8. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ УНОСА ГАЗОМ

8.1. На ступенях сепарации капли нефти уносятся потоком газа и выпадают в осадок в конденсатосборниках промысловых газосборных сетей или в отсутствии последних в приемных газосепараторах компрессорных станций. Если конденсатосборники и приемные сепараторы продуваются в атмосферу или же содержимое их сжигается в факелах, то унос капельной нефти потоком газа относится к технологическим потерям нефти.

8.2. Потери капельной нефти от уноса газом рассчитываются по формуле, % масс:

П = q ГАММА x 0,0001, (20)

уг

где:

q - удельный унос нефти газом на ступени сепарации, г/куб. м;

ГАММА - газовый фактор на ступени сепарации, куб. м/т.

(G - G ) (1 - W) ро T P

2 1 н сч 0

q = ----------------------------------, (21)

┌─ ─┐

│ро (1 - W) + W ро │ Q P T

│ н п.в│ сч сч 0

└─ ─┘

где:

G , G - масса фильтровального стакана с материалом до и после

1 2

сброса газа (определение производится по РД 39-1-61-78), г;

W - средневзвешенная обводненность добываемой нефти на

месторождении (по данным нефтепромысловых служб), % об.;

Q - объем нефтяного газа, зафиксированный счетчиком за время

сч

одного замера (определение по РД 39-1-61-78), куб. м;

P , T - абсолютные давления и температура газа в счетчике

сч сч

(определение по РД 39-1-61-78), кг/кв. см, К;

P , T - нормальное давление и температура, кг/кв. см, К;

0 0

ро - плотность товарной нефти (по данным нефтепромысловых

служб), кг/куб. дм;

ро - плотность пластовой воды (по данным нефтепромысловых

п.в

служб), кг/куб. дм.

Газовый фактор на ступенях сепарации принимается по данным нефтепромысловых служб.

8.3. При определении удельного уноса нефти газом фильтр-накопитель устанавливается на выходе газового потока из газосепаратора, если таковой имеется в составе сепарационного узла; в противном случае - на выходе из нефтегазового сепаратора. В указанных местах в газовом потоке углеводородный или водяной конденсат отсутствует, имеются капли водонефтяной эмульсии или же при высокой обводненности продукции скважин капли нефти и воды.

8.4. Удельный унос капельной нефти потоком газа есть случайная

величина, поэтому замеры параметров G , G , Q , P , Т

1 2 сч сч сч

производятся не менее 20 раз в течение продолжительного времени

(20 дней).

8.5. В случае необходимости уточнения полученного по формуле (21) удельного уноса капельной нефти газом рекомендуется использовать более сложный метод определения этого параметра: экстрагирование фильтрующего элемента и последующее определение по оптической плотности ксилольного экстракта массы нефти, уловленной фильтром.

7. Методы определения потерь нефти со сточными водами 9. Метод определения потерь нефти от утечек через уплотнения насосов, фланцевые соединения, сальниковые уплотнения запорной арматуры