РД 39-108-91. Руководящий документ. Методические указания по определению величины технологических потерь нефтяного газа при его добыче, сборе, подготовке и межпромысловом транспортировании

(утв. Миннефтегазпромом СССР 30.05.1991)

ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ

flowchart LR
  n0["РД 39-1-1213-84"]:::rst
  n1["РД 39-108-91"]:::rst
  click n1 "https://bukva.ai/docs/rd-39-108-91" "РД 39-108-91. Руководящий документ. Методические указания по определению величины технологических потерь нефтяного газа при его добыче, сборе, подготовке и межпромысловом транспорт"
  n0 --> n1
classDef rst fill:#FFEBEB,stroke:#8B0000,color:#000;
classDef doc fill:#EBFFEB,stroke:#006400,color:#000;
classDef notEnt fill:#FFFFEB,stroke:#FF8C00,color:#000;

Утверждаю Врио начальника отдела

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ВЕЛИЧИНЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТЯНОГО ГАЗА ПРИ ЕГО ДОБЫЧЕ, СБОРЕ, ПОДГОТОВКЕ И МЕЖПРОМЫСЛОВОМ ТРАНСПОРТИРОВАНИИ

РД 39-108-91

Срок введения установлен

Настоящие методические указания предназначены для определения и нормирования величины технологических потерь нефтяного газа в процессе его добычи, сбора, промысловой подготовки или переработки, транспортирования.

Все предприятия нефтегазодобывающей промышленности обязаны руководствоваться настоящими методическими указаниями.

Документ разработан авторским коллективом в составе:

И.С. Бронштейн, Г.З. Эпштейн, В.Р. Пикин, С.А. Эйгенсон, Г.Н. Ярышев, А.П. Иванов, С.В. Пак, Р.Б. Уханова.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. В настоящем документе рассматриваются расчетные и экспериментальные методы определения величины потерь нефтяного газа и методы нормирования технологических потерь.

1.2. Потери нефтяного газа, связанные с авариями, вынужденными остановками технологического оборудования, отказом потребителя в приеме продукции, к технологическим потерям не относятся.

1.3. Представляемый на утверждение норматив технологических потерь по вводимым в эксплуатацию объектам в первый год эксплуатации устанавливается экспертным путем исходя из расчетной величины технологических потерь и на основе усредненных статистических данных по фактическим потерям на аналогичных объектах с учетом однотипности технологической схемы, оборудования и т.п.

1.4. Источниками технологических потерь нефтяного газа являются: нефтедобывающее оборудование; оборудование и аппаратура системы сбора, подготовки нефти и газа, переработки газа, газотранспортная система.

Потери в виде отходов производства обусловлены наличием в нефтяном газе паров воды и кислых компонентов — углекислого газа (CO_{2}) , сероводорода (\text{Н}_{2}S) и т.п.

1.5. Объем технологических потерь нефтяного газа за определенный период времени обусловлен применяемой техникой и технологией, а также частотой и продолжительностью технологических операций, при которых неизбежны потери газа.

1.6. Проведение технологических операций для каждого вида аппаратуры и оборудования, при которых теряется газ, устанавливается регламентом и (или) инструкциями, утвержденными руководством предприятия и правилами Госгортехнадзора /1 - 2/.

1.7. Работы по определению технологических потерь нефтяного газа выполняются службами производственного объединения или территориальными научно-исследовательскими и проектными институтами.

2. ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

2.1. Пластовая нефть — природная смесь углеводородов различных групп, находящихся в жидким состоянии, с примесью других (сернистых, азотистых, кислородных) соединений, залегающая в недрах земли.

2.2. Добыча нефти — комплекс технологических и производственных процессов, связанных с извлечением нефти из недр на земную поверхность, сбором и подготовкой ее на промыслах до товарных кондиций.

2.3. Валовая добыча нефти — суммарная масса нефти, сданная потребителям (т.н. товарной нефти), израсходованная на собственные нужды нефтегазодобывающего предприятия, находящаяся в технологическом оборудовании, а также потери.

2.4 Сепарация — процесс разделения и отделения газовой и жировой фаз.

Сепарация нефти осуществляется, как правило, в несколько ступеней.

2.4.1. Ступень сепарации нефти — технологический объект, в котором осуществляется сепарация нефти при определенных термобарических условиях.

2.4.2. Термическая сепарация нефти — сепарация нефти, осуществляемая при искусственном повышении температуры.

2.4.3. Вакуумная сепарация нефти — сепарация нефти, осуществляемая при давлении ниже атмосферного.

2.5. Нефтяной газ — смесь углеводородных и неуглеводородных газов и паров, выделяющаяся из нефти в процессе ее добычи.

2.6. Добыча нефтяного газа — комплекс технологических и производственных процессов, связанных с подъемом нефти и газа из недр, сбором, сепарацией от нефти и сопутствующей воды нефтяного газа, а также с промысловой подготовкой этого газа до товарных кондиций.

2.7. Валовая добыча нефтяного газа — суммарный объем нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям (давление 101325 Па, температура 293,15 K по ГОСТ 2939-63), сданный потребителю, израсходованный на собственные нужды нефтегазодобывающего предприятия, использованный на выработку продукции, закачанный в хранилища, а также потери.

В объем валовой добычи не входит газ, использованный в качестве рабочего агента для газлифтной добычи нефти, а также газ, теряемый из технологических, товарных резервуаров и резервуаров водоподготовки.

2.8. Подготовка нефти и нефтяного газа — технологические процессы, обеспечивающие получение нефти и газа товарных кондиций.

2.9. Переработка нефтяного газа — комплекс технологических процессов, обеспечивающих получение из газа различных товарных продуктов — товарного газа, ШФЛУ, бензинов, серы и т.п.

2.10. Очистка нефтяного газа — удаление углекислого газа, сернистых соединений и механических примесей из нефтяного газа.

2.11. Осушка нефтяного газа — удаление водяных паров из нефтяного газа.

2.12. Конденсация — процесс фазового перехода вещества из газообразного в жидкое состояние в результате изменения термобарических условий.

2.13. Конденсат — жидкость, образующаяся из нефтяного газа при изменении термобарических условий сбора, подготовки и транспорта.

2.14. Углеводородный конденсат — часть конденсата с преобладанием углеводородов.

2.15 Водный конденсат — часть конденсата с преобладанием воды.

2.16. Отходы нефтяного газа — количество воды и кислых компонентов, выводимых из систем при технологических процессах сбора, подготовки и транспортирования нефтяного газа.

2.17. Промышленный объем газа — часть извлеченного газа, которую в конкретных условиях ценного нефтегазодобывающего предприятия (района) и в рассматриваемый период времени экономически целесообразно использовать.

2.18. Непромышленные объемы газа — часть извлеченного газа, которую в конкретных условиях данного нефтегазодобывающего предприятия и в рассматриваемый период времени экономически нецелесообразно использовать в народном хозяйстве (в т.ч. и на собственные нужды нефтегазодобывающего предприятия).

2.19. Продувка — технологическая операция удаления из системы газообразных, жидких и твердых компонентов потоком газа.

2.20. Потеря нефтяного газа — часть валовой добычи нефтяного газа, не сохраненной и не использованной в народном хозяйстве.

2.22. Нормативные технологические потери нефтяного газа — объем газа, неизбежно теряемый в процессе добычи, переработки и транспорта при современном уровне техники и технологии и при полном соблюдении действующих норм, правил и инструкций /2 - 5/.

3. ТИПОВЫЕ ИСТОЧНИКИ И ПРИЧИНЫ ПОТЕРЬ НЕФТЯНОГО ГАЗА

3.1 Источники технологических потерь нефтяного газа

3.1.1 Нефтяные скважины.

3.1.2 Установка замера продукции скважин.

3.1.3 Внутрипромысловые нефтегазосборные сети.

3.1.4 Установки сепарации, подготовки нефти, газа и воды.

3.1.5 Компрессорные станции.

3.1.6 Промысловые и межпромысловые газопроводы.

3.1.7 Газоперерабатывающие выводы.

3.1.8 Продуктопроводы.

3.1.9 Газопровод внешнего транспорта.

3.1.10 Скважины для закачки газа.

3.1.11 Система газлифтной добычи газа.

3.2 Основные причины потерь

4. ТИПОВЫЕ ИСТОЧНИКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТЯНОГО ГАЗА

4.2 Предохранительные клапаны при проверке их работоспособности.

4.4 Дежурные горелки факелов и факела аварийного сброса.

4.5 Рабочие жидкости, выводимые из системы, содержащие углеводороды.

4.6 Микротрещины и микросвищи в стенках трубопроводов.

4.7 Устройства для налива продукции газопереработки.

5. МЕТОДЫ РАСЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТЯНОГО ГАЗА ПО ИСТОЧНИКАМ

5.1 Определение технологических потерь через неплотности соединений и уплотнений

5.1.1. Если неизвестна величина утечки из запорно-регулирующей арматуры и других уплотнений, то величину потерь необходимо определять согласно табл. 2.

Величины утечек запорно-регулирующей арматуры, подвижных и неподвижных уплотнений

Молярную массу нефти можно вычислить по методике, изложенной в Приложении 5.

\rho_{\text{п}} — плотность паров жидкости, рассчитывается по выражению:

\rho_{\text{п}} = \frac{\text{М}_{\text{ж}}}{24,04} ;(6)

5.1.5. Объем потерь из теплообменной аппаратуры, определяется в зависимости от типа и вида продукта по формуле:

\text{П}_{5} = \text{П}^{1} \cdot n_{\text{т}} \cdot \frac{\tau_{1}}{\rho_{\text{г}}} \cdot 10^{- 3},(7)

где \text{П}^{1} — потери на единицу однотипной аппаратуры, кг/ч: определяются по табл. 5 в зависимости от типа аппаратуры;

n_{\text{т}} — количество единиц однотипной теплообменной аппаратуры;

\tau_{1} — аналогично формуле (3).

Количество выбросов (кг/ч) на единицу теплообменной аппаратуры и средств перекачки в зависимости от вида

жидкости t_{\text{к}} (°C)

5.1.6 Объем потерь через уплотнение вала компрессора определяется по формуле:

5.1.7 Объем потерь через уплотнение вала насоса, определяется по выражению:

5.2. Определение потерь газа при обрабатывании или проверке работоспособности предохранительного клапана.

5.2.1. Объем потерь газа в случае проверки работоспособности предохранительного клапана, если это предусмотрено нормативными документами, замеряется или определяется расчетом при давлении P > 0,182 МПа:

\text{П}_{8} = 37,3 \cdot F \cdot L \cdot P \cdot \sqrt{\frac{Z}{T}} \cdot \tau^{1} \cdot n_{1},(10)

5.2.2 При давлении P < 0,182 МПа:

\text{П}_{8} = 4,876F \cdot L \cdot \sqrt{\frac{Z}{T}} \cdot \tau^{1} \cdot n_{1} \cdot \sqrt{p^{0,21875} \cdot (0,08056 \cdot P^{0,21875} - 1)} ,(11)

где n_{1} — количество проверок в год.

По этим формулам можно рассчитать потери газа при срабатывании клапана. Количество срабатываний в год и их продолжительность необходимо регистрировать.

5.3 Определение потерь газа из трубопроводов через микросвищи

\text{П}_{q} = \frac{208 \cdot D^{2} \cdot L \cdot P_{\text{ср}} \cdot \tau}{\text{Т}_{\text{ср}} \cdot Z_{\text{ср}}}

В случае герметичности трубопровода, т.е. N = 0, потери будут равны нулю.

5.4 Определение потерь газа через дежурные горелки факелов и факелы аварийного сброса

5.4.2. Расход газа на факел постоянного горения (непрерывная функциональная готовность аварийного сброса) — это объем продувочного газа, подаваемого в факельную систему для предотвращения попадания в нее воздуха и газа, подаваемого на дежурные горелки.

5.4.3 Необходимый расход затворного газа может быть определен по формуле:

\text{П}_{10} = 3,6 \cdot W \cdot F \cdot \tau^{1}.(13)

5.4.4 Расход газа, подаваемого на дежурные горелки, определяется по формуле:

5.4.5. Для предотвращения проникновения в факельную систему воздуха через верхний срез факельного ствола, как правило, он должен быть оборудован лабиринтным уплотнением. Расходы газа приведены в табл. 6.

5.4.6. Методика измерения расхода газа, сжигаемого на факеле, дана в Приложении 1.

5.5. Определение потерь газа с рабочими жидкостями, выводимыми из технологической системы, за счет растворимости в них газа и жидких углеводородов

5.5.1 Потери определяются по следующим формулам (15 — 21).

5.5.2 С дренажной водой:

пресной воде (м3 на 1 м3 воды)

на минерализацию воды

Рис. 1

5.5.3 С отработанным метанолом:

\text{П}_{13} = 1,2 \cdot 10^{- 3} \cdot \alpha_{\text{м}}^{\text{г}} \cdot q_{\text{м}} \cdot P.(16)

Коэффициент растворимости \alpha_{\text{м}}^{\text{г}} газа в обводненном метаноле находится по рис. 2.

Растворимость нефтяного газа в обводненном метаноле

5.5.4 С отработанным гликолем:

\text{П}_{14} = 1,2 \cdot 10^{- 3} \cdot q_{\text{гл}} \cdot P \cdot (\alpha_{\text{у}}^{\text{г}} \cdot (1 - J_{\text{с}}) + \alpha_{\text{с}}^{\text{г}} \cdot J_{\text{с}}).(17)

Коэффициент растворимости газа \alpha_{\text{у}}^{\text{г}} в обводненном диэтиленгликоле находится по рис. 3.

Растворимость углеводородного газа (без \text{СО}_{2} ) в обводненном диэтиленгликоле

Коэффициент растворимости углекислого газа в обводненном диэтиленгликоле находится по рис. 4.

Растворимость \text{СО}_{2} в обводненном диэтиленгликоле

Молярная доля углекислого газа (\text{СО}_{2}) в газе J_{\text{с}} .

5.5.5 От растворимости конденсата в гликоле:

\text{П}_{15} = 1,2 \cdot 10^{- 3} \cdot q_{\text{гл}} \cdot \alpha_{\text{г}}^{\text{ж}} \cdot \frac{24,04}{\text{М}_{\text{к}}} .(18)

Коэффициент растворимости жидких углеводородов в обводненном диэтиленгликоле находится по рис. 5.

Растворимость газового конденсата в

5.5.6 От растворимости конденсата в метаноле:

\text{П}_{16} = 1,2 \cdot 10^{- 3} \cdot q_{\text{м}} \cdot \alpha_{\text{м}}^{\text{ж}} \cdot \frac{24,04}{\text{М}_{\text{к}}} .(19)

Растворимость конденсата \alpha_{\text{м}}^{\text{ж}} в метаноле находится по рис. 6.

Растворимость конденсата и ШФЛУ

Рис. 6

5.5.7 Объем потерь в виде кислых газов установок очистки газов регенерации определяется по формуле:

\text{П}_{17} = Q \cdot (\Delta\text{Х}_{H_{2}S} + \Delta X_{CO_{2}}) \cdot \tau,(20)

где - степень извлечения сероводорода и углекислого газа из очищаемого газа по данным хроматографического анализа, объемные доли.

5.5.8. Из расчетных объемов потерь должно быть исключено содержание паров воды, которые не относятся к потерям газа.

Расчет объема сухой части газа (Q_{cr}) , насыщенного парами воды, выполняется по выражению (21), в остальных случаях влажность газа W_{\text{н}}^{r} определяется экспериментально:

Q_{cr} = Q_{\text{вг}} \cdot (1 - 1,34 \cdot 10^{- 3} \cdot W_{\text{н}}^{r}) \cdot \tau,(21)

Q_{cr} , Q_{\text{вг}} — соответственно объемный расход сухого и влажного газа.

Влагосодержание газа

5.6 Определение потерь газа из газопроводов и аппаратов при их продувках

5.6.1 Объем потерь газа при разрядке в атмосферу и продувке аппаратуры, оборудования рассчитывается по формуле:

\text{П}_{18} = 2,893 \frac{V \cdot P}{T \cdot Z} \cdot (b + 1),(22)

где b — кратность продувки, обеспечивающая требования безопасной эксплуатации аппаратуры и оборудования.

Расчет (b) изложен в Приложении 2. При разрядке аппаратуры в атмосферу b = 0.

5.6.2 Объем потерь газа при продувке газопровода в связи с ремонтом определяется по выражению:

\text{П}_{19} = 2,08 \cdot 10^{- 3} \cdot \frac{D^{2} \cdot L \cdot P_{\text{ср}}}{T_{\text{ср}} \cdot Z_{\text{ср}}} \cdot (b + 1),

где T_{\text{ср}} = \frac{1}{3} \text{Т}_{\text{иср}} + \frac{2}{3} T_{\text{кср}} ; P_{\text{ср}} = \frac{2}{3} P_{\text{иср}} + \frac{P_{\text{кср}}^{2}}{P_{\text{иср}} + P_{\text{кср}}} .(23)

P_{\text{ср}} = \frac{P_{\text{иср}} + P_{\text{кср}}}{2} .

5.6.3. Потери газа при вводе газопровода в эксплуатацию после капитального строительства или капитального ремонта, связанные с выбросами газа в атмосферу при пропуске поршней или освобождении полости газопровода от воды после его опрессовки:

\text{П}_{20} = 2,08 \cdot 10^{- 3} \cdot \frac{D^{2} \cdot L \cdot P}{Z \cdot \text{Т}} \cdot (n_{\text{пр}} - 1),(24)

5.6.5 Технологические потери газа при продувке газопровода:

\text{П}_{21} = Q \cdot \tau \cdot b,(25)

где Q — расход газа через участок газопровода вычисляется из выражения:

Q = 512,3 \cdot \sqrt{\frac{P_{1} \cdot D^{b} \cdot Z_{1}}{\rho_{4}^{20}}} .(26)

r = 157 \cdot \frac{L \cdot P_{1} \cdot D^{2}}{Q} .(27)

5.6.6 Технологические потери газа в виде удаляемого при продувке конденсата определяются по формуле:

\text{П}_{22} = 18,87 \frac{D^{2} \cdot L}{M_{\text{к}}} \cdot J \cdot \rho_{\text{к}} \cdot b.(28)

J = - 43(\text{к} - 0,14)^{3} + 0,155,\text{при к} \leq 0,14,(29)

или

J = - 17(\text{к} - 0,14)^{3} + 0,155,\text{при к}>0,14,(30)

\text{К } = 0,203 \frac{Q^{2}}{D^{5} \cdot P} \cdot \frac{\rho_{4}^{20}}{\rho_{\text{к}}} .(31)

Плотность конденсата оценивается по формулам:

\rho_{\text{к}} = 1370 - 165\rho_{4}^{10} - 97lg(P \cdot 10^{6}),\text{при }\rho_{\text{к}}>610,(32)

\rho_{\text{к}} = 1890 - 276\rho_{4}^{20} - 163lg(P \cdot 10^{2}),\text{при }\rho_{\text{к}}<610,(33)

5.6.7. Оценка величины потерь газа в виде конденсата при продувке действующего газопровода может быть осуществлена по эмпирической формуле:

\text{П}_{23} = 1,76 \frac{D^{2} \cdot L \cdot \rho_{\text{к}}}{\text{М}_{\text{к}}} \cdot b,(34)

5.6.8 Потери газа при автоматической откачке (опорожнении) конденсатосборников определяются по формуле:

\text{П}_{24} = \frac{0,02 \cdot \Delta V_{\text{к}} \cdot b \cdot \rho}{\text{М}_{\text{к}}} ,(35)

где \Delta V_{\text{к}} — объем конденсата, удаляемый за одну откачку (объем конденсатосборника между верхним и нижним уровнем автоматического регулятора уровня), берется из паспорта на конденсатосборник, м3.

5.6.9 Потери газа при неавтоматическом опорожнении конденсатосборника определяются по выражению:

\text{П}_{25} = 1,97 \cdot 10^{- 3} \cdot b \cdot V \cdot P,(36)

5.6.10. Мольная доля конденсации газа рассчитывается по уравнениям состояния газа или упрощено по методике Приложения 3.

Погрешность вычисления по уравнению состояния уменьшается при использовании методики Приложения 4.

5.7. Ожидаемые и фактические потери газа, не связанные с техникой и технологией добычи, сбора, подготовки, транспорта

5.7.1. К этим потерям относятся газ, сожженный в факеле в связи с вынужденными полными или частичными остановками объектов системы добычи, сборе и использования газа, а также при снижении производительности КС или ГПЗ вследствие аварийных отказов и плановых остановок отдельных агрегатов КС.

5.7.2. Потери газа при полных остановках транспортных КС и ГПЗ на НПГ в случае невозможности переброса газа в другую систему или по причине аварии определяется по выражению:

Q = (Q - Q_{\text{рез}}) \cdot \tau_{\text{к}} \cdot \Sigma \frac{\tau_{\text{к}}}{\tau_{\text{р}}} ,(37)

\tau_{\text{к}} — календарный период, ч;

\tau_{\text{р}} — межремонтный период, переработка на отказ, ч.

Нормируемые потери газа в период ППР КС газлифтных систем равны 0.

\text{П}_{27} = \frac{Q}{n} \cdot \tau_{\text{к}}(1 - \text{К}_{\text{сп}}),(38)

где \text{К}_{\text{сп}} — коэффициент снижения производительности, вычисляется по формулам в зависимости от числа работающих компрессоров (табл. 7);

5.7.4 Для расчета доли снижения производительности \text{К}_{\text{сп}} необходимо найти отношение V, по выражению:

5.7.5 Общие потери по причинам остановок будут равны:

Рисунок, схемы КС		Схема КС			Коэффициент снижения производительности, \text{К}_{\text{сп}}
		число последовательных	число рабочих агрегатов	число резервных агрегатов
1		2	3	4	5
1.		1	-1	0	\frac{1}{1 + V}
2.		1	-1	1	\frac{1 - V}{1 + V - V^{2}}
3.		1	-2	1	\frac{1 - 2V + 2V^{2}}{1 + 2V + 4V^{2} + 4V^{3}}
4.		1	-3	1	\frac{1 - 3V + 6V^{2} + 6V^{3}}{1 + 3V + 9V^{2} + 18V^{3} + 18V^{4}}
5.		1	-4	1	\frac{1 + 4V + 12V^{2} + 24V^{3} + 24V^{4}}{1 + 4V + 16V^{2} + 48V^{3} + 96V^{4} + 96V^{5}}

5.8 Потери газа при наливе продукции газопереработки

5.8.1. Объем потерь через торцевые уплотнения центробежного насоса вычисляются по удельным величинам, приведенным в табл. 5.

5.8.2. Объем потерь через сальниковые уплотнения арматуры сливно-наливного шланга вычисляется по выражениям (1) и (2).

5.9 Определение потерь газа при пусконаладочных работах

5.9.1. К пусконаладочным работам относится комплекс работ, выполняемых в период подготовки и проведения индивидуальных испытаний и комплексного опробования оборудования.

5.9.2. Объем потерь газа при проведении индивидуальных испытаний сосудов и аппаратов, а также машин, механизмов и агрегатов определяется по формуле:

\text{П}_{29} = Q \cdot \tau,(41)

где Q — расход газа при индивидуальном испытании данного вида оборудования, тыс. м3/ч. Принимается согласно СНиП 3.05.05-84 /6/.

5.9.3. Потери газа при комплексном опробовании оборудования согласно /6/ определяется в соответствии с отраслевыми правилами приемки в эксплуатацию законченных строительством объектов, цехов и производств по формуле:

\text{П}_{30} = Q \cdot \tau,(42)

где Q — расход газа при комплексном опробовании оборудования, тыс. м3/ч.

5.9.4. С целью сокращения объема потерь нефтяного газа время простоя определяется по согласованным графикам ППР, учитывающим необходимость минимизации этого вида потерь.

6. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНО-РАСЧЕТНОЙ ОЦЕНКЕ ВЕЛИЧИНЫ ФАКТИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТЯНОГО ГАЗА

6.1 Экспериментально-расчетная оценка фактических потерь нефтяного газа

6.1.1. По источникам, для которых невозможны инструментальные измерения потерь, последние оцениваются расчетным путем.

6.1.2. Технические характеристики и режимные показатели работы оборудования, необходимые для расчета потерь, берутся по фактическому состоянию, зафиксированному в рабочих журналах и паспортах оборудования и другой технической и технологической документации.

6.1.3. При определении фактических потерь нефтяного газа через неплотности в случае, если загазованность объекта не превышает санитарных норм, проводятся расчеты по формулам раздела.

6.1.4. Загазованность объекта определяется в соответствии РД 39-0148070-009-89 /7/.

6.1.5. В случае если загазованность превышает предельно допустимые нормы, определяется источник повышенной загазованности, проводятся мероприятия по сокращению выбросов, затем — обследование.

6.1.6. Потери газа при проверке работоспособности предохранительных клапанов определяются по формулам (10, 11), количество проверок в год и продолжительность операции одной проверки берутся из рабочего журнала.

6.1.7. Потери газа из аппаратов сбора, подготовки и переработки газа при их опорожнении для освидетельствования, ревизии клапанов, ремонта, внутреннего осмотра, опрессовки после ремонта высчитываются по формуле (22).

6.1.8. Количество газа, сжигаемого на факелах, определяется инструментально с использованием газового счетчика, трубки Пито, сужающего устройства либо по предварительной калибровке в соответствии с Приложением 1.

6.1.9. Потери газа в виде расхода на дежурные горелки определяются инструментально с использованием газового счетчика, расчетно по формуле (14).

6.1.10. Потери газа с рабочими жидкостями, выводимыми из системы, определяются по формулам (15 — 20).

6.1.11. Потери газа при продувках газопроводов и аппаратов определяются по формулам (22 — 27) с учетом количества и продолжительности продувок, зарегистрированных в рабочем журнале /8/.

6.1.12. Потери газа через микротрещины и микросвищи в стенках трубопроводов рассчитываются по формуле (12). Величина падения давления определяется по результатам пневматических испытаний, выполняемых в соответствии с СНиП III-42-80 /9/.

6.1.13. Потери газа из устройств для анализа продукции газопереработки при отсутствии загазованности выше допустимой определяются по формулам (1 — 2).

6.2 Определение суммарных потерь нефтяного газа по объекту

6.2.1 Потери по объекту (предприятию) подсчитываются по выражению:

\text{П}_{31} = \Sigma\text{П}_{i}.(43)

6.2.2. Суммарные потери газа по объекту (предприятию), как правило, должны сопоставляться с величиной дебаланса коммерческого учета газа по данному объекту и удовлетворять условию:

|\text{П } - \Delta Q| = 0,01G \cdot \text{П },(44)

где G = \sqrt{G_{ni}^{2} + G_{a}^{2}} .(45)

В случае, если условие (44) не вычисляется, анализируются причины расхождения и устраняются.

7. МЕТОДЫ НОРМИРОВАНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТЯНОГО ГАЗА ПО ИСТОЧНИКАМ

7.1. Нормативные потери нефтяного газа выражаются в натуральных величинах (м3), так как значительная часть потерь не зависит от производительности действующего оборудования, а определяется параметрами технологического процесса и техническими характеристиками оборудования (объемом аппарата, давлением газа, температурой газа, площадью сечения и т.п.), а также его <...>.

7.2. К нормативным потерям газа для действующих предприятий относится объем газа, который теряется из эксплуатируемого оборудования при регламентированных технологических режимах, включая объемы газа, сжигаемого в факелах, выпускаемого в атмосферу газа и углеводородного конденсата (в перерасчете на газ), если их полезное использование экономически нерационально с учетом возможного экологического ущерба, подтвержденное соответствующими расчетами и исследованиями. В случае экономической целесообразности утилизации этих объемов газа и конденсата, потери не относятся к нормативным, а являются сверхнормативными.

7.2.1. Непромышленные объемы газа, сжигаемые в факелах и выделяемые в атмосферу из нефтепромыслового оборудования, при условии выполнения требований и норм по охране окружающей среды следует относить к нормативным потерям.

7.2.2. Потери непромышленных объемов газа экономически оправданы, если коэффициент экономической эффективности капитальных вложений (\text{Э}_{\text{кв}}) на осуществление мероприятия по сбору, подготовке, транспорту и переработке этого газа в пределах предприятий нефтяной промышленности ниже 0,1.

7.2.3. Эффективность капитальных вложений на осуществление мероприятий по сбору, подготовке, транспорту и переработке газа при современном уровне техники и технологии и действующем уровне цен определяется выражением (46):

\frac{\text{Ц } - \text{С}}{\text{К}} = \text{Э}_{\text{кв}} \geq 0,1,(46)

где \text{Э}_{\text{кв}} — коэффициент экономической эффективности капитальных вложений;

Ц — совокупная товарная продукция в оптовых ценах предприятия, полученная при сборе, подготовке, транспорте и переработке газа, руб. (руб/1000 м3);

С — эксплуатационные расходы (себестоимость) сбора, подготовки, транспорта и переработки газа, руб. (руб/1000 м3);

К — капитальные вложения (удельные капитальные вложения) на осуществление мероприятий по сбору, подготовке, транспорту и переработке газа, руб. (руб/1000 м3).

7.2.4. Непромышленные объемы газа на определенный период устанавливаются в откорректированных технологических схемах разработки и обустройства месторождений и утверждаются в установленном порядке.

7.2.5. Оценка экологического ущерба, причиненного народному хозяйству загрязнением окружающей среды от сжигания газа в факелах и выделяемого в атмосферу из нефтепромыслового оборудования, рассчитывается согласно типовой методике /12/.

7.3. Величина нормативных потерь газа проектируемых объектов определяется в проектах и обосновывается экономическими расчетами.

7.4. Расчет нормативных потерь газа по объекту, предприятию производится суммированием потерь по источникам и операциям, определяемых в соответствии с разделом 5. Частота, продолжительность операций и термобарические режимы для расчета утверждаются руководителем предприятия.

7.5. Для действующих объектов, предприятий частота и продолжительность операций, не указанные в проектной документации, должны быть внесены в технологические регламенты эксплуатации объекта.

7.5.1. Количество продувок участков газопроводов и число опорожнений конденсатосборников, необходимых при расчетах нормативных потерь газа (пункты 5.6.4 - 5.6.8), рекомендуется определять по формуле:

b = \frac{Q_{\text{у}} + Q_{\text{в}}}{Q_{3}} .(47)

7.5.2. Объем конденсата, выпадающего в газопроводе, состоит из суммы объемов углеводородного и водяного конденсатов.

7.5.3. Доля углеводородного конденсата, выпадающего в газопроводе, определяется расчетом фазового равновесия в зависимости от углеводородного состава газа и термобарических условий транспорта газа, экспериментально или по графикам Приложения 3. Допускается оценка содержания тяжелых углеводородов и газа (Приложение 4).

Объем углеводородного конденсата вычисляется по формуле:

Q_{\text{у}} = \frac{Q \cdot \beta \cdot \tau}{0,24} .(48)

7.5.4 Объем водяного конденсата, выпадающего в газопроводе, определяется по формуле:

Q_{\text{в}} = Q \cdot \tau \cdot (W_{\text{н}}^{r} - W_{\text{к}}^{r}) \cdot 10^{- 3}.(49)

8. ПОГРЕШНОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТЯНОГО ГАЗА

8.1 При оценке погрешности определения величины потерь нефтяного газа допускаются следующие упрощения:

составляющие погрешности не имеют корреляционной связи и считаются независимыми друг от друга;

закон распределения составляющих погрешностей принимается нормальным (закон Гаусса);

предельную погрешность измерения принимают равной максимальной погрешности однократного измерения при доверительной вероятности 0,95, при этом \delta = 2\delta ;

составляющей или совокупностью составляющих погрешностей, равных или менее 30% результирующей погрешности, пренебрегают.

8.2. Режимные показатели работы оборудования должны соответствовать технологическим регламентам.

8.3. Погрешность измерения контролируемых параметров определяется по фактически установленным на технологических объектах измерительным приборам.

8.4. Основные параметры P, T, \rho , Z и соответствующие среднеквадратические погрешности их определения находятся по РД 50-213-80.10.

8.5. Суммарная погрешность оценки расхода газа на факельных линиях, в соответствии с разделом 5, равна 10%.

Г. З. Эпштейн

Приложение 1

МЕТОДИКА ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА ГАЗА НА ФАКЕЛ

1. Общие положения

1.1. Расход газа, находящегося под давлением более 0,16 МПа, проводится по РД 50-213-80 с автоматической регистрацией показаний.

1.2. Расход газа, находящегося под давлением во всех точках факельной линии менее 0,16 МПа, оценивается по величине статического давления в одной из точек факельной линии с перерасчетом по результатам предварительно проведенной калибровки.

1.3. Факельная линия должна быть выполнена в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации факельных систем» /5/. Расчет факельной линии производится согласно /11/.

1.4. Определение расхода газа предлагаемым методом состоит из двух этапов: на первом этапе определяется гидравлическая характеристика факельной линии и строится график зависимости между расходом и давлением газа в одной из точек факельного газопровода (в дальнейшем — калибровочный график); второй этап — из непрерывной (или периодической) регистрации избыточного статического давления в этой точке газопровода и определения среднего значения расхода газа за любой промежуток времени по построенному калибровочному графику.

2. Используемые средства измерения

2.1. Для измерения скорости потока газа в качестве первичных преобразователей используют дифференциальные напорные трубки (в дальнейшем — напорные трубки или первичные преобразователи), изготовленные в соответствии с ГОСТ 8.361-79.

2.2. В качестве вторичных приборов к напорным трубкам используют жидкостные дифференциальные микроманометры класса точности не ниже 1,0 по ГОСТ 11161-84 (например ДТ-5, ДТ-50, ММП-240).

2.3. Для определения избыточного статического давления используют самопишущие напоромеры (например, МТС-712, НС-32, НС-33) или показывающие напоромеры (например НМТ-100, ДНМТ-100, НМП-52) класса точности не ниже 1,0 по ГОСТ 8.092-73.

2.4. Для определения плотности газа производится отбор проб из газопровода и герметичный пробоотборник по ГОСТ 18917-82, определяется компонентный состав газа по ГОСТ 14920-79 и ГОСТ 23781-87 и по нему рассчитывается плотность газа при нормальных условиях.

2.5. Для измерения температуры используют термометры класса точности 1,0.

2.6. Для измерения абсолютного статического давления используют манометры абсолютного давления класса точности 1,0.

2.7. Для измерения площади поперечного сечения трубы используют рулетку по ГОСТ 7502-89 и штангенциркуль по ГОСТ 166-89.

2.8 При необходимости используют также секундомер и фотоаппарат.

2.9. Допускается применение других средств измерения с аналогичными характеристиками.

3. Подготовка к измерениям

3.1. На прямом равнопроводном участке факельной линии после последней по движению газа задвижки, но не ближе чем на расстоянии 50 м от свободного конца, монтируют устройство для напорной трубки. Это устройство должно обеспечивать возможность установки воспринимающего напор конца напорной трубки на требуемое расстояние от внутренней поверхности трубопровода (у).

3.2 Длина прямого участка газопровода (L) при установке напорной трубки определяется из выражения:

L >= D · n, (50)

где D — внутренний диаметр газопровода, м.

Коэффициент n принимается:

• не менее 10 для участка трубы до установки напорной трубки;
• не менее 5 для участка трубы после установки напорной трубки.

3.3. Вблизи с устройством для установки напорной трубки монтируют термокарман и штуцера для присоединения напоромера и пробоотборника (рис. 8). Если факельная линия оборудована штатным напоромером, то избыточное статическое давление можно определять по нему при условии, что обеспечена возможность одновременного наблюдения (фотографирования) измерительных шкал напоромера и вторичного прибора напорной трубки. В случае использования самопишущего напоромера с электрической подачей сигнала в операторную точку установки напоромера выбирают из тех же условий, что и точку установки напорной трубки.

3.4. При последующем определении расхода газа факельной линии по построенному градуировочному графику избыточное статическое давление должно измеряться в той же точке, что и для построения градуировочного графика.

3.5. Факельные линии должны удовлетворять следующим условиям: потери давления в них (для систем с установкой сбора углеводородных газов и паров) должны составлять не более 0,05 МПа от технологической установки до выхода из оголовья факельного ствола; факельные коллекторы и трубопроводы должны быть проложены с уклоном в сторону сепараторов не менее 0,003. Если указанный уклон не выдержан, в низших точках факельных коллекторов и трубопроводов должны быть предусмотрены устройства отвода конденсата. Сборники конденсата должны иметь тепловую изоляцию и наружный обогрев, опорожнение их должно быть автоматическим или дистанционным по сигналу в операторную.

3.6. Определение гидравлической характеристики факельной линии для построения ее градуировочного графика рекомендуется проводить при положительной температуре окружающего воздуха. Проведение работ при отрицательных значениях наружного воздуха производится при условии обогрева импульсных труб для предотвращения их перезамерзания.

4. Проведение измерений, построение калибровочного графика

4.1 Для определения гидравлической характеристики факельного газопровода выполняются подготовительные работы:

• определяется внутренний диаметр газопровода в измеряемом сечении;
• определяется температура газа;
• отбираются пробы газа для последующего определения плотности газа;
• собирается измерительная схема (см. рис. 8).

1 — газопровод;

2 — штуцера для напоромера и пробоотборника;

3 — термометр;

4 — устройство для установки напорной трубки;

5 — напорная трубка;

6 — манометр;

7 — вторичный прибор напорной трубки.

Рис. 8

4.2. Расход газа определяют по ГОСТ 3.361-79 при помощи напорных трубок. Напорную трубку вводят в полость газопровода на глубину У:

\text{У } = (0,5 \div 0,121)\text{Д}.(51)

4.3. В процессе измерений производят одновременную запись динамического давления, измеряемого напоромером, и вторичного прибора напорной трубки (перепад давления).

4.4. Одновременность записи достигается либо фотографированием на одном кадре шкал напоромера и вторичного прибора напорной трубки, либо синхронизацией записи показаний по часам.

4.5. Синхронизация записи показаний по часам допускается при амплитуде колебаний показаний вторичного прибора менее чем на 30% от среднего значения и среднем периоде колебаний более чем 30 с, а также при использовании самописцев.

4.6. Запись показаний (или фотографирование) шкал приборов проводится через 15 или 20 с в течение 4 — 5 минут.

4.7 Расход газа определяется по формуле:

Q = 21,8 \cdot 10^{3} \cdot K_{r} \cdot K_{v} \cdot D \sqrt[2]{\frac{\Delta P \cdot P}{\rho_{4}^{20} \cdot T}} ,(52)

где Q — расход газа, тыс. м3/час;

D — диаметр газопровода, м;

\Delta P — перепад давления Э по показаниям вторичного прибора напорной трубки, Па;

P — абсолютное статическое давление (по показаниям напоромера);

\rho_{4}^{20} — плотность газа при стандартных условиях, кг/м3;

Т — температура газа в газопроводе, К;

K_{r} — градуировочный коэффициент напорной трубки (берется из свидетельства о поверке), допустимо K_{r} = 1 ;

K_{v} — отношение средней скорости потока в данном сечении к скорости потока в точке измерения.

4.8 Коэффициент отношения скорости K_{v} определяется следующим образом. Находится скорость газа в рабочих условиях

V_{\text{г}} = \sqrt{\frac{2q \cdot \Delta P}{P_{\text{г}}}} .(53)

Для данной скорости определяется число Рейнольдса

Re = \frac{D \cdot V_{\text{г}} \cdot \rho_{\text{г}}}{\mu_{\text{г}}} .(54)

По графику зависимости отношения средней скорости к максимальной от числа Рейнольдса (рис. 9) определяем K_{v} /13/.

При установке напорной трубы на глубину у = 0,121D; K_{v} = 1 .

Рис. 9

4.9. Серию измерений для построения калибровочного графика необходимо выполнить при постоянной температуре и плотности газа.

4.10. В случае изменения температуры или плотности газа во время выполнения серии измерений (п. 4.9) необходимо произвести перерасчет результатов измерений по формуле

Q_{1} = Q_{2} \cdot \sqrt{\frac{\rho_{2} \cdot T_{2}}{\rho_{1} \cdot T_{1}}} .(55)

где Q_{1} ; \rho_{1} ; T_{1} — соответственно расход, плотность и температура для выбранных условий построения калибровочного графика;

Q_{2} ; \rho_{2} ; T — соответственно расход, плотность и температура газа в изменившихся условиях.

По результатам измерений и расчетам строят калибровочный график (рис. 10), при этом используется метод наименьших квадратов для построения зависимости расхода газа от давления:

или lgQ = lgB + nlgP, (57)

где B — коэффициент уравнения.

5. Пользование калибровочным графиком

5.1. Для определения расхода газа по калибровочному графику необходимо иметь данные — избыточное давление в газопроводе, температуру и плотность газа.

При этом давление и температура газа должны измеряться на момент определения расхода газа; плотность газа допустимо принимать среднюю из ранее определенных значений.

Плотность газа необходимо определять всякий раз при смене погодных условий (времен года) и при изменениях технологических режимов сепарации нефти и добычи нефти данной промысловой площадки.

5.2. Величины измеренных давления и плотности газа откладываются на соответствующих осях графика. Затем от точки значения давления проводится линия параллельно оси плотности, от точки значения плотности — параллельно оси давления, при пересечении указанных линий получаем точку 1, (см. рис. 10).

От указанной точки 1 проводится прямая параллельно оси расходов до пересечения с калибровочной линией (точка 2). От точки 1 опускается линия, параллельная оси давления, до пересечения с линией измеренной температуры (точка 3), откуда проводится прямая параллельно оси температур до пересечения с осью расхода (точка 4), где и производится отсчет расхода газа.

5.3 Пример пользования графиком.

Известно: давление газа 0,025 МПа, плотность газа при нормальных условиях 1,1 кг/м3, температура газа +5 °C.

Ход построения указан на рис. 3, расход газа при данных условиях равен 9 тыс. м3/ч.

Схема измерения с трубкой Пито-Прандтля указана на рис. 11.

- калибровочный манометр

- место установки трубки Пито-Прандтля

Рис. 11

Приложение 2

БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

1. Методика расчета кратности продувок

1.1. Для обеспечения требований безопасной эксплуатации технологического оборудования содержание кислорода в среднем должно быть ниже 1%. Обескислороживание оборудования достигается его продувкой газом.

1.2 Кратность продувок определяется из выражения:

y = \frac{y_{\text{с}} - \text{а}}{l^{b}} + \text{а},(58)

где a — концентрация кислорода в продувочном газе, %;

\text{у}_{\text{с}} — концентрация кислорода в газе аппарата перед продувкой, %;

l — основание натурального логарифма;

y — заданная концентрация кислорода в аппарате, %.

1.3. Принимая заданную концентрацию кислорода в аппарате y = 1% и после преобразования формулы, получим выражение для определения кратности продувок:

b = ln(\frac{\text{у}_{\text{с}} - \text{а}}{1 - a}).(59)

Приложение 3

ПРИМЕНЕНИЕ НОМОГРАММ ДЛЯ ОЦЕНКИ ДОЛИ КОНДЕНСАЦИИ

1. Указания по пользованию номограммами

Разработанные номограммы типа «поле» (рис. 12 - 25) позволяют проводить оценку доли конденсации нефтяного газа.

В случае когда точка, соответствующая условиям конденсации, находится между изолиниями, применяется линейная интерполяция. Для определения доли конденсации при температуре, указанной на одном из графиков, определяется положение точки, соответствующей заданным давлению и содержанию C_{3 + \text{в}} в исходном газе.

Если точка оказывается на одной из изолиний, то доля конденсации равна величине, указанной на этой изолинии.

Если точка с заданными координатами находится между изолиниями, то доля конденсации определяется по формуле:

\beta = \frac{\beta_{1} \cdot l_{2} + \beta_{2} \cdot l_{1}}{l_{1} + l_{2}} ,(60)

где \beta — доля конденсации при заданных условиях, % мольные;

\beta_{1} — доля конденсации на одной из двух ближайших изолиний, % мольные;

\beta_{2} — доля конденсации, указанная на второй из ближайших изолиний, % мольные;

l_{1} — кратчайшее расстояние от точки с заданными координатами до первой из ближайших изолиний;

l_{2} — кратчайшее расстояние от точки до второй из ближайших изолиний.

Для определения доли конденсации при температурах, промежуточных между указанными на номограммах (рис. 12 - 25) применяется линейная интерполяция значений доли конденсации, соответствующих заданным давлению и содержанию C_{3}\prime_{+ \text{в}} на номограммах ближайших значений температур по формуле:

\beta_{\text{т}_{\text{х}}},P,C_{3} = \beta_{t_{1}},P,C_{3} \cdot \frac{t_{2} - t_{x}}{t_{2} - t_{1}} + \beta_{\text{т}_{2}},P,C_{3} \cdot \frac{t_{x} - t_{1}}{t_{2} - t_{1}} ,(61)

где \beta_{\text{т}_{\text{х}}},P,C_{3} — доля конденсации газа при заданных температуре, давлении, содержании C_{3 + \text{в}} , % мольные (объемные);

t_{x} — заданная температура;

t_{1} — температура, указанная на номограмме, ближайшая (t_{1}<t_{x}) к заданной температуре;

\beta_{t_{1}},P,C_{3} — доля конденсации газа при температуре t_{1} и заданных давлений и содержании C_{3 + \text{в}} , % мольные;

t_{2} — температура, указанная на номограмме, ближайшая (t_{2}>t_{x}) к заданной температуре;

\beta_{\text{т}_{2}},P_{x},C_{3} — доля конденсации газа при температуре t_{2} и заданных давлении и содержании C_{3 + \text{в}} , % мольные.

При оценке конденсации необходимо учитывать влияние наличия в газе капельной нефти, а также предыдущий вывод части углеводородов — «промежуточную сепарацию».

Рекомендуются следующие приемы оценки:

1. При наличии в газе унесенной капельной нефти (условия системы бескомпрессорного транспорта газа, в т.ч. на входе на ГПЗ и КС), полученное значение доли сконденсировавшегося газа необходимо умножить на коэффициент 1,05.

2. При наличии в системе промежуточного вывода конденсата.

В этом случае необходимо оценить долю конденсации в точках промежуточной сепарации и рассматриваемой при реальных температуре, давлении и при содержании C_{3 + \text{в}} , соответствующего исходному составу газа (до промежуточной сепарации).

Если доля конденсации в точке промежуточной сепарации выше, то фактическая доля конденсации в рассматриваемой точке не может оцениваться по предлагаемой методике.

Если доля конденсации в точке промежуточной сепарации ниже, то доля конденсации в рассматриваемой точке может быть оценена двумя способами (в зависимости от полноты исходных данных):

имеются данные о составе нефтяного газа в рассматриваемой точке;

отсутствуют данные состава газа в рассматриваемой точке, но имеются данные о составе газа до промежуточной сепарации.

Оценка конденсации производится по номограммам для фактического содержания C_{3 + \text{в}} , полученное значение умножается на коэффициент 0,9 для температур газа ниже +20 °C, или 0,95 для температур газа выше +20 °C.

Оценка доли конденсации производится по формуле

\beta_{p} = \beta_{\Sigma} \cdot K - \beta_{\text{пс}},(62)

где \beta_{p} — доля конденсации в рассматриваемой точке (с учетом промежуточной сепарации), % мольные;

\beta_{\Sigma} — доля конденсации при температуре и давлении рассматриваемой точки и при исходном составе газа (без учета промежуточной сепарации), % мольные;

K — поправочный коэффициент:

K = 0,97, если \frac{\beta_{\text{пс}}}{\beta_{\Sigma}} \leq 0,5

K = 0,90, если 0,5< \frac{\beta_{\text{пс}}}{\beta_{\Sigma}} <0,9

\beta_{\text{пс}} — доля конденсации в точке промежуточной сепарации, % мольные.

2. Примеры

Пример 1. Оценка доли конденсации.

Условия: температура +13 °C, давление 1,7 МПа (17 ата), содержание в газе C_{3 + \text{в}} — 420 г/м3.

По номограмме проводим оценку доли конденсации для ближайшей температуры +10° и заданных давлении (1,7 МПа) и содержании C_{3 + \text{в}} (420 г/м3).

Точка с координатами C_{3 + \text{в}} = 420 и P = 1,7 находится между изолиниями 5% и 10% на расстоянии 5 мм от изолинии 5% и 20 мм от изолинии 10%.

\beta_{10;1,7;420} = \frac{5\% \cdot 20 + 10\% \cdot 5}{20 + 5} = 6%

Далее проводим оценку доли конденсации для ближайшей температуры +20°.

Точка с заданными координатами находится между изолиниями 2% и 5% на расстоянии 15 мм от изолинии 2% и 9 мм от изолинии 5%.

\beta_{10;1,7;420} = \frac{2\% \cdot 9 + 5\% \cdot 15}{9 + 15} = 3,9%

Доля конденсации при температуре +13 °C будет

\beta_{13;1,7;420} = \frac{6\% \cdot (20 - 13)}{20 - 10} + \frac{3,9\% \cdot (13 - 10)}{20 - 10} = 5,3%

Пример 2. Оценка доли конденсации в присутствии унесенной капельной нефти.

Условия: аналогичные примеру 1.

Оценка доли конденсации производится согласно решению примера 1.

Затем полученный результат умножается на коэффициент 1,05.

Таким образом, доля конденсации составит:

5,3 · 1,05 = 5,8%

Пример 3. Оценка доли конденсации после промежуточной сепарации.

Оценим конденсацию в условиях примера 1, если в рассматриваемой точке содержание C_{3 + \text{в}} = 420\text{г}/\text{м}^{3} и был осуществлен промежуточный вывод конденсата при условиях давления 2,5 МПа и температуры 30 °C.

Доля конденсации в условиях примера 1 и промежуточного вывода равна 5,3%. С учетом промежуточного вывода конденсата при температуре 13 °C в рассматриваемой точке доля конденсации составит:

5,3 · 0,9 = 4,8% (K = 0,9, т.к. 13 °C < 20 °C)

Пример 4. Оценить сокращение содержания C_{3 + \text{в}} в результате конденсации в условиях примера 1.

По номограмме проводим оценку доли уменьшения содержания C_{3 + \text{в}} для ближайшей температуры +10 °C и заданных давлении (1,7 МПа) и содержании C_{3 + \text{в}}(420\text{г}/\text{м}^{3}) .

Точка с координатами C_{3 + \text{в}} = 420 и давлением 1,7 находится между изолиниями 20% и 15% на расстоянии 8 мм от изолинии 15% и 2 мм от изолинии 20%

\gamma_{10;1,7,420} = \frac{20\% \cdot 8 + 15\% \cdot 2}{8 + 2} = 19%

Проводим оценку доли сокращения содержания для ближайшей температуры +20 °C.

Точка с заданными координатами находится между изолиниями 15% и 10% на расстоянии 5 мм от изолинии 10% и 6 мм от изолинии 15%

\gamma_{20;1,7,420} = \frac{10\% \cdot 6 + 15\% \cdot 5}{5 + 6} = 12,2%

Доля снижения содержания C_{3 + \text{в}} при +13% будет

\gamma_{13;1,7,420} = \frac{19\%(20 - 13)}{20 - 10} + \frac{12,2\%(13 - 10)}{20 - 10} = 17%

Пример 5. Оценка сокращения содержания C_{3 + \text{в}} в результате конденсации в присутствии капельно унесенной нефти в условиях примера 1.

Оценка доли сокращения C_{3 + \text{в}} в результате конденсации производится согласно решению примера 4. Затем полученный результат умножается на коэффициент 1,05. Таким образом, доля уменьшения C_{3 + \text{в}} составит:

\gamma = 17 \cdot 1,05 = 17,8%

Пример 6. Оценка доли сокращения содержания после промежуточной сепарации.

Оценим долю сокращения содержания C_{3 + \text{в}} в условиях примера 1, если в рассматриваемой точке содержание C_{3 + \text{в}} = 420\text{г}/\text{м}^{3} и был произведен промежуточный вывод конденсата при условиях:

давление 2,5 МПа и температура +30 °C.

Доля сокращения содержания C_{3 + \text{в}} в газе в результате конденсации в условиях примера 1 равна 17%.

С учетом промежуточного вывода конденсата в рассматриваемой точке при температуре +13 °C доля уменьшения содержания C_{3 + \text{в}} составит:

(K = 0,9,\text{т}.\text{к}.13°C<20°C) \gamma = 17% \cdot 0,9 = 15%

3. Оценка потерь целевых компонентов за счет вывода конденсата.

Уменьшение суммарного потенциала целевых компонентов в потоке газа при частичной конденсации происходит как за счет сокращения объема газа (учитывается оценкой доли конденсации), так и за счет уменьшения содержания целевых компонентов по сравнению с составом исходного газа.

Доля суммарных потерь целевых компонентов от их исходного потенциала определяется по формуле:

\Delta = 100 - \frac{(100 - \beta) \cdot (100 - \gamma)}{100} ,\%(63)

где \Delta — доля потерь целевых компонентов от исходного потенциала, %;

\beta — доля конденсации газа, %;

\gamma — доля сокращения содержания целевых компонентов в результате конденсации, %.

Приложение 4

1. Для увеличения надежности результатов расчета фазовых равновесий нефтяного газа необходимо иметь анализ газа до \text{С}_{9} или \text{С}_{10} . В связи с тем что в большинстве случаев анализы проб газа проводятся до обобщенного компонента, обозначенного как \text{С}_{6 +} , допускается для оценки содержания более тяжелых углеводородов применение логарифмической экстраполяции, основанной на близости эмпирических законов молекулярно-весовых распределений компонентов тяжелее пропана большинства нефтяных газов.

2. Алгоритм проведения экстраполяции:

Используются данные по компонентному составу газа не менее чем до \text{С}_{6 +} (в молярных долях).

Суммируются молярные доли изомеров бутана (\Sigma\text{У}_{4}) , изомеров пентана (\Sigma\text{У}_{5}) , гексана (\Sigma\text{У}_{6}) , гептана (\Sigma\text{У}_{7}) , если они определены в результате анализа.

Вычисляются логарифмы молярных долей углеводородов тяжелее пропана ( ln\Sigma\text{У}_{4} , ln\Sigma\text{У}_{5} и т.д.).

Если известно только содержание \Sigma\text{У}_{5} и \Sigma\text{У}_{6} , вычисляется коэффициент \eta по формуле:

\eta = ln\Sigma\text{У}_{5} - ln\Sigma\text{У}_{6},(64)

где \eta — показатель степени.

Если известно содержание трех и более компонентов, методом наименьших квадратов определяется или строится зависимость:

где \Sigma\text{У}_{i} — молярная доля суммы изомеров i-го компонента;

i — число атомов углерода в молекуле.

Вычисляется значение молярных долей конденсатов, не определенных в походных данных анализом:

Проводится проверка результатов вычисленных концентраций:

где \delta = 0,1% .

Если условие выполняется, проводится нормирование с приведением 100% состава, включая вычисленные концентрации компонентов до \text{С}_{10} .

Если условие не выполняется, проводится анализ надежности исходных данных по содержанию компонентов тяжелее пропана, и показатель \eta варьируется до выполнения (67).

Определение молярной массы товарных нефтей

Для определения физико-химических параметров товарных нефтей рекомендуются расчетные методы, основанные на использовании средних для рассматриваемого узла нефтесбора значений плотности жидкой части продукции скважин.

Взаимозависимость величин молярной массы и плотности дегазированных нефтей выявлена на основании обработки экспериментальных данных о составе и свойствах нефтей и нефтепродуктов. В процессе обработки результатов лабораторных исследований для расчета молярной массы нефтей получено следующее выражение:

где \text{М}_{\text{н}} — молярная масса нефти, г/моль;

\rho_{\text{н}} — плотность нефти, кг/м3.

В диапазоне плотностей от 800 до 900 кг/м3 расхождение между расчетными и экспериментальными значениями молярной массы не превышает 7% (для справки: средняя погрешность лабораторного определения молярной массы нефти и нефтепродуктов — около 5%).

Определение средней температуры кипения нефтей и нефтяных фракций

При отсутствии экспериментальных данных среднюю температуру кипения нефтей и нефтяных фракций рекомендуется рассчитывать по формуле:

где t_{\text{к}} — средняя температура кипения, °C;

M_{\text{н}} — молярная масса нефти или нефтяной фракции, г/моль.

Как показал анализ литературных данных, расчет средней температуры кипения нефтей и нефтяных фракций по их молярной массе с помощью приводимого выражения хорошо совпадает с результатами известной формулы Воднова /13/, а также с результатами экспериментальных исследований. В частности, сопоставление расчетных и экспериментальных данных для нефтей и нефтяных фракций с молярной массой от 84 до 402 г/моль показало, что относительная ошибка расчета не превышает 1,5%.

1. Виды потерь нефтяного газа на компрессорной станции (КС)

1.1 Нормируемые потери газа на КС складываются из следующих видов потерь газа:

через неплотности соединений и уплотнений емкостей и аппаратуры;

через неплотности запорно-регулирующей арматуры;

через уплотнения валов компрессоров и насосов;

через уплотнения теплообменной аппаратуры;

для поддержания работоспособности аварийных факелов;

с рабочими жидкостями;

с дренажной водой;

при остановках КС на ППР.

1.2. Водяные пары, удаляемые из сырого нефтяного газа в процессе его компримирования и осушки, в потери не входят.

1.3 Виды фактических потерь нефтяного газа на КС.

К фактическим потерям относятся все виды нормируемых потерь, а также потери газа:

при вынужденных простоях КС или ее отдельных агрегатов;

вызванные снижением производительности КС вследствие аварийных остановок.

1.4. Исходные данные для определения величины технологических потерь нефтяного газа на КС приведены в табл. 8 - 12.

2. Определение величины нормативных потерь газа на КС

2.1 Потери газа с дренажной водой определяются по формуле (15)

\text{П}_{1} = 1,2 \cdot 10^{- 3} \cdot r_{\text{г}} \cdot g_{\text{в}} \cdot K_{\text{м}},

r_{\text{г}} = 0,14\text{м}^{3}/\text{м}^{3}

g_{\text{в}} — количество дренажной воды

\text{П}_{1} = 1,2 \cdot 10^{- 3} \cdot 0,14 \cdot 4200 \cdot 0,95 = 0,67\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{год}

2.2. Потери газа через неплотности соединений и уплотнений сепараторов, отстойников, емкостей, колонн определяются расчетом по формуле (3) табл. 13.

Исходные данные для расчета потерь

\Sigma\text{П}_{2} = 63,0\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

2.3 Потери газа через неплотности запорно-регулирующей арматуры.

Для арматуры, работающей при давлении менее 0,883 МПа, величина потерь определяется по табл. 2. В отделении сепарации и регенерации насчитывается 38 единиц арматуры, работающей в газовой среде, потери определяют по формуле (2):

\text{П}_{3}^{1} = \frac{0,0169 \times 38 \times 0,28 \times 8280 \times 10^{- 3}}{0,884} = 1,68\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

потери через неплотности предохранительных клапанов (ППК) в количестве 6 шт., составят:

\text{П}_{3}^{2} = \frac{0,096 \times 6 \times 8280 \times 0,48 \times 10^{- 3}}{0,884} = 2,48\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

24 единицы запорно-регулирующей арматуры работает в среде тяжелых углеводородов. Потери газа составят:

\text{П}_{3}^{3} = \frac{0,0066 \times 24 \times 8280 \times 0,07 \times 10^{- 3}}{0,884} = 0,1\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

47 единиц запорно-регулирующей арматуры в отделении компримирования работает в газовой среде. Потери газа составят:

\text{П}_{3}^{4} = \frac{0,0169 \times 47 \times 8280 \times 0,28 \times 10^{- 3}}{0,884} = 2,08\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

64 единицы запорно-регулирующей арматуры в отделении компримирования работают в среде легких жидких углеводородов. Потери газа составят:

\text{П}_{3}^{5} = \frac{0,013 \times 64 \times 8280 \times 0,37 \times 10^{- 3}}{0,884} = 2,9\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

\text{П}_{3}^{6} = \frac{0,059 \times 13 \times 8280 \times 0,25 \times 10^{- 3}}{0,884} = 1,8\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

Суммарные потери газа равны: \sum_{1}^{6} \text{П}_{3} = 11,04\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

2.4. Потери для запорно-регулирующей арматуры через фланцевые соединения рассчитываются на основании данных, приведенных в табл. 2 формуле (1), для фланцевых соединений 85 единиц запорно-регулирующей арматуры, работающей в парогазовых потоках:

\text{П}_{4}^{6} = \frac{0,00051 \times 2 \times 85 \times 8280 \times 0,03 \times 10^{- 3}}{0,884} = 0,02\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

Для фланцевых соединений (24 шт.) запорно-регулирующей арматуры, работающей в среде тяжелых углеводородов:

\text{П}_{4}^{2} = \frac{0,00020 \times 2 \times 24 \times 8280 \times 0,02 \times 10^{- 3}}{0,884} = 0,002\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

Для фланцевых соединений (64 шт.) запорно-регулирующей арматуры, работающей в среде легких углеводородов:

\sum_{1}^{3} \text{П}_{4} = 0,048\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

Для сальников запорной арматуры (85 шт.), работающей в парогазовых потоках по формуле (2):

\text{П}_{4}^{4} = \frac{0,0169 \times 1 \times 85 \times 8280 \times 0,28 \times 10^{- 3}}{0,884} = 3,767\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

Для сальников запорно-регулирующей арматуры, работающей в среде тяжелых углеводородов:

\text{П}_{4}^{5} = \frac{0,0066 \times 1 \times 24 \times 8280 \times 0,07 \times 10^{- 3}}{0,884} = 0,10\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

Для сальников запорно-регулирующей арматуры, работающей в среде легких углеводородов:

\text{П}_{4}^{6} = \frac{0,0130 \times 1 \times 64 \times 8280 \times 0,37 \times 10^{- 3}}{0,884} = 2,90\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

\sum_{1}^{3} \text{П}_{4} + \sum_{4}^{6} \text{П}_{4} = 6,81\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

2.5. Определение объема потерь нефтяного газа через уплотнения валов компрессоров и насосов.

Объем потерь через уплотнения валов компрессоров КЦ-101 рассчитывается по формуле (8):

\text{П}_{5}^{1} = 0,12 \times 3 \times \frac{8280}{0,884} \times 10^{- 3} = 3,37\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

Объем потерь через уплотнения валов компрессора КЦ-201 рассчитывается по формуле (8):

\text{П}_{5}^{2} = 0,12 \times 2 \times \frac{8280}{0,884} \times 10^{- 3} = 2,24\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

Объем потерь через уплотнения вала насоса НП-101 определяется по формуле (9):

\text{П}_{5}^{3} = 0,14 \times 2 \times \frac{8280}{0,884} \times 10^{- 3} = 2,62\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

Объем потерь через уплотнение вала насоса НВ-501 рассчитывается по формуле (9):

\text{П}_{5}^{4} = 0,26 \times 1 \times \frac{8280}{0,884} \times 10^{- 3} = 2,43\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

Суммарные потери равны \sum_{1}^{4} \text{П}_{6} = 11,66\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

2.6 Определение потерь нефтяного газа из теплообменной аппаратуры.

Потери из теплообменной аппаратуры рассчитываются в зависимости от типа аппарата и вида продукта (табл. 5) по формуле (7).

Объем потерь газа для аппарата Т-102:

\text{П}_{6}^{1} = 0,1 \times 3 \times \frac{8280}{0,884} \times 10^{- 3} = 2,81\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

\text{П}_{6}^{2} = 0,1 \times 3 \times \frac{8280}{0,884} \times 10^{- 3} = 2,81\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

Объем потерь газа для аппарата Т-203:

\text{П}_{6}^{3} = 0,1 \times 1 \times \frac{8280}{0,884} \times 10^{- 3} = 0,936\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

\sum_{1}^{3} \text{П}_{6} = 6,56\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

2.7 Определение потерь газа на факел.

Расход газа на факел постоянного горения складывается из объема продувочного газа, подаваемого в факельную систему для предотвращения попадания в нее воздуха и газа, подаваемого на дежурные горелки.

Объем потерь затворного газа рассчитывается по формуле (13) или определяется по табл. 6.

\text{П}_{7}^{1} = 3,6 \times 0,05 \times 0,196 \times 8280 = 292,1\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

Объем потерь газа, подаваемого на дежурную горелку, определяется по формуле (14):

\text{П}_{7}^{2} = 5 \times 1 \times 8280 \times 10^{- 3} = 41,4\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

Суммарные потери газа на факел равны \sum_{1}^{2} \text{П}_{7} = 333,5\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

2.8. Потери газа при освобождении аппаратов для проверки и освидетельствования.

Согласно правилам Госгортехнадзора /2/ освидетельствование аппаратов производится 1 раз в 2 года. Потери газа складываются из потерь при освобождении аппарата и продувке аппарата.

Объем потерь от разрядки аппаратов при общем объеме всех аппаратов на КС V = 740 м3 рассчитывается по формуле (22):

\text{П}_{8} = 2,893 \times \frac{740 \times 0,22}{280} = 1,58\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

Объем потерь газа при продувке аппаратов рассчитывается по формуле (22), при кратности продувки, равной 3 (расчет изложен в Приложении 2):

\text{П}_{9} = 2,893 \times \frac{740 \times 0,22}{280} \times (1 + 3) = 6,73\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

Суммарные потери газа при освобождении для ревизии аппаратов равны \sum_{8}^{9} \text{П } = 8,41\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}. \sum_{8}^{9} \text{П } = 8,41 \times 0,5 = 4,20\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г} , т.к. для проверки и освидетельствования освобождаются аппараты 1 раз в 2 года.

2.9. Определение потерь газа с рабочими жидкостями, выводимыми из технологической системы. На компрессорной станции газ теряется с отработанным гликолем. В гликоле растворяется углеводородный газ, коэффициент растворимости которого находим на рис. 3:

L_{y}^{r} = 0,0118\text{м}^{3}/(\text{м}^{3} \times \text{МПа}),

коэффициент растворимости углекислого газа в гликоле определяем по рис. 4:

L_{o}^{r} = 0,09\text{м}^{3}/(\text{м}^{3} \times \text{МПа}).

Расчет потерь производится по формуле (17)

\text{У}_{\text{с}} = 0,11 — мольная доля CO_{2} в газе.

2.10. Потери газа на КС через микротрещины и микросвищи газопроводов и технологического оборудования отсутствуют, так как все сварные швы подвергаются 100% контролю методами неразрушающей дефектоскопии.

2.11. Определение суммарных нормированных потерь газа на КС. Нормативные потери газа на КС подсчитываются по формуле (43):

\text{П } = \sum_{1}^{10} \text{П } = 443,74\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

2.12. Расчет объема сухой части влажного газа выполняется по формуле (21), данные для расчета приведены в табл. 14.

Таблица 14

3. Определение величины фактических потерь газа на КС

3.1. Технические характеристики и режимные показатели работы оборудования, необходимые для расчета потерь, берутся по фактическому состоянию, зафиксированному в рабочих журналах и паспортах оборудования и другой технической и технологической документации.

По источникам, для которых невозможны инструментальные измерения потерь, последние оцениваются расчетным путем.

3.2. Фактические потери совпадают с расчетными нормативными при определении потерь газа с дренажной водой по формуле (15):

\text{П}_{4} = 0,67\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

3.3. Потери газа через неплотности соединений и уплотнений сепараторов, отстойников, емкостей, колонн определяются расчетом по формуле (3):

\text{П}_{2} = 63\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

3.4 Потери газа через неплотности запорно-регулирующей арматуры определяются по табл. 2:

\text{П}_{5} = 11,04\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

3.5. Потери для запорно-регулирующей арматуры через сальники и уплотнения рассчитываются на основании данных табл. 5 по формулам (2):

\text{П}_{4} = 0,81\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

3.6 Объем потерь через уплотнения валов компрессоров КЦ-101 рассчитывается по формуле (8):

\text{П}_{5}^{1} = 3,37\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

Объем потерь через уплотнения валов компрессора КЦ-201 рассчитывается по формуле (8):

\text{П}_{9}^{2} = 2,24\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

3.7 Объем потерь через уплотнение вала насоса НП-101 определяется по формуле (9):

\text{П}_{5}^{3} = 2,62\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

Объем потерь через уплотнение вала насоса НВ-501 рассчитывается по формуле (9):

\text{П}_{5}^{4} = 2,43\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

Суммарные потери через уплотнения насосов и компрессоров \sum_{4}^{4} \text{П}_{8} = 10,66\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

3.8. Потери из теплообменной аппаратуры рассчитываются в зависимости от типа аппарата и вида продукта (табл. 5) по формуле (7).

Объем потерь для теплообменника Т-102

\text{П}_{6}^{1} = 2,81\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г};

для теплообменника Т-103

\text{П}_{6}^{2} = 2,81\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г};

для теплообменника Т-203

\text{П}_{6}^{3} = 0,96\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

Суммарные потери равны \sum_{1}^{3} \text{П}_{6} = 6,56\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

3.9. Количество газа, сжигаемого на факеле, определяется инструментально с использованием трубки Пито, либо по предварительной калибровке в соответствии с Приложением 1.

Суммарный объем потерь газа на факел складывается из расхода газа на дежурную горелку, рассчитывается по формуле (14):

\text{П}_{7}^{1} = 41,4\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г};

из расхода затворного газа, определяемого по табл. 6:

\text{П}_{7}^{2} = 292,6\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г};

из потерь газа при срабатывании ППК, определяемых по формуле (10), принимаем, что ППК на КЦ-101 обрабатывает 4 раза в год, P = 3,7 МПа, T = 433 °K, \text{Д}_{\text{у}} - 150 , в течение 3-х минут.

Аварийные остановки компрессора составят не менее 8 раз в год. Принимаем, что объем системы обвязки одного компрессора составляет 100 м3.

Потери определяются расчетным путем по формуле (22):

Суммарный расчетный объем потерь газа на факел составит \sum_{1}^{4} \text{П}_{7} = 419,40\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

3.10 Потери газа при продувке аппаратов, определяемые по формуле (22), равны:

\Sigma\text{П}_{8} = 8,41\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г} \times 0,5 = 4,20\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

3.11. Потери газа с рабочими жидкостями, выводимыми из системы, определяются расчетом по формуле (17) с помощью черт. 3, 4:

\text{П}_{9} = 7,3\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

3.12. Потери газа при вынужденных простоях элементов, обеспечивающих работоспособность всего объекта КС, например, остановка внутреннего эл. снабжения при \tau_{\text{ВП}} = 50\text{ч} , вычисляются по формуле (40):

3.13. Определение суммарной величины фактических потерь нефтяного газа на КС.

Потери газа на КС подсчитываются по формуле (43):

\text{П } = \sum_{1}^{10} \text{П } = 3534,64\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

3.14. Структура потерь нефтяного газа на компрессорной станции приведена в табл. 15.

1. Условия работы и основные параметры газопровода

1.1. Нефтяной газ месторождения компримируется промысловой компрессорной станцией (КС) и транспортируется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) по газопроводу Д = 0,5 м, длиной 96,5 км имеющим 2 лупинга того же диаметра и длиной 0,8 км и 5,6 км. На газопроводе расположены 3 конденсатосборника объемом по 10 м3 каждый, 8 линейных задвижек ЗКЛПЭ-500 x 75 и 4 секущих задвижки ЗКЛПЭ-500 x 75 на лупингах. Секущие задвижки оборудованы свечами продува газопровода Д = 0,219 м с установкой 3 задвижек ЗКЛПЭ-200 x 75. На конденсатосборниках установлены по 2 задвижки ЭКЛПЭ-500 x 75. По газопроводу транспортируется нефтяной газ, осушенный до точки росы — 15 °C, плотность его \rho_{4}^{20} = 0,884\text{кг}/\text{м}^{3} .

1.2 Режим работы газопровода приведен в табл. 16.

Таблица 16

Примеры эксплуатации газопровода

2. Определение нормативных потерь газа

2.1 Нормируемые технологические потери при транспорте нефтяного газа в указанных условиях имеют место:

через неплотности фланцевых соединений, неплотности сальниковых уплотнений запорной арматуры и через микротрещины стенок трубопровода;

при продувках конденсатосборников от образующегося при транспорте газа конденсата.

2.2. Расчет потерь газа из линейной части газопровода за счет неплотностей и микротрещин производится по формуле (12):

2.3. Технологические потери газа при продувках конденсатосборников складываются из объема выдуваемого конденсата и объема продувочного газа.

2.4. Технологические потери нефтяного газа на конденсацию определяют по номограммам (рис. 12 - 18) исходя из условий работы конденсатосборников, приведенных в табл. 17.

Таблица 17

Условия работы конденсатосборников

2.5. Из номограмм конденсации газа (рис. 19 - 25) находим, что в летних условиях в районе конденсатосборников № 1, 2 конденсируется 2,7% транспортируемого газа, в зимних условиях соответственно 8%, однако в дальнейшем, по мере переноса конденсата по трассе газопровода, происходит полное испарение конденсата, поэтому нормируемые технологические потери газа на участке от промысловой компрессорной станции до ГПЗ равны нулю.

\text{П}_{25} = 1,97 \times 10^{- 3} \cdot b \cdot V \cdot P

2.7 Суммарные нормируемые технологические потери газа при его транспорте по газопроводу составят:

2.8 Отношение суммарных нормативных потерь газа к объему перекачиваемого газа дает процент потерь в газопроводе:

\frac{2917,9}{500000} \times 100\% = 0,58\%

3. Определение фактических потерь газа

3.1. Условия транспорта газа и схема газопровода соответствуют ранее указанным в примере определениям нормативных потерь.

3.2. Фактическое состояние блока осушки газа на промысловой КС не обеспечивает проектной глубины осушки (258 K), точка росы газа по воде составляет 273 K.

3.3. Фактические технологические потери газа при его транспорте слагаются из потерь через неплотности фланцевых соединений и сальниковых уплотнений запорной арматуры, через микротрещины стенок трубопровода, а также потерь при продувках конденсатосборников от конденсата и влаги, образующихся при транспорте газа.

3.4. Технологические потери газа через неплотности фланцевых соединений, сальниковых уплотнений и через микротрещины в стенках трубопровода ввиду невозможности прямых измерений определяются по формулам (12, 36) и равны 2917,9 тыс. м3/г.

3.5. Технологические потери газа при продувке конденсатосборников от образующегося конденсата определяются следующим образом.

Количество конденсата, продуваемого в амбар, необходимо замерить на узле учета (диафрагме).

Для определения объема фактических технологических потерь газа при продувке конденсатосборников необходимо предварительно произвести калибровку факельных линий, установку образцовых манометров и термокарманов. Калибровку факельной линии произвести согласно Приложению 1.

Во время продувки конденсатосборника фиксируется давление по образцовому манометру, время продувки газа и его температуры. Согласно показаниям манометра, термометра и времени продувки по калибровочному графику определяется фактический расход газа, то есть фактические технологические потери газа при продувке конденсатосборника.

3.6 Расчетные потери газа определяются следующим образом.

Пользуясь номограммами конденсации газа (рис. 19 - 25), определяем количество газа, идущего на конденсацию.

Полученные результаты приведены в табл. 18.

Количество конденсата, выпадающего в газопроводе

3.7. Как видно из таблицы 18, при нормальной работе осушки газа по влаге на КС нет необходимости продувать конденсатосборники, так как происходит испарение конденсата и в конденсатосборнике № 3 конденсат отсутствует. Однако, как указывалось выше, фактическое состояние оборудования на промысловой КС не обеспечивает необходимой глубины осушки газа, и точка росы газа составляет 0 °C. В связи с указанным, в целях сохранения работоспособности газопровода, продувка газопровода в зимний период от влаги является необходимой операцией.

3.8. Зимний период работы равен 180 суткам. Следовательно, потери газа на конденсацию, определяются по формуле (38), в зимний период могут составить:

по конденсатосборнику № 1

\text{П}_{27}^{1} = \frac{500000}{350} \times 180 \times 0,05<...\geq 14914\text{тыс}.

\text{П}_{27}^{2} = \frac{500000}{350} \times 180 \times 0,022 = 5657\text{тыс}.

3.9 Определение объема конденсата, образовавшегося из указанных объемов газа, производим по следующей формуле:

V_{\text{к}} = V_{r} \cdot \frac{\rho_{4}^{20}}{\rho_{\text{к}}}

Плотность конденсата при рабочих условиях в точке подключения конденсатосборников определяется по формуле (33):

\rho_{\text{к}} = 1890 - 276 \cdot \rho_{4}^{20} - 163 \cdot lg(P \cdot 10^{5})

\rho_{\text{к}}^{1} = 1890 - 276 \cdot 0,884 - 163 \cdot lg(31 \cdot 10^{5}) = 588\text{кг}/\text{м}^{3};

в точке подключения конденсатосборника № 2:

\rho_{\text{к}}^{2} = 1890 - 276 \cdot 0,884 - 163 \cdot lg(29 \cdot 10^{5}) = 593\text{кг}/\text{м}^{3};

Объем конденсата за зимний период составит:

в районе конденсатосборника № 1

5657 \times \frac{0,884}{593} = 8,4\text{тыс}.\text{м}^{3}.

3.10 Количество продувок конденсата составит:

b_{1} = \frac{22400}{10 \times 180} = 12\text{раз в сутки},

по конденсатосборнику № 2:

b_{2} = \frac{8400}{10 \times 180} = 4\text{раза в сутки}.

В связи с условиями обслуживания (отсутствием постоянной вахты на конденсатосборниках и с подачей в газопровод метанола) принимаем количество продувок b_{1} = b_{2} = 180 (один раз в сутки), b_{3} = 25 (1 раз в неделю зимнего периода).

3.11 Технологические потери газа от продувок образовавшегося конденсата, определяемые по формуле (36), составляют:

\text{П}_{27}^{1} = 14914:12 = 1242\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

по конденсатосборнику № 2

\text{П}_{27}^{2} = 5657:4 = 1414\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г}.

3.13 Суммарные фактические технологические потери газа от продувки конденсатосборников составляют:

3.14 Общие фактические технологические потери газа при транспорте его по газопроводу составят:

\Sigma\text{П } + \Sigma\text{П}_{27} = 2917,9 + 2677,4 = 5595,3\text{тыс}.\text{м}^{3}/\text{г или}

\frac{5595,3}{500000} \times 100\% = 1,12\%

Как видно, общие фактические технологические потери превышают нормируемые технологические потери.

3.15. Для сокращения объема фактических технологических потерь необходимо принять меры по выводу установки осушки газа промысловой КС на проектный уровень, что сократит фактические потери и приблизит их к нормируемым.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. РД 39-1-1213-84. Методические указания по определению технологических потерь нефтяного газа при сборе, подготовке и внутрипромысловом транспортировании.