Утверждаю

Заместитель

Министра энергетики

Российской Федерации

П.С.ФЕДОРОВ

30 июля 2012 года

 

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ

ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ И ОБОСНОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ

ПРИРОДНОГО ГАЗА, ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА И ПОПУТНОГО (НЕФТЯНОГО)

ГАЗА ПРИ ДОБЫЧЕ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ СВЯЗАННЫХ С ПРИНЯТОЙ СХЕМОЙ

И ТЕХНОЛОГИЕЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

 

Настоящие методические рекомендации разработаны в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации для использования при подготовке обоснований и определения величины безвозвратных потерь полезных ископаемых: природного газа, газового конденсата и попутного нефтяного газа при их добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки и обустройства месторождения (далее - технологические потери).

 

1. Общие положения

 

1.1. Добытым полезным ископаемым признается продукция добывающих отраслей промышленности, содержащаяся в фактически добытом из недр минеральном сырье, первое по своему качеству соответствующее государственному стандарту Российской Федерации, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации (предприятия).

Не может быть признана полезным ископаемым продукция, полученная при дальнейшей переработке (обогащении, технологическом переделе) полезного ископаемого, являющаяся продукцией обрабатывающей промышленности.

Видами добытого полезного ископаемого являются:

- газ горючий природный из всех видов месторождений углеводородного сырья, за исключением попутного (нефтяного) газа;

- газовый конденсат из всех видов месторождений углеводородного сырья, прошедший технологию промысловой подготовки в соответствии с техническим проектом разработки месторождения до направления его на переработку;

- газ горючий природный (растворенный газ или смесь растворенного газа и газа из газовой шапки) из всех видов месторождений углеводородного сырья, добываемый через нефтяные скважины (далее - попутный (нефтяной) газ).

1.2. Количество добытого полезного ископаемого определяется в натуральном выражении (в единицах массы или объема) одним из двух возможных методов:

- прямым, то есть измерением искомого значения физической величины посредством применения измерительных средств;

- косвенным, то есть методом, основанным на расчете по данным замеров дебитов (производительности) скважин, с учетом данных анализа (дополнительной измерительной информации) о содержании в минеральном сырье добытого углеводородного сырья.

Косвенный метод определения количества добываемого полезного ископаемого применяется в случае, если прямой метод невозможен.

1.3. Под технологическими потерями природного газа, газового конденсата и попутного нефтяного газа при добыче в соответствии с принятой схемой и технологией разработки и обустройства месторождения понимаются безвозвратные потери.

1.4. К технологическим потерям не относится количество углеводородного сырья, используемого на собственные и/или коммунальные нужды, и потери, возникшие вследствие хранения и (или) транспортировки добытого полезного ископаемого, а также при возникновении аварийных ситуаций и (или) нарушении технологического процесса.

1.5. Настоящие рекомендации включают в себя принципы формирования и расчета технологических потерь природного газа, газового конденсата и попутного нефтяного газа на объектах добычи и подготовки продукции по видам потерь на каждом месте их образования.

1.6. Величину технологических потерь природного газа, газового конденсата и попутного (нефтяного) газа определяют по каждому месту образования для каждого вида углеводородного сырья.

1.7. Расчет величины технологических потерь природного газа, газового конденсата и попутного (нефтяного) газа производят на плановый период. Плановым периодом признается календарный год.

1.8. Величину технологических потерь природного газа, газового конденсата и попутного (нефтяного) газа рассчитывают в соответствии с проектными документами на разработку и обустройство месторождения, регламентами производственных объектов добычи, действующими государственными нормативными документами, а также паспортами нефтегазопромыслового оборудования, используемого в данном технологическом процессе в расчетный период. Данные должны подтверждаться фактическими определениями физико-химических характеристик и лабораторными анализами (хроматографический анализ, замер ДНП и температуры начала кипения и т.д.). В случае значительного отличия замеренных параметров от регламентных документов последние должны быть скорректированы, а в качестве исходных данных должны быть приняты откорректированные значения.

1.9. Величину технологических потерь природного газа, газового конденсата и попутного (нефтяного) газа определяют для всех объектов добычи углеводородного сырья от устья добывающих скважин до получения готовой продукции, первой по своему качеству соответствующей государственному стандарту Российской Федерации, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае их отсутствия - стандарту (техническим условиям) организации (предприятия).

    1.10.  Объем  газообразных  фаз  принимают  при  стандартных  условиях:

температура  Т   20 °C (293,15 К); давление Р   760  мм рт. ст. (101325 Па)

              ст                             ст

в соответствии с ГОСТ 2939.

 

2. Виды технологических потерь природного газа,

газового конденсата и попутного нефтяного газа

 

2.1. Технологические потери природного газа

 

Технологические потери природного газа подразделяются на следующие виды:

- потери, связанные с освоением скважин после выхода из бурения;

- потери, связанные с продувками скважин после проведения ремонтных работ;

- потери, связанные с проведением газогидродинамических (первичные, текущие, специальные) и газоконденсатных исследований скважин;

- потери, связанные с опорожнением технологического оборудования и трубопроводов перед проведением ремонтных и профилактических работ;

- потери, связанные с эксплуатацией факельных устройств;

- потери, связанные с дегазацией жидкостей;

- потери, связанные с вводом в скважины, трубопроводы и технологические линии химических реагентов;

- потери, связанные с отбором проб;

- потери, связанные с обслуживанием предохранительных клапанов, контрольно-измерительных приборов и средств автоматизации, а также с обследованием оборудования;

- потери, связанные с уносом жидкостями.

 

2.2. Технологические потери газового конденсата

 

При добыче углеводородного сырья существуют следующие виды технологических потерь газового конденсата:

- потери, связанные с освоением скважин после выхода из бурения;

- потери, связанные с продувкой скважин после проведения ремонтных работ;

- потери, связанные с проведением газогидродинамических (первичные, текущие, специальные) и газоконденсатных исследований скважин;

- потери с природным газом, связанные с опорожнением технологического оборудования и трубопроводов перед проведением ремонтных и профилактических работ;

- потери, связанные с испарением в процессе подготовки;

- потери, связанные с отбором проб;

- потери, связанные с уносом жидкостями.

Основными видами потерь газового конденсата при добыче, которые занимают более 90% от общего объема потерь, являются потери, связанные с освоением скважин после бурения и проведением газогидродинамических и газоконденсатных исследований.

 

2.3. Технологические потери попутного (нефтяного) газа

 

При добыче углеводородного сырья существуют следующие виды технологических потерь попутного (нефтяного) газа:

- потери, связанные с опорожнением трубопроводов и технологического оборудования системы сбора и подготовки нефти для проведения ремонтных и профилактических работ;

- потери, связанные с эксплуатацией факельных устройств;

- потери, связанные с уносом жидкостями;

- потери, связанные с отбором проб;

- потери, связанные с обслуживанием предохранительных клапанов, контрольно-измерительных приборов и средств автоматизации, а также с обследованием оборудования.

Перечень типовых статей потерь природного газа, газового конденсата и попутного (нефтяного) газа и объекты, являющиеся источниками потерь, а также причины их возникновения приведены в Приложении 1.

 

3. Определение количества технологических потерь

природного газа

 

Для расчета технологических потерь природного газа необходимо определить потери по каждому конкретному месту их образования и виду, а также указать характеристики углеводородного сырья до и после прохождения каждого источника потерь и документально подтвердить показатели, применяемые в расчетах.

В данном разделе приведены рекомендуемые методики расчета технологических потерь природного газа на газодобывающих предприятиях по каждому их виду и месту образования, даны рекомендации по предоставлению необходимых документов для подтверждения показателей, применяемых в расчетах.

 

3.1. Потери природного газа при освоении газовых

и газоконденсатных скважин, вышедших из бурения

 

Для определения технологических потерь природного газа при освоении скважин рекомендуется руководствоваться следующими документами:

- инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин (утверждена Министерством газовой промышленности СССР 14 июня 1979 г.);

- инструкция по согласованию годовых планов развития горных работ. РД 07-330-99 (утверждена Постановлением Госгортехнадзора России N 85 от 24.11.1999);

- правила охраны недр ПБ 07-601-03 (утверждены Постановлением Госгортехнадзора РФ от 6 июня 2003 г. N 71);

- план строительства, освоения и запуска скважин с указанием их номера, вскрываемых ими объектов (пластов), ожидаемых дебитов и даты запуска в работу (составляется добывающей организацией);

- акты с результатами освоения скважин, пробуренных ранее на аналогичные объекты (пласты). В приведенных актах должна содержаться информация о времени отработки скважины и ее дебите;

- акты о сожжении газа на факеле при освоении скважин, пробуренных в предыдущем году (составляется организацией, проводившей освоение);

- акты с результатами лабораторных исследований проб газа, отобранных при освоении скважин в местах поступления газа на факельную установку. Акты представляются по желанию недропользователя;

- схема обвязки наземного оборудования при освоении скважины;

- паспорта и технические характеристики оборудования, используемого при освоении скважины.

Технологические потери природного газа при освоении газовой или газоконденсатной скважины, вышедшей из бурения, рекомендуется определять по формуле:

 

                             n

                   П      = SUM (q  тау  Х      ), куб. м,            (3.1)

                    г.осв   i=1   i    i  г.прод

 

    где:

    q  - дебит скважины при освоении на заданном режиме, куб. м/сут.;

     i

    тау  - продолжительность освоения скважины при заданном режиме, сут.;

       i

    n - количество режимов при освоении скважины;

    Х        -  мольная  доля   добываемой  продукции  в   пластовом  газе,

     г.прод

определяемая по формуле:

 

                                    n

                                     г.прод

                          Х       = -------, доп. ед.,                (3.2)

                           г.прод    n

                                      г.пл

 

    где n    , n       - соответственно число молей пластового газа и газа,

         г.пл   г.прод

который является продукцией (сухой газ, газ сепарации и т.д.), определяются

по данным лабораторных исследований.

Более подробно методы определения мольной доли добываемой продукции представлены в "Инструкции по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин" (утверждена Министерством газовой промышленности СССР 14 июня 1979 г.).

Для объектов, состоящих из нескольких пластов, принимается среднеарифметическое значение мольной доли добываемой продукции, определенной для каждого пласта.

Дебит скважины, количество режимов и их продолжительность определяют в соответствии с регламентирующими документами. Основным регламентирующим документом является Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин (утверждена Министерством газовой промышленности СССР 14 июня 1979 г.).

 

3.2. Потери природного газа при продувке газовых

и газоконденсатных скважин после проведения

подземного ремонта

 

Технологические потери возникают при продувке скважин после проведения ремонтных работ, предусмотренных проектными документами, или при ревизии и/или замене скважинного оборудования. В частности, после проведения планово-предупредительных ремонтов (оптимизация режима работы скважин, ревизия и замена устьевого оборудования и т.д.); капитальных ремонтов (ремонтно-изоляционные работы, переход на другие горизонты и т.д.) и работ, связанных с повышением компонентоотдачи пластов. Виды подземных ремонтов, после проведения которых при продувке скважин возникают технологические потери природного газа, приведены в Приложении 2.

Для определения технологических потерь природного газа при продувке скважин после проведения ремонтных работ руководствуются следующими документами:

- правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03 (утверждены Постановлением Госгортехнадзора России N 56 от 05.06.2003);

- утвержденный геолого-технический план проведения ремонтных работ с указанием вида работ, номера скважины, вскрываемых ею объектов (пластов) и ожидаемого дебита после проведения работ (составляется добывающей организацией);

- ссылки на проектные или нормативные документы, обосновывающие проведение данного вида ремонтных работ;

- акты с результатами проведенных ремонтных работ за последний год, когда проводились работы на скважинах, указанных в плане-графике, или на аналогичных скважинах по конструкции, дебиту, виду ремонтных работ и вскрываемому объекту. В приведенных актах должна содержаться информация о времени отработки скважины после ремонта и ее дебите;

- акты о сожжении газа на факеле при проведении ремонтных работ в год, предшествующий планируемому расчетному периоду (составляется организацией, проводившей ремонтные работы);

- акты с результатами лабораторных исследований проб газа, отобранных в местах поступления газа на факельную установку при продувке скважин после проведения ремонтных работ;

- схема обвязки наземного оборудования при продувке скважины (составляется организацией, проводившей ремонтные работы);

- паспорта и технические характеристики оборудования, используемого при продувке скважины после проведения ремонтных работ.

Технологические потери природного газа при продувке газовых и газоконденсатных скважин после проведения подземного ремонта определяют по формуле:

 

                              n

                  П      = N SUM (q  тау  Х      ), куб. м,           (3.3)

                   г.рем     i=1   i    i  г.прод

 

    где:

    q  - дебит скважины при продувке на режиме, куб. м/сут.;

     i

    тау  - продолжительность продувки скважины при заданном режиме, сут.;

       i

    Х        - мольная  доля  добываемой  продукции   в   пластовом   газе,

     г.прод

определяемая по формуле (3.2);

    n  -  количество режимов при продувке скважины;

    N - количество операций по плану.

 

3.3. Потери природного газа при проведении

газогидродинамических или газоконденсатных исследований

 

Газогидродинамические исследования делятся на:

- исследования при стационарных режимах фильтрации;

- исследования при нестационарных режимах фильтрации.

В расчете потерь природного газа при проведении газогидродинамических исследований участвуют только исследования при стационарных режимах фильтрации, которые в свою очередь делятся на:

- метод установившихся отборов;

- изохронный метод;

- экспресс-метод;

- метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов.

Обоснование и выбор метода проведения газогидродинамических и газоконденсатных исследований подробно приведены в Инструкции по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин (утверждена Министерством газовой промышленности СССР 14 июня 1979 г.).

Для определения технологических потерь природного газа при проведении ГДИ и ГКИ в скважинах руководствуются следующими документами:

- инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин (утверждена Министерством газовой промышленности СССР 14 июня 1979 г.);

- программа исследовательских работ (из протокола заседания ЦКР);

- план-график проведения исследовательских работ на расчетный период (составляется добывающей организацией с указанием номера скважин, вскрытого ими объекта, вида и времени проведения исследования);

- ссылки на проектные документы, обосновывающие применение данных методов проведения исследований на данном месторождении;

- акты с результатами исследования скважин за последний год, когда проводились аналогичные исследования на данных скважинах. В приведенных актах должна содержаться информация о времени работы скважины и ее дебите на каждом режиме;

- акты о сожжении природного газа на факеле при проведении исследований скважин в год, предшествующий планируемому расчетному периоду (составляется организацией, проводившей исследования);

- акты с результатами лабораторных исследований проб газа, отобранных при проведении газогидродинамических исследований скважин в местах поступления газа на факельную установку;

- схема обвязки наземного оборудования, применяемая при исследовании скважин;

- паспорта и технические характеристики оборудования (сепаратор I и II ступени и др.), используемого при исследовании скважин.

Также представляются сведения из проектного документа, в которых содержится следующая информация: назначение исследовательских работ на добывающих и разведочных скважинах, обоснование и выбор метода исследований, следовательно, и продолжительности его проведения.

Технологические потери природного газа при проведении газогидродинамических или газоконденсатных исследований в скважине определяют по формуле:

 

                           N

                 П      = SUM (q  тау  n  Х      ), куб. м,           (3.4)

                  г.исс   i=1   i    i  i  г.прод

 

    где:

    q  - дебит скважины по газу при заданном режиме, куб. м/сут.;

     i

    тау  - продолжительность заданного режима, сут.;

       i

    n   - количество режимов при проведении исследования;

     i

    Х        -  мольная   доля   добываемой  продукции  в  пластовом  газе,

     г.прод

определяемая по формуле (3.2);

    N - количество исследований за расчетный период.

Дебит скважины, количество режимов и их продолжительность определяют в соответствии с назначением исследования. Количество исследований за расчетный период регламентируется различными видами проектной документации по углеводородному сырью, подлежащей согласованию.

 

3.4. Потери природного газа при опорожнении технологического

оборудования и трубопроводов перед проведением ремонтных

и профилактических работ

 

К технологическим потерям не относятся потери, связанные с нарушениями регламентных режимов работы оборудования и принятой технологии, авариями, утечками при разрыве газопроводов, аварийными остановками технологического оборудования, а также его испытаниями.

Для определения технологических потерь природного газа при опорожнении технологического оборудования и трубопроводов перед проведением ремонтных и профилактических работ необходимо руководствоваться следующими документами:

- правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (утверждены Постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.2003 N 56);

- утвержденный технологический регламент установки подготовки газа;

- план-график проведения ремонтных и профилактических работ на расчетный период (составляется добывающей организацией с указанием технологического оборудования или трубопровода, цель работ и времени их проведения);

- акты выполнения аналогичных работ за год, предшествующий планируемому расчетному периоду, и акты о сожжении природного газа на факеле при проведении данных работ (составляется организацией, проводившей работы);

- акты с результатами лабораторных исследований проб газа, отобранных на участке трубопровода и/или перед входом в технологическое оборудование перед проведением ремонтных работ;

- паспорта и технические характеристики оборудования, на котором будет производиться ремонт.

Технологические потери природного газа при опорожнении технологического оборудования и трубопроводов перед проведением ремонтных и профилактических работ на расчетный период вычисляют по формуле:

 

                               Р      Р

                                н      к

              П     = 2893V (----- - -----) Х       N, куб. м,        (3.5)

               г.оп          Т  Z    Т  Z    г.прод

                              н  н    к  к

 

    где:

    2893  -  коэффициент  приведения  объема  природного газа к стандартным

                             293,15

условиям Т   и Р  , равный (-------- = 2893);

          ст    ат          0,101325

    V   -   геометрический   объем   аппарата,   участка   газопровода  или

технологической  линии,  опорожняемого для ремонта или внутреннего осмотра,

куб. м;

    Р ,  Р   -  соответственно  абсолютное  давление  природного газа перед

     н    к

началом ремонтной работы и после опорожнения, МПа;

    Т , Т   -  соответственно  температура  природного газа  перед  началом

     н   к

работы и после опорожнения, К;

    Z , Z   -  коэффициенты сверхсжимаемости природного газа при  Р , Т   и

     н   к                                                         н   н

Р , Т  соответственно;

 к   к

    Х        -  мольная  доля  добываемой продукции в газе, отправляемом на

     г.прод

свечу, определяемая аналогично формуле (3.2);

    N - количество операций в расчетный период по плану-графику.

Методики расчета коэффициента сверхсжимаемости природного газа Z приведены в ГОСТ 30319.2-96.

 

3.5. Потери природного газа при эксплуатации

факельных устройств

 

Потери по данному виду могут быть включены в технологические потери только в случае использования природного газа, в качестве продувочного (затворного) и/или топливного, не соответствующего международным, государственным или отраслевым стандартам.

Для определения технологических потерь природного газа при эксплуатации факельных устройств необходимо руководствоваться следующими документами:

- правила устройства и безопасной эксплуатации факельных систем (утверждены Постановлением Госгортехнадзора России от 10.06.2003 N 83);

- правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (утверждены Постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.2003 N 56);

- утвержденный технологический регламент установки подготовки газа;

- утвержденная схема сбора и подготовки добываемой продукции;

- план-график проведения ремонтных и профилактических работ с использованием факельной установки (составляется добывающей организацией);

- акты с результатами лабораторных исследований проб продувочного (затворного) и/или топливного газа;

- схема обвязки факельной установки;

- паспорта и технические характеристики факельной установки.

    Объем  продувочного  (затворного) газа на расчетный период Q      , как

                                                                г.пр.з

правило, определяют по расходомеру.

В случае, если прямой метод (по расходомеру) невозможен, применяется косвенный метод определения. Тогда объем продувочного (затворного) газа на расчетный период определяют по формуле:

 

                       Q       = 3600 w F тау, куб. м,                (3.6)

                        г.пр.з

 

где:

w - скорость движения продувочного газа в расчете на сечение ствола под оголовком, м/с;

F - площадь выходного сечения факельного ствола, кв. м;

тау - время подачи продувочного (затворного) газа, ч.

Скорость движения продувочного газа в соответствии с ПБ 03-591-03 зависит от конструкции факела и должна быть не менее:

0,05 м/с - для факелов с газовым затвором;

0,9 м/с - для факелов без газового затвора при плотности продувочного (затворного) газа 0,7 кг/куб. м и более.

    Тогда  потери  продувочного?