"></a>52.2 | <a id="p100502"></a>22 | <a id="p100503"></a>58.2 | <a id="p100504"></a>32 | <a id="p100505"></a>64.2 | <a id="p100506"></a>42 | <a id="p100507"></a>70.2 | <a id="p100508"></a>52 | <a id="p100509"></a>76.2 | <a id="p100510"></a>70 | <a id="p100511"></a>87 |
| <a id="p100512"></a>13 | <a id="p100513"></a>53.4 | <a id="p100514"></a>23 | <a id="p100515"></a>58.1 | <a id="p100516"></a>33 | <a id="p100517"></a>64.1 | <a id="p100518"></a>43 | <a id="p100519"></a>70.8 | <a id="p100520"></a>53 | <a id="p100521"></a>76.8 | <a id="p100522"></a>75 | <a id="p100523"></a>90 |
| <a id="p100524"></a>14 | <a id="p100525"></a>53.4 | <a id="p100526"></a>24 | <a id="p100527"></a>59.4 | <a id="p100528"></a>34 | <a id="p100529"></a>65.4 | <a id="p100530"></a>44 | <a id="p100531"></a>71.4 | <a id="p100532"></a>54 | <a id="p100533"></a>77.4 | <a id="p100534"></a>80 | <a id="p100535"></a>93 |
| <a id="p100536"></a>15 | <a id="p100537"></a>54.0 | <a id="p100538"></a>25 | <a id="p100539"></a>60.0 | <a id="p100540"></a>35 | <a id="p100541"></a>66.0 | <a id="p100542"></a>45 | <a id="p100543"></a>72.0 | <a id="p100544"></a>55 | <a id="p100545"></a>78.0 | <a id="p100546"></a>85 | <a id="p100547"></a>96 |
| <a id="p100548"></a>16 | <a id="p100549"></a>54.6 | <a id="p100550"></a>26 | <a id="p100551"></a>60.6 | <a id="p100552"></a>36 | <a id="p100553"></a>66.6 | <a id="p100554"></a>46 | <a id="p100555"></a>72.6 | <a id="p100556"></a>56 | <a id="p100557"></a>78.6 | <a id="p100558"></a>90 | <a id="p100559"></a>99 |
| <a id="p100560"></a>17 | <a id="p100561"></a>55.2 | <a id="p100562"></a>27 | <a id="p100563"></a>61.2 | <a id="p100564"></a>37 | <a id="p100565"></a>67.2 | <a id="p100566"></a>47 | <a id="p100567"></a>73.2 | <a id="p100568"></a>57 | <a id="p100569"></a>79.2 | <a id="p100570"></a>95 | <a id="p100571"></a>102 |
| <a id="p100572"></a>18 | <a id="p100573"></a>55.8 | <a id="p100574"></a>28 | <a id="p100575"></a>61.8 | <a id="p100576"></a>38 | <a id="p100577"></a>67.8 | <a id="p100578"></a>48 | <a id="p100579"></a>73.8 | <a id="p100580"></a>58 | <a id="p100581"></a>79.8 | <a id="p100582"></a>100 | <a id="p100583"></a>105 |
| <a id="p100584"></a>19 | <a id="p100585"></a>56.4 | <a id="p100586"></a>29 | <a id="p100587"></a>62.4 | <a id="p100588"></a>39 | <a id="p100589"></a>68.4 | <a id="p100590"></a>49 | <a id="p100591"></a>74.4 | <a id="p100592"></a>59 | <a id="p100593"></a>80.4 | <a id="p100594"></a>110 | <a id="p100595"></a>111 |






<a id="p100596"></a>Приложение 7
к Методическим рекомендациям
по определению технологических потерь
нефти при добыче, технологически связанных
с принятой схемой и технологией разработки
и обустройства месторождений
(лицензионных участков)

<a id="p100597"></a>**РАСЧЕТ**
**ПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ ИСПАРЕНИЯ ИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ**


<table>
<colgroup><col width="3%"><col width="3%"><col width="3%"><col width="2%"><col width="3%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="3%"><col width="3%"><col width="4%"><col width="3%"><col width="3%"><col width="4%"><col width="3%"><col width="11%"><col width="3%"><col width="3%"><col width="16%"><col width="14%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100598"></a>Место расположения РВС</td><td colspan="2"><a id="p100599"></a>Количество, проходящее через РВС, т/год</td><td colspan="3"><a id="p100600"></a>Плотность т/м3</td><td rowspan="2"><a id="p100601"></a>Объем резервуара, м3, V</td><td rowspan="2"><a id="p100602"></a>Кол-во одноцелевых РВС, N</td><td rowspan="2"><a id="p100603"></a>Тем-тура жидкости в РВС, °C</td><td rowspan="2"><a id="p100604"></a>ДНП P38, мм. рт. ст.,<br>P38</td><td rowspan="2"><a id="p100605"></a>Температура начала кипения нефти, °C</td><td rowspan="2"><a id="p100606"></a>Молек-ная масса паров нефти, mн, г/моль</td><td rowspan="2"><a id="p100607"></a>Ktmin</td><td rowspan="2"><a id="p100608"></a>Ktmax</td><td rowspan="2"><a id="p100609"></a>Kтрср</td><td rowspan="2"><a id="p100610"></a>Кp</td><td rowspan="2"><a id="p100611"></a>n</td><td rowspan="2"><a id="p100612"></a>Коб</td><td rowspan="2"><a id="p100613"></a>Ксвв</td><td rowspan="2"><a id="p100614"></a>Потери нефти за год, т $\sum \text{П}$</td><td rowspan="2"><a id="p100615"></a>Норматив потерь, $\sum \text{П}_{\text{исп}}$ (%)</td></tr>
<tr><td><a id="p100616"></a>нефти Qн</td><td><a id="p100617"></a>жидкости Qж</td><td><a id="p100618"></a>нефти $\rho_{\text{н}}$</td><td><a id="p100619"></a>воды $\rho_{\text{в}}$</td><td><a id="p100620"></a>жидкости $\rho_{\text{ж}}$</td></tr>
<tr><td><a id="p100621"></a>Источник данных</td><td><a id="p100622"></a>Планируемые уровни добычи</td><td><a id="p100623"></a>Планируемые уровни добычи</td><td><a id="p100624"></a>Протокол исследований</td><td><a id="p100625"></a>Данные промысловых испытаний</td><td><a id="p100626"></a>pж = ((Qж - Qн) · pв + Qн · pн) / Qж</td><td><a id="p100627"></a>Регламентные данные</td><td><a id="p100628"></a>Тех. схема, Регламентные данные</td><td><a id="p100629"></a>Регламентные данные</td><td><a id="p100630"></a>Протокол исследований</td><td><a id="p100631"></a>Протокол исследований</td><td><a id="p100632"></a>Приложение "Методики"</td><td><a id="p100633"></a>Приложение "Методики"</td><td><a id="p100634"></a>Приложение "Методики"</td><td><a id="p100635"></a>Тех. схема, Регламентные данные, Приложение "Методики"</td><td><a id="p100636"></a>Приложение "Методики"</td><td><a id="p100637"></a>$n = Q_{\text{ж}}/(V \cdot \rho_{\text{ж}} \cdot N)$</td><td><a id="p100638"></a>Приложение "Методики"</td><td><a id="p100639"></a>Паспорт, проектная документация</td><td><a id="p100640"></a><img src="https://i.bukva.ai/5sZ4RAWF3/img_0.png" alt="формула"></td><td><a id="p100641"></a>$\sum \text{П}_{\text{исп}}(\%) = Q_{\text{н}} \cdot 100/Q_{\text{н}}$</td></tr>
</table>




<a id="p100642"></a>

---