Oil Measurement PDF

VIETSOVPETRO

1113.Bimb 2013r. gara/Tlo,annch

Koj AoKym.enTa:

Bepcnsu 00

ABM BBelleIMS1 B )2AericmHe: 01.01.2014 T.

Crpamium: 77

METOMPIECKOE YKA3AHHE HO YIIETY HE(DTH B CH «BbETCOBLIETPO»

Pa3pa6omatio Coutacoeauo -Vineepdicdeno

:• 3aM. Hamarnanaxa TITO ngfir

Benexxo A.B.

3amecurreJIb renepamawro gnpeKropa CH «BbeTcoaneTpo»

,E(ameacKnil A.B.

exepaindimil giveicrop

cn

«BbeTcosneTpo»

TM TXaHb HTH51

OIDICHOCTb /OHO/

41ara/lIoArinci,

FflaBHM17111H>KCHep

FJI. cneunannur HTO C «BbeTcosneo» ni_tHr AKapeea H.B.

H w ilarnimocTb /OWN

garDicHocTbioHot riaBROB A.B.

garafflo,anllch

irPHSH,R04)HJI i H K).14. AaTa/1loanxcb

BHK ,LtoroicHocrb/0140/

,gara/IIoAnnch

METOWIECKHE YKA3AHH51 HO YIIETY HEOTH B CII oBbETCOBHETPO»

VIETSOVPETRO

31

am. rex. Axpeicropa CII

loBbeTcoxneTpo» no

Feanorxx

.B. Xati

CC 5, 201

2013

garoicHocerb /OHO/

gaTailloAnHcb

I Jam. Harlamaixa CAII

Fpxropbex

rJlaBHIdit HH>1KeHOP MIT

"211" /2 201 r.

IIepxmit 3aM. ,H.Hpeicropa

HHIIHmormectrera3

HBaHOB A.H. gaeraffloAnHcb

Bam. nlipeicropa II) HF no

C3 YEH g0JUKHOCTOD140/

c•Piffelasutitme

2-P101,

PallarlbHHK urwc

"A: tz_. 2013r.

Bepcza: 00 4ama eeeoemisi 6 deficmeue: 01/ 01 /2014 Cmp. 2/78

garaffloRnmcb

METOWIECKHE YKA3AH1451 110 'PIETY HEOTH B CH «BbETCOBHETPO»

VIETSOVPETRO

{aT-laJ11,1-114K IITO CH

kBbeTcoBnerpo»

Xxeli

-43 " //g, 201)r.

13aM. Hatla1113H14Ka OFHPM

CII «BbeTcoBneTpo»

3am. Hamarnamca M30 CII 1

r<BbeTtoBnerpo»

.•

1KOHOBaTIOB

goJDKHoenfolloi

gaTaffloAnmcb

AOJDICH 0 CT OM 01

AnailloArnicb

gOJDICHOCTEIV40/

Bepcusi: 00 jfama emedexuR 6 oe ficmeue: 01/ 01 /2014 Cmp. 3/78

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО УЧЕТУ НЕФТИ В СП«ВЬЕТСОВПЕТРО»

_____________Версия: 00 Дата введения в действие: 01/ 01 /2014 Стр. 4/77

ВЕДОМОСТЬ УЧЕТА КОРРЕКТИРОВОК

Коррек-тировка

№

Стра-ница Содержание

Датавведения вдействие

Утверждено



РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ДОКУМЕНТА

№ Получение Количество Примечание

1. ПТО СП 1

2. МЭО СП 1

3. ОГиРМ СП 1

4. ПДНГ 1

5. НИПИ 1

6. ЦПДС 1

7.



Содержание

ВЕДОМОСТЬ УЧЕТА КОРРЕКТИРОВОК

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ДОКУМЕНТА

1. ВВОДНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Назначение документа

1.2 Задачи

1.3 Цели документа

2. ТЕРМИНЫ, ОПРЕДЕЛЕНИЯ

3. ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

4. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ

4.1 Основные положения

4.2 Требования к методам и средствам измерений количества икачества нефти

5. ПРОВЕДЕНИЕ ИЗМЕРЕНИЙ ПРИ УЧЕТЕ ЖИДКОСТИИ СЫРОЙ НЕФТИ. ОТБОР ПРОБ

5.1 Определение массы сырой нефти и жидкости

5.2 Определение объема сырой нефти или жидкости

5.3 Определение влагосодержания

5.4 Измерение плотности нефти

5.5 Определение других показателей качества

5.6 Методы отбора проб

5.7 Измерение температуры



6. ОПЕРАТИВНЫЙ УЧЕТ

7. ПРОВЕДЕНИЕ УЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЙ ПРИ ВЫГРУЗКЕНЕФТИ С УБН НА ИНОТАНКЕР

8. ПОРЯДОК УЧЕТА НЕФТИ ОТ СТОРОННИХОРГАНИЗАЦИЙ

9. ПОРЯДОК УЧЕТА НЕФТИ ИСПОЛЬЗУЕМОЙ НАПРОИЗВОДСТВЕННО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НУЖДЫИ ТОПЛИВО

10. ПОРЯДОК РАЗРАБОТКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ КАРТОСТАТКОВ НЕФТИ И ЕЕ ИНВЕНТАРИЗАЦИИ

11. ПОРЯДОК УЧЕТА ФАКТИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ,КОНДЕНСАТА ЗА ОТЧЕТНЫЙ ПЕРИОД

12. ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ЗА НЕИСПОЛНЕНИЕ(НЕНАДЛЕЖАЩЕЕ ИСПОЛНЕНИЕ) НАСТОЯЩИХМЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ

13. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

ПРИЛОЖЕНИЯ



1. ВВОДНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Назначение документа

Методические указания устанавливают порядок организации и единые требованияк организации учета нефти в процессе добычи, сбора, подготовки и сдачи,проведения учетных операций, оформления результатов учета нефти, а такжеметрологическому обеспечению учета.

1.2 ЗадачиОсновной задачей Методических указаний является определение единого подхода к учетунефти в Компании.

1.3 Цели документаУчет нефти осуществляется для: оценки результатов производственной деятельности СП «Вьетсовпетро»; предоставления сведений в соответствующие органы исполнительной власти СРВ; проведения взаимных расчетов между сдающей и принимающей сторонами; планирования и оценки мероприятий по совершенствованию и повышению

эффективности разработки лицензионных участков недр; оперативного управления технологическими процессами добычи и подготовки

нефти; и др.

2. ТЕРМИНЫ, ОПРЕДЕЛЕНИЯ

В целях применения настоящих Методических указаний используются следующиетермины и определения:

2.1 баланс нефти исполнительный - сводный документ, составляемый порезультатам учетных операций, содержащий сведения о количестве добытой нефти, еерасходе и остатках нефти на начало и конец отчетного периода;

2.2 дебит скважины – количество продукции нефтяной скважины, полученное втечение суток;



2.3 добыча нефти – комплекс технологических и производственных процессов поизвлечению нефти из недр на земную поверхность, сбору и подготовке в соответствии спринятой схемой и технологией разработки месторождения, проектом обустройстваместорождения или планом пробной эксплуатации скважин;

2.4 документ о качестве (паспорт качества) – документ, составленный наосновании протокола испытаний нефти, выполненных в испытательных лабораториях(испытательных центрах), устанавливающий соответствие экспериментальноопределенных показателей качества нефти требованиям договора на поставку;

2.5 лицензионный участок недр – геометризированный участок недр, на которомюридическому лицу предоставлено исключительное право на проведение

лицензионных работ;2.6 масса брутто нефти – масса нетто нефти с массой балласта;2.7 масса балласта – общая масса воды, солей и механических примесей в товарной

нефти;

2.8 масса нетто нефти – разность массы брутто нефти и массы балласта;2.9 методика выполнения измерений (МВИ) массы продукта - совокупность

операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерениймассы продукта с установленной погрешностью (неопределенностью);

2.10 прямой метод динамических измерений массы – метод, основан на прямыхизмерениях массы продукта с применением массомеров в трубопроводах;

2.11 косвенный метод динамических измерений массы – метод, основан наизмерениях плотности и объема продукта в трубопроводах;

2.12 косвенный метод статических измерений массы – метод, основанный наизмерениях плотности и объема продукта в мерах вместимости (мерах полнойвместимости);

2.13 косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе – метод,основанный на измерениях гидростатического давления и уровня продукта в мерахвместимости;

2.14 нефть – полезное ископаемое, представляющее собой природную смесьуглеводородов;2.15 нефть сторонних организаций – нефть, принятая у сторонних организаций

для подготовки и транспортировки или приобретенная (купленная) на основаниихозяйственных договоров;



2.16 нестабильный газовый конденсат - смесь жидких углеводородов,сконденсированная из природного газа в пластовых условиях и добываемаямеханизированным способом или выделенная на морских (береговых) установках изприродного газа, содержит незначительное количество легких углеводородов газового ряда(метан, этан и др.) и имеющих давление насыщенных паров более 500 мм рт. ст.;

2.17 отчетный период – период времени, по окончании которого определяетсяколичество добытой нефти в организации и составляется исполнительный баланс;

2.18 остаток нефти – количество нефти в технологических аппаратах,трубопроводах и резервуарах, имеющееся в наличии на момент снятия остатков;

2.19 остаток не мобильный («мертвый» остаток) – объем нефти,находящейся в «мертвой» полости резервуара, ниже приемно-раздаточного патрубка, атакже количество нефти в трубопроводах, которое нельзя извлечь из системы штатнымитехническими средствами;

2.20 остаток технологический – количество нефти в технологическихаппаратах, трубопроводах и резервуарах, необходимое для обеспечения и поддержаниятехнологического режима в системах сбора и подготовки нефти;

2.21 партия нефти – количество нефти, сопровождаемое одним документом околичестве и качестве;

2.22 показатели нефти и продуктов ее переработки – величины, определяемыеметодами прямых и косвенных измерений;

2.23 потери нефти при добыче – безвозвратные фактические технологические инепроизводственные потери нефти, а также потери при ее подготовке на объектахсторонних организаций;

2.24 пункт приемо-сдаточный – производственный объект, представляющийсобой совокупность технологических объектов, средств и систем измеренийпредназначенный для проведения учетных операций при сдаче- приеме нефти;

2.25 подготовка нефти – совокупность технологических процессов по получениюнефти, соответствующей стандарту API ;

2.26 смесь нефтегазоводяная – смесь, извлеченная из недр, содержащаяуглеводороды широкого физико-химического состава, газ, воду, минеральные соли,механические примеси и другие химические соединения;

2.27 сторонняя организация– организация, не являющаяся дочерней (зависимой)от данной (рассматриваемой) нефтегазодобывающей организации, а также дочернее(зависимое) общество данной (рассматриваемой) нефтегазодобывающей организации,



нефть которого проходит подготовку, транспортировку, хранение совместно с нефтьюнефтегазодобывающей организации;

2.28 стандартные условия- условия, соответствующие температуре 15 оС иизбыточному давлению, равному нулю;

2.29 система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) –cовокупность функционально объединенных измерительных преобразователей,измерительных показывающих приборов, системы обработки информации,технологического оборудования, предназначенная для: измерения массы брутто нефтиметодом прямых или косвенных динамических измерений; измерения технологических икачественных параметров нефти; отображения (индикации) и регистрации результатовизмерений;

2.30 стабильный газовый конденсат - смесь углеводородов метанового,нафтенового и ароматического рядов и по физико-химическим характеристикам долженсоответствовать требованиям ГОСТ Р 54389-2011;

2.31 товарная нефть- нефть, подготовленная к поставке потребителю всоответствии с требованиями API ;

2.32 технологическая карта – расчет «мертвых» и технологических остатковнефти в технологических аппаратах и емкостях, в трубопроводах;

2.33 технологические потери нефти - потери нефти массы нетто при добыче(сборе, подготовке, транспортировке, хранении и сдаче нефти) от устья добывающихскважин до узла коммерческого учета, технологически связанные с принятой схемой итехнологией разработки месторождения и обусловленные особенностямипроизводственного цикла, а также физико-химическими характеристиками нефти;

2.34 учет нефти (добытой нефти) – документирование установленным порядкомпо результатам учетных операций количественных и качественныхпоказателей добытой нефти;

2.35 учет нефтегазоводяной смеси – документирование установленным порядкомпо результатам учетных операций количества нефтегазоводяной смеси и еекомпонентов;

2.36 учетные операции – последовательно выполняемые организационные,технологические, измерительные и вычислительные действия по определениюколичественных (качественных) показателей, а также по составлению первичныхучетных документов.



3. ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

СП “Вьетсовпетро”- совместное Вьетнамско-Российское предприятие “Вьетсовпетро”.

ПДНГ – предприятие по добыче нефти и газа, структурное подразделение СП“Вьетсовпетро”.

ЦПДС – центральная производственно- диспетчерская служба СП “Вьетсовпетро”.

ЦТП- центральная технологическая платформа.

ЦТК- центральный технологический комплекс

МСП- морская стационарная платформа.

МЭР- месячный эксплуатационный рапорт.

БК- блок-кондуктор.

RC- райзер- кондуктор.

УБН- установка беспричального налива.

СИКНС – система измерений количества и параметров нефти сырой.

СИКН – система измерений количества и показателей качества нефти.

ОУУН - оперативный узел учета сырой нефти.

КУУСН - коммерческий узел учета сырой нефти.

ИУ – измерительная установка.

СИ – средство измерений.

ШФЛУ – широкая фракция легких углеводородов.

МВИ – методика выполнения измерений.

ТПР – турбинный преобразователь расхода.

ТПУ -трубопоршневая установка.

ПР – преобразователь расхода.



ВА – вторичная аппаратура.

4. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ

4.1 Основные положения

4.1.1 Учет нефти представляет собой упорядоченный сбор, регистрацию и обобщениеинформации в натуральном выражении о добыче, наличии и движении нефти путемдокументального оформления всех операций, связанных с добычей, сбором, подготовкой,транспортировкой, расходом, приемом и отпуском нефти в порядке, установленномдействующим законодательством и настоящими Методическими указаниями.4.1.2 Учету подлежит нефть:-добытая;-принятая от сторонних организаций (в том числе для подготовки и/или транспортировки);переданная сторонним организациям (для подготовки и/или транспортировки, переработкии/или потребления);используемая на производственно-технологические нужды и топливо;в остатках на начало и конец отчетного периода;составляющая фактические потери нефти за отчетный период.

Учет собственной нефти в СП «Вьетсовпетро» (далее СП «ВСП») осуществляется помассе нетто, в тоннах.4.1.3 При осуществлении учётных операций: объём нефти и массу брутто нефти следует измерять с помощью СИ; массу нетто нефти определять как разность между массой брутто и массой балласта; массу балласта определять по результатам лабораторных испытаний; показатели качества, составляющие балласта, определять методами, установленными

ГОСТ Р 51858 или ГОСТ 31378-2009.По результатам учётных операций на скважинах, объектах сбора и подготовки нефти (БК,RC, МСП, ЦТП, ЦТК, УБН) определяют:дебит каждой скважины за сутки и за отчётный период с учетом отработанного времени;массу сырой нефти, извлечённой из недр, по каждому лицензионному участку (илиместорождению) и СП «ВСП» в целом за отчётный период.4.1.4. По результатам учётных операций на объектах СП «ВСП» и/или стороннихорганизаций за отчётный период определяют:

массу нефти находящуюся в системе сбора и подготовки; массу нефти, переданную сторонним организациям (для подготовки и/или

транспортировки, переработки и/или потребления), в том числе без передачи права



собственности; массу нефти, использованную на производственно-технологические или иные

нужды и топливо; массу фактических потерь за отчетный период.

4.1.5 Отчетным периодом признается календарный месяц. Результатом учета нефти в СП«ВСП» является составление исполнительного баланса, подписанного уполномоченнымилицами Организации.4.1.6 Нефть, принимаемая от сторонних организаций (CNV, VRJ) учитываетсяобособленно от собственной нефти СП «ВСП».

Учет нефти осуществляется на основе информации, полученной посредствомприменения средств измерений, поверенных (калиброванных) в установленном порядке, ипо результатам лабораторных испытаний.4.1.7 Учетные операции на морских объектах проводят:

на скважинах – согласно утвержденного графика замера скважин; на МСП (БК, RC) каждые четыре часа, посменно и ежесуточно по состоянию на

17.00 часов вьетнамского времени; на УБН каждые четыре часа, посменно и ежесуточно по состоянию на 17.00 часов

вьетнамского времени.4.1.8. По результатам учётных операций на морских объектах СП «ВСП» и/илисторонних организаций за отчётный период определяют: массу нефти находящуюся в системе сбора и подготовки; массу нефти, переданную сторонним организациям (для подготовки

и/или транспортировки, переработки и/или потребления), в том числе без передачиправа собственности;

массу нефти, использованную на производственно-технологические или иныенужды и топливо.

Также первого числа каждого календарного месяца по состоянию на 00.00 часоввьетнамского времени производится снятие натурных остатков нефти, имеющихся вналичии на конец отчетного периода. Отчётным периодом признается календарныймесяц.4.1.9. Масса добытой нефти за отчётный период или валовая добыча нефти (Мдн)определяется по формуле:

Мдн = Мсо + Мт – Мвозв + Мфп +(Ми(к) – Ми(н))- Мст, (т) (1)



где

Мсо - масса нефти, отгруженная с УБН на танкер получателя нефти, (т);

Мт - масса нефти, использованная на производственно-технологические нужды итопливо (т);

Мвозв - масса возвратной нефти (учтенной в расходе нефти на производственно-технологические нужды), расходуемой в замкнутой системе добычи, сбора,подготовки и транспортировки нефти на промывку скважин, выкидных линий,проведение операций по текущему ремонту скважин, прогреву забоев скважингорячей нефтью, отдельных элементов нефтесборной системы и т.д.

Мфп - масса фактических потерь нефти за отчетный период, (т);

Ми(к) - масса остатков нефти в системе сбора, подготовки и хранения на конецотчётного периода, (т);

Ми(н) - масса остатков нефти в системе сбора, подготовки и хранения на началоотчётного периода, (т);

Мст - масса нефти, принятой от сторонних организаций (в том числе для подготовкии/или транспортировки или купленная), (т).

4.1.10 Нефть, принимаемая от сторонних организаций (для подготовки и/илитранспортировки), учитывается обособленно от нефти СП «ВСП».4.1.11 Нормативные документы сторонних организаций не являются обязательными припроведении учётных операций, при условии отсутствия ссылки на них в договорах с этимисторонними организациями.

4.1.12 За отчётный период по результатам учётных операций составляетсяИсполнительный баланс (приложение 2), который утверждается главным инженеромПДНГ и подписывается главным бухгалтером ПДНГ, главным геологом ПДНГ,начальником ПТО ПДНГ, начальником СЭ УБН ПДНГ.

4.2. Требования к методам и средствам измерений количества икачества нефти

4.2.1. Метрологическое обеспечение учета нефти и газа организуется с учетомдействующих законодательных и нормативных документов, указанных в разделе



нормативных ссылок настоящих Методических указаний.4.2.2. Основными методами измерений массы нефти, с применением СИ припроведении учётных операций, являются:

прямой метод динамических измерений; косвенный метод динамических измерений; прямой метод статических измерений; косвенный метод статических измерений; косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе.

4.2.3. Методы измерений массы нефти выбираются на основе требований кпогрешности измерений с учетом возможности технической реализации, а также сучетом рекомендаций,приведенных в стандартах и других нормативных документах пометрологии.4.2.4. Применяемые СИ в сфере государственного регулирования, должны бытьповерены в установленном порядке4.2.5. СИ, не предназначенные для применения в сфере государственногорегулирования(применяемые для оперативного учета) могут подвергатьсякалибровке.4.2.6. Погрешность измерений массы нефти в сфере распространения государственногометрологического контроля и надзора, соответствующей по качеству ГОСТ Р 51858,устанавливается в соответствии с ГОСТ Р 8.595.4.2.7. Погрешность измерений массы сырой нефти, передаваемой сторонниморганизациям на подготовку и транспортировку и не соответствующей по качествуГОСТ Р 51858, устанавливается в Договоре между сдающей и принимающей стороной, сучетом требований МИ 2693 и других действующих нормативных документов.4.2.8. Погрешности измерений массы нефти при отпуске на производственно-технологические нужды и (или) топливо, устанавливается исходя из выбранного методаизмерений массы нефти с учетом экономической целесообразности.4.2.9. Для определения количественных и качественных показателей нефти припроведении учётных операций в организации применяются:

системы измерения количества и показателей качества нефти (СИКН); системы измерения количества и показателей нефти сырой (СИКНС); меры вместимости (в том числе полной вместимости): емкости,

сепараторы, резервуары, а также средства измерения уровня, давления итемпературы;



СИ расхода и количества многофазных жидкостей, групповые измерительныеустановки;

анализаторы качества нефти и средства измерений физико-химическихпоказателей качества нефти и испытательного оборудования.

4.2.10. Для измерений массы сырой нефти по лицензионным участкам применяютСИКНС, при отсутствии технической возможности допускается массу сырой нефти полицензионным участкам определять суммированием результатов измерений, полученныхс помощью ИУ или других средств измерений.4.2.11 Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН, КУУСН, ОУУН и др.

должны быть технически исправны и не допускать перетока и утечки жидкости, нефти.При этом должен быть обеспечен визуальный контроль отсутствия утечек с помощьюврезных вентилей или установкой заглушек.

4.2.12 В качестве СИ в составе ОУУН, КУУСН и СИКН используются преобразователирасхода (при косвенном методе динамических измерений) или массомеры (при прямомметоде динамических измерений).

4.2.13 Пределы допускаемой погрешности средств измерений, входящих в составСИКНС (оперативные узлы замера) при учете сырой нефти, должны соответствоватьтребованиям ГОСТ Р 8.615-2005.

5. ПРОВЕДЕНИЕ ИЗМЕРЕНИЙ ПРИ УЧЕТЕ ЖИДКОСТИ И СЫРОЙНЕФТИ. ОТБОР ПРОБ

5.1 Определение массы сырой нефти и жидкости

5.1.1 Для определения массы жидкости и сырой нефти применяют:

- прямой метод динамических измерений;

- косвенный метод динамических измерений;

- косвенный метод статических измерений;

- прямой метод статических измерений.



5.1.2 При прямом методе динамических измерений масса жидкости или сыройнефти на потоке измеряется масcо-измерительными установками или массовымипреобразователями расхода, входящими в состав узлов учета нефти, а при косвенномметоде динамических измерений определяется по объемным преобразователям расхода(ПР), ареометрами или лабораторными плотномерами, при наличии- поточнымипреобразователям плотности (ПП).

5.1.3 Результатом измерения при прямом методе является масса, при косвенномметоде - измеряют объем и плотность, а затем вычисляют массу. При этом массу нефтиопределяют, как произведение соответствующих значений объема и плотности,приведенной к условиям измерения объема, или результаты обоих измерений приводят кстандартным условиям.

5.1.4 Масса нефти при прямом методе динамических измерений определяется поформуле

100WW

1100

WWW1MM хспвргсг

брн

, (2)

где Мбр - масса жидкости или сырой нефти, определенная попоказаниям узла учета, оснащенного массовымипреобразователями расхода или массоизмерительнойустановкой, т;

Wсг, Wрг ,Wв- массовая доля свободного газа, растворенного газа(определяется по 5.5.5), массовая доля воды (определяетсяпо 5.3) соответственно, %;

Wп, Wхс - массовая доля механических примесей и хлористых солейсоответственно в обезвоженной дегазированной нефти, % (см.5.5).

5.1.5 При косвенном методе динамических измерений масса нефти для сырой нефтис обводненностью до 1 % при измерениях объема с использованием ПР и плотности сиспользованием ареометра в аналитической лаборатории определяется по формуле:



100

WWW1КKPТТ1VМ хспв

ргсчvvл

нн

, (3)

где V - объем, определяемый по показаниям узла учета нефти, м3;

л - плотность сырой нефти, определяется ареометром в лаборатории, т/м3;

Тv, Pv- температура нефти, оС, и давление, МПа, на измерительной линии узлаучета;

, - коэффициенты объемного термического расширения нефти, оС-1, исжимаемости нефти, МПа-1;

t - разность температур нефти в плотномере (Т) и на измерительных линиях

(Тv) преобразователей расхода, оС, vt ТТ ;

р - разность давлений при измерении объема (Рv) и плотности (Р) нефти,

МПа-1, PР vр ;

Ксг, Крг- коэффициенты, учитывающие влияние растворенного и свободного газа наобъем нефти, определяются на основе статистических и экспериментальныхданных с привлечением научно-исследовательских организаций;

лТ - температура нефти при определении плотности нефти, оС.

При косвенном методе динамических измерений масса нефти для сырой нефти ижидкости с обводненностью более 1 % при измерениях объема с использованием ПР иплотности с использованием ареометра в аналитической лаборатории определяется поформуле

100

WW1KKPТТ1

100W1VМ хсп

ргсгvvл

нн

, (4)



100W1

100W

вэ

н

(5)

где э - плотность сырой нефти или жидкости, определяется по показаниямплотномера.

5.1.6 При косвенном методе статических измерений массу жидкости или сыройнефти определяют по результатам измерений в мерах вместимости (танки,калиброванные емкости):

- уровня сырой нефти или жидкости – стационарным уровнемером или другимиСИ уровня нефти;

- плотности сырой нефти или жидкости –ареометром в лаборатории вобъединенной пробе нефти, составленной из точечных проб;

- температуры сырой нефти или жидкости – термометром в точечных пробахили с помощью переносного или стационарного СИ температуры.

Объем сырой нефти или жидкости определяется по градуировочной таблице мерывместимости с использованием результата измерения уровня.

При косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе, массу сыройнефти или жидкости в мерах вместимости определяют по результатам измерений:

- гидростатического давления столба – стационарным измерителемгидростатического давления;

- уровня сырой нефти или жидкости – переносным или другим средством измеренияуровня.

5.1.7 Масса нефти для сырой нефти или жидкости в мерах вместимости (танках)определяется по формуле:

100

1 хспвоо

WWWVМн , (6)



где оо V, - плотность и объем нефти, приведенные к стандартным условиям потемпературе (15 оС)

5.1.8 Приведение плотности нефти в мере вместимости или мере полнойвместимости, измеренной ПП или ареометром в лаборатории, к стандартной температурепроводится согласно ASTM D 1298-99, ASTM D 5002-99. Объем нефти в мере вместимости,соответствующий измеряемому уровню, определяется по градуировочной таблице мерывместимости.

5.1.9 Измерения температуры и давления производятся СИ температуры и давления.Меры вместимости должны быть оснащены стационарными или переносными средствамиизмерения уровня.

5.2 Определение объема сырой нефти или жидкости

5.2.1 Измерение объема жидкости производится по отдельной скважине, по группескважин.

5.2.2 Объем жидкости (в том числе дебит скважин по жидкости) по отдельнойскважине измеряется при помощи объемных преобразователей расхода или массомеров,входящих в состав измерительных установок.

5.2.3 Объем жидкости по группе скважин определяется с помощью узлов учетанефти, основанных на динамическом методе измерения. В качестве средств измеренияобъема нефти могут быть использованы объемные, массовые расходомеры или другие СИ,допущенные к применению в установленном порядке.

5.2.4 Измерение объема сырой нефти производится с помощью оперативных узловучета нефти.

5.2.5 Объем сырой нефти (Vн) в мерах вместимости определяется поградуировочной таблице в соответствии с результатами измерения уровня в меревместимости.

5.2.6 При определении массы нефти косвенным методом результаты измеренияобъема в рабочих условиях (при рабочих температуре и давлении) приводят к стандартнымусловиям.



5.2.7 В зависимости от применяемых СИ при измерении дебита скважин частьпараметров измеряется непосредственно на скважине (объем, температура, давление),часть – лабораторным путем (обводненность) по отобранной устьевой пробе нефти.

5.3 Определение влагосодержания

5.3.1 Вода с растворенными в ней минеральными солями составляет основнуючасть балласта нефти. Объемная доля воды в добытой нефти может достигать 90 % иболее. Обычно вода содержится в виде обратной эмульсии вида "вода в нефти", но привысокой обводненности возможна инверсия эмульсии с образованием прямой эмульсиитипа "нефть в воде".

Для определения содержания воды в добытой нефти используют лабораторныйметод по ASTM D 4006–07, ASTM D 96-88(1998).

5.3.2 При кинетически неустойчивой водонефтяной эмульсии и при обводненностиэмульсии более 30 % сырая нефть или жидкость подвергаются предварительномуобезвоживанию.

5.3.3 Масса балласта - это общая масса воды, солей и механических примесей внефти.

При измерении содержания воды в сырой нефти методом термохимическогоотстаивания и последующего испытания обезвоженной нефти массовая доля балластаопределяется по формуле

мпдсвнвб WWWm , (7)

где mб - массовая доля балласта, %;

в - плотность отделившейся (пластовой) соленой воды, кг/дм3;

Wвн - объемная доля воды, выделившейся при обезвоживании сырой нефти,%;

Wдс - объемная доля воды в обезвоженной сырой нефти по ASTM D 4006–07,ASTM D 96-88(1998), %;



Wмп- массовая доля механических примесей в обезвоженной сырой нефти поASTM D 96-88(1998), %.

5.4 Измерение плотности нефти

5.4.1 Измерение плотности сырой нефти и жидкости производят в лаборатории спомощью ареометров (с учетом поправки на мениск) или лабораторных плотномеров.

5.4.1.1 Если сырая нефть или жидкость представляют собой устойчивуюводонефтяную эмульсию, то плотность эмульсии рекомендуется измерять безпредварительной подготовки. В зависимости от объемной доли воды плотность безводнойнефти рассчитывается по формуле (5).

5.4.1.2 Неустойчивую водонефтяную эмульсию подвергают термохимическомуобезвоживанию, затем измеряют плотность ареометром и определяют в соответствии сASTM D 1298-99.

5.4.1.3 По результатам анализа нефти лабораторией НИПИ, определяется плотностьнефти при стандартных условиях (15 оС) и составляются таблицы приведения плотности кусловиям замера ρ(Р, Т) с периодичностью раз в 3 месяца (табл. 1).

5.4.2 При использовании лабораторных плотномеров они подвергаютсяпериодической калибровке и ежегодной поверке с применением стандартных образцовплотности.

5.4.3 Если узел учета нефти укомплектован поточным плотномером (ПП), то можнозамерять плотность сырой нефти в рабочих условиях.

5.5 Определение других показателей качества

5.5.1 Массу основной доли минеральных солей, растворенных в жидкости или сыройнефти, учитывают путем измерения объема и плотности отделившейся воды. Определениеконцентрации хлористых солей для пробы предварительно обезвоженной дегазированнойсырой нефти или жидкости выполняют по ГОСТ 21534.

Допускается использование солемеров, основанных на применении метода ASTM D3230, поверяемых с применением стандартных образцов.



Массовую долю хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефтиопределяют по формуле

н

5с

хс10

W

, (9)

где Wхс - массовая доля хлористых солей, %;

с - концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти,мг/дм3;

н - плотность нефти, г/дм3.

5.5.2 Массовую долю механических примесей определяют в обезвоженнойдегазированной нефти по ASTM D 96-88(1998).

5.5.3 Объемную долю свободного газа в сырой нефти Vсг определяют по точечнымпробам, отобранным и исследуемым с помощью прибора типа УОСГ-100 СКП. Измерениепроводят путем изотермического сжатия пробы нефти до заданного давления, определенияего давления и последующего вычисления объемной доли свободного газа.

Массовую долю свободного газа в сырой нефти Wсг вычисляют по формуле

э

грсгсг

КVW

, (10)

где Vсг - объемная доля свободного газа в сырой нефти, %;

КР - отношение абсолютного давления в линии ОУУН, КУУСН катмосферному в момент измерений объемного содержания свободногогаза в сырой нефти в рабочих условиях;

г - плотность газа в нормальных условиях, кг/м3;

э - плотность сырой нефти при рабочих условиях, кг/м3.

Плотность свободного и растворенного газа в жидкости измеряют по аттестованнойв установленном порядке МВИ путем отбора пробы сырой нефти на ОУУН, КУУСН споследующим разгазированием в соответствии с РД 39-0147035-225-88.



5.5.4 Объемную долю растворенного газа в сырой нефти определяют по точечнымпробам, исследуемым с помощью прибора типа АЛП-01ДП. Измерение заключается вгерметичном отборе пробы нефти, впрыске дозированной части пробы в измерительнуюкамеру прибора, создании в камере термодинамического равновесия системы "нефть-газ"последовательно при различных соотношениях фаз так, чтобы равновесное давление быломаксимально приближено к заданному. Операцию считают завершенной, когда измеренноедавление будет отличаться от заданного не более, чем на 3 кПа.

Полученное значение Vрг пересчитывается на массовую долю растворенного газапо формуле

с

гргрг

V100W

, (11)

где Wрг - массовая доля растворенного газа, %;

Vрг - объемная доля растворенного газа в единице объема сырой нефти вусловиях ОУУН, КУУСН, приведенного к нормальным условиям, м3 /м3;

г - плотность газа в нормальных условиях, кг/м3;

с - плотность сырой нефти при рабочих условиях, кг/м3.

5.5.5 При отсутствии прибора по определению содержания свободного ирастворенного газа определяются на основе статистических и экспериментальных данныхс привлечением научно-исследовательских организаций поправочные коэффициенты,учитывающие наличие свободного и растворенного газа. Периодичность определениясодержания свободного и растворенного газа в смеси продукции скважин ГТС – 1 раз в 3месяца (табл. 1).



5.6 Методы отбора проб

5.6.1 Отбор проб из мер вместимости.

Отбор проб из мер вместимости и производится в соответствии с API MPMS 8.1-1995, одновременно с измерением уровня.

5.6.2 Отбор проб из мер вместимости (танков, резервуаров) производитсяпереносным пробоотборником его опускают до заданного уровня, выдерживают не менее 5минут и открывают крышку или пробку. Пробы следует отбирать последовательно сверхувниз.

5.6.3 Отбор проб из трубопровода производится в соответствии с API MPMS 8.1-1995, API MPMS 8.2-1995.

5.6.3.1 В зависимости от способа отбора и назначения пробы отбираются точечные,объединенные.

5.6.3.2 Точечная проба из трубопровода отбирается в один прием и характеризуеткачество сырой нефти или жидкости в определенный момент времени.

5.6.3.3 Объединенная проба составляется из нескольких точечных проб,объединенных в указанном API MPMS 8.1-1995 соотношении.

5.6.3.4 Пробы из трубопровода отбирают только в процессе перекачивания прискорости жидкости или сырой нефти на входе в пробозаборное устройство, равной среднейлинейной скорости жидкости или сырой нефти в трубопроводе в том же направлении.

5.6.3.5 Допускается отбирать пробу при скорости жидкости или сырой нефти навходе в пробозаборное устройство не менее половины или не большей, чем в 2 разасредней линейной скорости жидкости или сырой нефти в трубопроводе.

5.6.3.6 Для отбора проб из трубопровода, в зависимости от диаметра трубопроводарекомендуется пробозаборное устройство щелевого типа или пробозаборное устройство ввиде пробозаборных трубок с загнутыми концами, направленными навстречу потоку:

- одна – при диаметре до 100 мм;



- три – при диаметре от 100 до 400 мм;

- пять – при диаметре свыше 400 мм.

5.6.4 Для определения показателей качества жидкости или сырой нефти,находящейся в сепараторах, технологических аппаратах и др. точечную пробу отбираютпереносным пробоотборником с уровня, расположенного на высоте 0,33 диаметра аппаратаот нижней внутренней образующей.

5.6.5 Отбор точечных проб на устье скважины для определения обводненности идругих показателей качества жидкости производят из крана, установленного нагоризонтальном или вертикальном участке трубопровода. В качестве пробоприёмникаиспользуется герметично закрывающаяся емкость, объемом не менее 0,5 м3. При высокомгазовом факторе допускается отбор проб в открытую емкость, с последующимзаполнением пробоприёмника.

5.7 Измерение температуры

5.7.1 Допускается измерять температуру жидкости, сырой и товарной нефтипреобразователем температуры, входящим в состав переносного плотномера, содновременным измерением плотности или электронной рулеткой одновременно сизмерением уровня.

5.7.2 Измерение температуры жидкости, сырой и товарной нефти с помощьюстационарных или переносных СИ производят в соответствии с инструкцией поэксплуатации данных устройств.

5.7.3 Среднюю температуру жидкости, сырой и товарной нефти в мерахвместимости (танке, резервуаре) определяют путем измерения ее при отборе точечныхпроб, при этом температуру в пробе определяют в течение 1-3 минут после отбора, апереносной пробоотборник выдерживают на уровне отбираемой пробы до начала егозаполнения не менее 5 минут. Термометр погружают на глубину, указанную в паспорте наданный термометр и выдерживают в пробе до принятия столбиком ртути постоянногоположения, отсчет по шкале термометра осуществляется с точностью не менее 0,2 оС.Среднюю температуру жидкости, сырой и товарной нефти рассчитывают по температуре



точечных проб, используя соотношение для составления объединенной пробы из точечныхпо API MPMS 8.1-1995.

5.7.4 Среднюю температуру жидкости или сырой нефти для технологическихтрубопроводов определяют как среднее арифметическое значение величин, измеренных вначале и в конце трубопровода по формуле

конначср tt5,0t , (12)

где tнач, tкон - температура в начале и конце расчетного участка, оС.

5.7.5 Измерение температуры жидкости на устье скважины производитсятермометром, установленным в термокармане выкидной линии скважины.

6. ОПЕРАТИВНЫЙ УЧЕТ

6.1 Оперативный учет сырой нефти является внутрихозяйственным мероприятием ипроводится с целью получения оперативной информации о производственном процессе,которая может быть использована для принятия своевременных решенийпроизводственного характера, оценки результатов работы отдельных коллективов,определения их доли в производстве товарной нефти с целью стимулирования коллективов.

6.2 Оперативный учет добычи нефти ведется на уровне:

а) МСП, блок-кондукторов (БК, RC);

б) ЦТП-2, ЦТК-3 и МСП откачивающих продукцию непосредственно на УБН;

в) установок беспричального налива (УБН);

г) предприятия по добыче нефти и газа (ПДНГ).

6.3 При оперативном учете, на стадиях технологического процесса сбора иподготовки, проводятся измерения и определения количества и пересчет содержания нефтис учетом показателей качества, температуры и давления.



6.4 Учет на МСП, БК, RC

6.4.1 Оперативный учет на МСП, БК, RC добытой жидкости по скважинампроизводится с использованием замерных установок, узлов учета, массомеров ,мультифазных счетчиков и других устройств, имеющих свидетельство о поверке иликалибровке.

6.4.2 Дебит скважин определяют периодически. Его считают постоянным впромежутке времени до следующего определения дебита.

Периодичность замера дебита скважин устанавливается- не реже 4 раз в месяц.

Рекомендуемая продолжительность замера высокодебитных скважин- 4 часа,

низкодебитных - 6÷12 часов. График замера скважин составляется с учетом максимальнойзагрузки блока замера и необходимого времени на проведение ТО, В.О., Н.О, и другихтехнологических процедур по блоку замера.

Для составления технологического режима работы скважин, график замера долженпредусматривать минимум по одному замеру каждой скважины ГТС в период с 18 по 23число месяца.

6.4.3 При каждом определении дебита скважины отбирать пробу жидкости дляопределения обводненности.

На каждой скважине определяют следующие показатели:

объем добытой жидкости (5.2.2); содержание воды в добытой жидкости (обводненность) (5.3); содержание механических примесей (5.5.2).6.4.4 Содержание механических примесей в добываемой жидкости по каждой

скважине следует определять не реже одного раза в 3 месяца.

6.4.5 При применении замерного сепаратора продукция добывающей скважинычерез выкидной коллектор устьевой обвязки скважины поступает на блок-манифольд идалее на замерной сепаратор. Обвязка замерной емкости включает в себя счетчик жидкоститурбинный (или массомер), счетчик газовый, клапан-регулятор давления в сосуде,



уровнемеры, систему технологических трубопроводов и обеспечивает контроль запроизводительностью скважин по жидкости. Счетчик жидкости турбинный предназначендля измерения количества жидкости в единицах объема.

Показания измеренного объема жидкости поступают в технологическое помещениеМСП, БК, RC.

На каждом морском объекте должны вестись в машинописном и/или электронномвиде журналы по учету, в которых фиксируется добыча жидкости, показатели качества,количество нефти за каждые 4 часа и за сутки.

Система PLC/SCADA позволяет ежесуточно фиксировать текущие замеры ипроизводительность скважин, составлять на их основе суточные отчеты.

6.4.6 Дебит i-ой скважины по жидкости, Qжид i, м3/сут., Gжид i, т/сут.,

определяется по формулам:

при объёмных измерениях ( применение установок, оборудованныхпреобразователями расхода)

24t

QQ

i

сквiжид

i , (13)

где Qскв. i- объем жидкости, добытой i-ой скважиной, м3, за время ti, ч.

при измерениях массы (применение массоизмерительных установок)

24t

GG

i

сквiжидi

(14)

где Gсквi – масса жидкости, добытой i- ой скважиной, т, за время ti, ч.

6.4.7 Дебит i-ой скважины по нефти Qнеф i, м3/сут., Gнефi, т/сут, определяется поформулам:

- при измерениях объема ( применение установок, оборудованныхпреобразователями расхода)



КW01,01QQ iжидiнеф i

, (15)

где iW - объемная доля содержания воды и мех. примесей в жидкости, добытойi-ой скважиной, (5.3, 5.5.2) %;

К - коэффициент, учитывающий наличие свободного и растворенного газа вжидкости, определяется согласно 5.1.5

- при измерениях массы (применение массоизмерительных установок)

Gнефi = Gжидi [ 1 - 0.01W] К, (16)

где W - массовая доля воды, мех. примесей и хлористых солей, которыеопределяются соответственно по пунктам 5.3, 5.5.1 5.5.2, %.

6.4.8 Масса нефти (при объёмных измерениях), добытой i-ой скважиной iнефG , т, засутки, определяется по формуле

iнефнеф iiQ001,0G

, (17)

где i

- средняя плотность нефти, при динамических измерениях приведенная кусловиям измерения объёма, кг/м3.

6.4.9 Объем и масса нефти, добытый морским объектом за отчетный период (сутки,месяц и т.д.), определяется, по всем работающим скважинам, данного МСП (БК, RC) поформулам

n

1iiнефiнеф )QT(V

, (18)

n

1iiнефiнеф )GT(M

, (19)

где n - количество работающих скважин МСП (БК, RC), шт.;



iT - продолжительность работы i-ой скважины в отчетном периоде, сут.

6.4.10 При учете на МСП (БК, RC) по ОУУН определяют массу жидкости и нефти всоответствии с 5.1.

6.4.11 При отсутствии ОУУН или при его остановке- определяется, как суммарныезамеры по скважинам по МСП (БК, RC) с учетом простоев скважин.

6.5 Учет на ЦТП-2, ЦТК-3 и МСП, откачивающих продукцию непосредственнона УБН

6.5.1 Учет на центральных технологических платформах имеет те же цели, что иучет на МСП (БК, RC) и выполняется по тем же методикам.

6.5.2 Учет производится с помощью ОУУН, расположенных посленефтеперекачивающих насосов, транспортирующих подготовленную нефть по подводнымнефтепроводам на УБН.

6.5.3 Для определения массы нефти необходима информация о следующихпоказателях:

- объём сырой нефти (5.2);- содержание воды в сырой нефти (5.3);- температура сырой нефти (5.7);- плотность нефти (5.4);- относительная плотность растворённого газа (5.5.3);- содержание свободного газа(5.5.5);- содержание механических примесей (5.5.2);- содержание хлористых солей (5.5.1).

6.5.4 В зависимости от оснащённости ОУУН средствами измерений и обработкиинформации часть показателей измеряется поточными анализаторами, а часть – в химико-аналитической лаборатории по отобранной объединённой пробе жидкости.

Например, если ОУУН оснащён блоком контроля качества нефти, устройствомобработки информации (УОИ), автоматизированным рабочим местом и программным



обеспечением, то первые три показателя измеряются непрерывно (на узле учета или вблоке качества), а остальные параметры определяются в лаборатории и вводятся какпостоянные величины. УОИ вычисляет и передаёт в систему телемеханики результатыизмерений объёма сырой нефти и расчёта массы нефти. В остальных случаях расчетыпроизводятся вручную.

6.5.5 При неполной оснащённости ОУУН измеряют объём, температуру и давлениесырой нефти, отбирают объединенную пробу (автоматически или вручную) по 5.6, покоторой в лаборатории определяют содержание воды, плотность сырой нефти и другиепоказатели качества.

6.5.6 Содержание свободного газа, относительная плотность газа определяютсяпериодически и принимаются постоянными на некоторый период времени (месяц,квартал). Содержание свободного газа определяют по 5.5.5.

6.5.7 Значения температуры и давления определяют как средние значения в течениесмены

n

tT

n

ii

1

и n

PiP

n

i

1

, (20)

где ti, pi - измеренные значения;

n - количество измерений.

6.5.8 По результатам измерений на ОУУН определяется количество сырой нефти,масса нефти за период (4 часа, сутки, декада, месяц и т.д).

6.5.8.1 Вся информация об измеренных показателях на ОУУН и в лабораториификсируется в журналах учета и в установленные сроки передается по каналам связиЦПДС для определения и регистрации общего количества сырой нефти и массы нефти поСП «ВСП».



6.5.8.2 В ПДНГ составляются месячные балансы по учету нефти (приложение№ 2) иотчет о работе скважин (месячный эксплуатационный рапорт).

6.5.9 Рекомендуемая периодичность определения количества и показателей качествапри оперативном учете сырой нефти приведена в таблице 1.

6.6 Учет количества нефти на УБН

6.6.1 Каждые 4 часа (сутки) на УБН составляется оперативный баланс движениянефти. В оперативном балансе отражается количество поступившей на УБН нефти,количество выгруженной нефти, изменение наличия нефти в грузовых и технологическихтанках.

6.6.2 Исправленная пустота сырой нефти/свободной (подтоварной) воды в гр. танке:

UOil/Water Corr. = UOil/Water Measured - CUllage Height ± CTrim/List, (21)гдеUOil/Water Corr.- исправленная пустота сырой нефти/свободной (подтоварной) воды, в см;UOil/Water Measured- замеренная ручной электронной рулеткой MMC пустота нефти/воды, в

см;CUllage Height- поправка за высоту замерной трубки, выбираемая из таблицы судовых

документов "Ullage Height Correction Table";CTrim/List- поправка(и) за дифферент и/или крен судна; выбираемая(ые) из таблицы

судовых документов "Ullage Corrections Tables". Аргументы для входа в таблицу -замеренная пустота, дифферент и/или крен судна. Они могут быть положительными (сзнаком “+” ) или отрицательными (с знаком “-” ).

Уровень жидкости (нефти и воды) может быть замерен либо по величине «пустота»либо по величине «взлив» в зависимости от наличия типа измерительногооборудования и судовых документов.

6.6.3 Общий объём нефти (TOV) в танке:TOV – общий объём нефти, включая объём свободной воды и донных

отложений/осадков, замеренный при наблюдаемой температуре.TOV в танке выбирается из судовых документов “Tank’s calibration (volume) Tables”

(таблицы ёмкости танков) по исправленной пустоты груза;Таким же образом определяется объём замеренной подтоварной воды VWater в танке.

Общий объём нефти и объём подтоварной воды могут быть выражены вкубических метрах [м3] или в баррелях [bbl] в зависимости от единицы измеренияобъёма в судовых документах – в таблицах ёмкости танков (Tank’s Volume Tables).



6.6.4 Брутто замеренный объём нефти (GOV) в танке:GOV - объём нефти, включая объём растворенной воды, мех. примесей, но без

объёма свободной воды и донных отложений (осадков), замеренный при наблюдаемойтемпературе и давлении.

GOV = TOV – VWater (22)6.6.5 Брутто стандартный объём (GSV) в танке:GSV - объём нефти, включая объём растворенной воды, мех. примесей, но но без

объёма свободной воды и донных отложений (осадков), определённый пристандартных условиях. (T=150C и P=1.01325 бар).

GSV = GOV x VCF, (23)где

VCF- температурный коэффициент, который выбирается из таблицы 54А ASTM потемпературе замеренной нефти в танке и плотности в вакууме, полученной порезультатам анализа отобранной из танка пробы нефти.

6.6.6 Нетто стандартный объём нефти (NSV) в танке, в м3:NSV - объём нефти, исключая растворенную воду, мех. примеси, определённый при

стандартных условиях (T=150C и P=1.01325 бар).

NSV = GSV - Vsuspended water & sediment, (24)где

Vsuspended water & sediment- объём растворенной воды и мех. примесей илиNSV = GSV x FS&W, (25)

гдеFS&W- коэффициент обводнённости; FS&W = 1 – (S&W%)/100,

гдеS&W%- обводненность нефти+ мех. примеси, полученные по результатам анализаотобранной из танка пробы нефти, объем. %.

6.6.7 Результат расчёта количества нефти в танках выражается:

Нетто масса нефти при стандартных условиях:

WNet = NSV [m3] x ρ [т/м3], (26)где



WNet – масса нефти нетто в танках, т

ρ– плотность нефти в воздухе, полученная по результатам анализа смешанной пробынефти, отобранной по всем танкам, в т/м3;

Нетто объём нефти при стандартных условиях, в баррелях (bbl):

NSV[bbl] = NSV[m3] x 6.293 (27)где6.293 - коэффициент для перерасчёта кубических метров в баррели.

6.6.8 При определении наличия нефти в танках УБН измерение уровня проводятсяручной рулеткой.

6.6.9 При нештатных ситуациях для уточнения оперативного баланса рекомендуетсяуточнить значения плотности и содержания воды по дополнительно отобранным пробам.

6.7 Учет нефти на уровне ПДНГ

Суточная добыча нефти по месторождениям СП «ВСП» рассчитывается каксуммарное суточное поступление нефти и газового конденсата на все УБН за вычетомнефти от сторонних организаций (VRJ м/р NR-DM, м/р “Золотой Тунец” БК-CNV) игазового конденсата и с учетом технологических потерь:

Qн/ВСП= (Qн/УБН - Qн/CNV - Qн/VRJ-Qст.к./УБН) *(1+Kloss_oil) (т/сут), (28)

где

Qн/УБН- общее суточное поступление нефти, газового конденсата на все УБН СП «ВСП»;

Qн/CNV- добыча нефти по м/р CNV, определяется согласно п.8.3;

Qн/VRJ - добыча нефти VRJ, определяется согласно п.8.4;

Qст.к./УБН- поступление стабильного конденсата на УБН;

Kloss_oil- коэффициент технологических потерь нефти при сборе, транспортировке ихранении нефти, согласно утвержденных норм технологических потерь нефти.



Qст.к./УБН= Qнст.к.* ρнст..к * (1-Кloss_к), (29)

где Qнст.к.- замеренная добыча нестабильного конденсата, м3;

Кloss_к - коэффициент технологических потерь стабильного конденсата. Определенлабораторным путем НИПИ (временные нормы технологических потерь конденсата скв.10Б при сборе, подготовке и транспорте в 2013 г.), % масс.

ρнст..к, - плотность нестабильного конденсата в поверхностных условиях , определенная попробе лабораторией НИПИ.



Таблица 1 - Рекомендуемая периодичность измерения количества и показателей качества

при оперативном учете нефти

Наименование

Периодичность измерения

на

автоматизированных

ОУУН

при отсутствии блока качества

(БК) или при резервной схеме

учета

при учете по

замерам скважин

при статических измерениях

танков УБН

Объем непрерывное непрерывное циклично через 4 часа; на 5 и 17 часов -

ручной замерной рулеткой

Масса с балластом непрерывное через 4 часа 1 раз в сутки через 4 часа

Содержание воды непрерывное 2 раза в сутки 4 пробы в мес. по

каждой скв.

через 4 часа



Температура непрерывное через 4 часа при замере скв. 2 раза в сутки

Давление непрерывное через 4 часа 1 раз в 10 дней

Плотность сырой

нефти

непрерывное Берется из табл.

Табл. приведения

плотности нефти к

условиям замера

составляются по анализу

смеси нефти объекта с

период. 1 раз в 6 мес.

Берется из табл.

Табл. приведения

плотности нефти к

условиям замера

составляются по

анализу смеси нефти

объекта с период. 1

раз в 6 мес.

2 раза в сутки

Относительная

плотность

1 раз в год 1 раз в год 1 раз в год -



растворенного газа


свободного газа и

растворенного газа

1 раз в 6 мес (для п.6.5), для остальных

морских объектов 1 разв год

1 раз в 6 мес (для п. 6.5), дляостальных морских объектов 1

раз в год

1 раз в год

-


механических

примесей

1 раз в 3 месяца 1 раз в 3 месяца 1 раз в 3 месяца

-


хлористых солей

1 раз в 3 месяца 1 раз в 3 месяца 1 раз в 3 месяца 1 раз в 3 месяца

Вязкость 1 раз в 3 месяца 1 раз в 3 месяца 1 раз в 3 месяца 1 раз в 3 месяца

Масса непрерывное 2 раза в сутки 1 раз в сутки через 4 часа


_____________Версия: 00 Дата введения в действие: 01/ 01 /2014 Стр.41/77

6.8 Методика распределения дисбаланса в добыче нефти по морскимобъектам

6.8.1 В случае, если суммарное количество добытой нефти, определенное приучете МСП, отличается от количества нефти, поступившей и откачанной с ЦТК-3,ЦТП-2 и МСП, непосредственно откачивающие продукцию на УБН (разница междусуммарным количеством нефти, определенным на МСП, БК, RC и результатомизмерения на ОУУН ЦТП-2, ЦТК-3, RP-1, RP-2).

6.8.2 Аналогичный дисбаланс может образоваться между нефтью, откачанной сЦТК-3, ЦТП-2 и МСП, непосредственно откачивающие продукцию на УБН ипоступлением нефти, измеренным на УБН.

6.8.3 При наличии дисбаланса за истинное значение принимается величина,измеренная с меньшей погрешностью, в случае 6.6.1 - по ОУУН, в случае 6.6.2 - поКУУСН, СИКН, а в показания менее точных средств учета вносятся поправки,порядок расчета которых определен соответствующим регламентом, разработаннымдля каждого конкретного случая и согласованным заинтересованными сторонами.

6.8.4 При отсутствии достоверных данных по погрешностям ОУУН,распределение дисбаланса рекомендуется проводить пропорционально объемамдобычи.

7. ПРОВЕДЕНИЕ УЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЙ ПРИ ВЫГРУЗКЕ НЕФТИ СУБН НА ИНОТАНКЕР

7.1 Общие положения

7.1.1 Учетные операции нефти при выгрузке нефти с УБН по количеству икачеству осуществляются с применением КУУН УБН, без применения КУУН, спривлечением сюрвейерской компании, согласно стандартов API.

7.1.2 После окончания подсчётов выгруженной нефти оформляются документына выгрузку не менее чем в 2-х экземплярах (приложения 5, 6). В случае разногласий,в акте указываются причины несогласия



7.1.2.1 Обязательным приложением к акту выгрузки является паспорт качестванефти (приложение 5).

7.2 Определение массы товарной нефти при выгрузке УБН

7.2.1 Массу нефти при выгрузке товарной нефти УБН определяют с помощьюКУУН.

7.2.2 До начала выгрузки с УБН на танкер покупателя нефти сообщаютсярезультаты анализа нефти и замеров: плотность по API, плотность в вакууме ивоздухе, % обводнённости, ожидаемая средняя температура и общее количествосвободной воды в выгружаемых танках.

7.2.3 После пересчёта с инотанкера дают уточнённое количествовыгружаемой нефти или подтверждают первоначально заявленное количество вбаррелях или тоннах.

7.2.4 После получения информации с инотанкера производится расчётколичества жидкости (нефть со свободной водой), которую необходимо выгрузитьпо КУУН. Так как на момент начала выгрузки имеются только расчёты по танкам ирезультаты анализа нефти по танкам (нет данных по расчётам на окончаниевыгрузки и результата анализа нефти отобранной автоматическимпробоотборником), то расчёты необходимого количества жидкости на выгрузкупроизводятся приблизительно, исходя из имеющихся данных.

Расчет производится по следующим формулам:

TCV = BBL/6.293/ S&WF + FW, bbl (30)

TCV = NMT/PAIR/S&WF + FW, т (31)гдеFW – свободная вода в выгружаемых танках на начало выгрузки, м3;GV – брутто объём;NMT – нетто метрические тонны;S&WF – коэффициент обводнённости, рассчитанный по обводнённости нефти втанках; TCV – общий расчётный объём, который вводится в КУУН (МР);VCF – температурный коэффициент – берётся среднее значение по танкам;РAIR – плотность нефти в воздухе рассчитанная по танкам.



7.2.5 После окончания выгрузки и анализа нефти отобраннойавтоматическим пробоотборником и по результатам замеров на окончание выгрузки,рассчитывается количество выгруженной нефти по КУУН и танкам.

Обводнённость выгружаемой нефти считается по танкам. Если расчёты повыгрузке выполняются по CALTEX, то обводнённость нефти считается поавтоматическому пробоотборнику.

7.2.6 Расчёты производятся по стандартам API. Согласно статическогометода измерения танков с автоматическим пробоотборником.

Замеры до выгрузки Замеры послевыгрузки

Примечание

TOVo – Fwo = GOVo (32) TOVc – FWc = GOVc(33)

табличный объём минуссвободная вода.

GOVo x VCFo = GSVo (34) GOVc x VCFc = GSVc(35)

(GSVo-GSVc) + (Fwo-FWc) = TCV (переданный)(36) прибавляется разница замереннойсвобод-

ной воды до и после выгрузки.

прибавляется разницазамеренной свобод-

ной воды до и послевыгрузки.

TCV x (%S&W/100) = S&W (37) расчёт свободной воды сучётом автома-

тическогопробоотборника.



TCV – S&W = NSV (38)расчёт нетто стандартного объёма.

расчёт неттостандартного объёма.

гдеTOV - объём выбранный из таблиц стандарта APIFwо - свободная вода замеренная в танках до выгрузки FWс - свободная вода

замеренная в танках после выгрузки

GOV - брутто измеренный объём

VCF - температурный коэффициентGSV - брутто стандартный объём (приведённый к 15оС)TCV - общий расчётный объём%S&W - механические примеси плюс вода, в %S&W - механические примеси плюс вода, м3NSV - нетто стандартный объём

8. ПОРЯДОК УЧЕТА НЕФТИ ОТ СТОРОННИХ ОРГАНИЗАЦИЙ

8.1 СП «ВСП» производят прием, подготовку, хранение и выгрузку с УБН натанкер покупателя нефти сторонних организаций.

8.2 Учет нефти сторонних организаций производится в соответствии с«Регламентом о взаимодействии…» сдающей и принимающей (СП «ВСП»)сторонами, утвержденном руководителями взаимодействующих предприятий иявляющимся неотъемлемой частью договора.

8.3 Учет нефти с БК-CNV компании «Hoan Vu JOC»

8.3.1 Оперативный ежесуточный учет добычи нефти по БК-CNV производитсяследующим образом:

QCNV= Qnet/CNV * KCNV, (39)

где

QCNV- объем суточной добычи БК-CNV, м3/сут;



Qnet/CNV- нетто объем нефти CNV, вычисленный по показания расходомера ЦТК-3 налинии откачки нефти на УБН с коллектора подготовки нефти м/р «Золотой Тунец»;

KCNV- поправочный коэффициент, который учитывает среднесуточное расхождение запредыдущий квартал между добычей, определенной по оперативному учету икоммерческому учету нефти CNV согласно процедуре распределения продукции CNV.Применяется для оперативного учета нефти CNV в течение следующего квартала.Поправочный коэффициент KCNV принимается руководством СП «Вьетсовпетро» идоводится к исполнению соответствующим письмом в ПДНГ.

KCNV= Среднесут.знач.за пред. квартал (Qnet/CNVкоммер. / Qnet/CNVопер), (40)

где Qnet/CNVкоммер.- суточная добыча CNV по коммерческому учету процедурыраспределения продукции CNV;

Qnet/CNVопер- суточная добыча CNV по оперативному учету за предыдущий квартал.

Масса нефти БК-CNV определяется:

Qн/CNV= QCNV * ρн (т/сут), (41)

где ρн- плотность нефти, определенная на УБН, принимающего нефть с БК-CNV вовремя последней отгрузки нефти на танкер покупателя.

8.3.2 Коммерческий учет нефти с БК-CNV регламентируется Процедуройраспределения нефти (Oil allocation procedure, Rev.02) принятой 31.12.2012 г.

Результаты распределения продукции м/р CNV для коммерческого учета подводятсяежеквартально и утверждаются актом (приложение № 10).

8.3.2.1 Определение количества нефти CNV, измеренной на ЦТК-3.Чистая масса нефти, добытой с БК-CNV, приведенная к стандартным условиям

вычисляется формуле:Mn = Vnet x ρ, (42)

гдеρ- плотность нефти, приведенная к условиям замера (температуре, давлению

на узле учета). Значение берется из таблицы.Для определения плотности нефти БК-CNV, м/р «Белый Тигр» СП «ВСП», а

также коэффициентов технологических потерь, используемых в учетных операциях



между СП «ВСП» и компанией «Hoan Vu JOC», ежеквартально отбирается 3 пробынефти БК-CNV на узле учета нефти ЦТК-3.

Одна проба передается сторонней лаборатории (компании VPI), дляпроведения анализа, по результатам которого составляется таблица приведенияплотности нефти к условиям замера и определяются коэффициенты технологическихпотерь нефти. Полученные табличные значения плотности нефти и коэффициентытехнологических потерь используются для подсчета добычи нефти с БК-CNV вследующем квартале.

Вторая проба передается в НИПИ для выполнения контрольного анализа,третья опломбированная проба нефти хранится в течение 3 месяцев в НИПИ СП«ВСП» на случай возникновения спорных случаев для разрешения разногласий.

Vnet- объем обезвоженной нефти в условиях замера, определяемый:Vnet = Vg x Ksw, (43)

гдеVg- объем нефти, измеренный на узле учета нефти, (м3)Ksw- коэффициент по содержанию воды и мех. примесей, вычисляемый по

формуле:Ksw = 1- [BS&W] (44)

[BS&W]- общее процентное содержание воды и мех. примесей определяемоелибо на центрифуге согласно стандарту ASTM D-96, либо путем дистилляции.

8.3.2.2 Определение количества нефти CNV, поступившей на УБН.Общее суточное поступление сырой нефти определяется:

Qfso = Td – Td-1, (45)гдеQfso - суточное количество поступившей нефти, т;Td- общее количество сырой нефти во всех танках УБН (включаятехнологические, грузовые емкости, аварийные танки и танки некондиционнойпродукции) на момент суточного закрытия, т;Td-1- общее количество сырой нефти во всех танках УБН на момент закрытия

предыдущих суток, т;Наличие нефти на УБН – это сумма остатков нефти по всем танкам УБН:

Td = M1 + M2 + …+ Mn, (46)где



M1, M2,…, Mn- чистый объем нефти в танке N 1, 2,…, n (тонн)Объем нетто нефти считается по формуле:

Mn = Vnet15 x ρ15 , (47)

гдеρ15 - плотность нефти, определенная по пробам, отобранным в танке и

приведенная к стандартным условиям;Vnet

15- объем нетто нефти, приведенный к стандартным условиям определяемыйуравнением:

Vnet15 = Vg

15 x Ksw, (48)гдеKsw- коэффициент, учитывающий содержание воды и мех. примесей в нефти,вычисляемый:

Ksw = 1- [BS&W] (49)[BS&W]- общее процентное содержание воды и мех. примесей, определяемоелабораторным методом (центрифугирование согласно стандарта ASTM D-96);Vg

15- брутто-объем нефти в танке приведенный к стандартным условиям:Vg

15 = Vob x VCF, (50)гдеVob- объем нефти при температуре в танке (без учета свободной воды в танке),м3;VCF- объемный коэффициент нефти (берется из таблицы 54А ASTM).

8.3.2.3 Перераспределение нефти

Общее суточное количество сырой нефти, замеренной при откачке на ЦТК-3 иучтенное на УБН отличаются из-за технологических потерь нефти притранспортировке, подготовке, хранении и дисбалансов учета, связанных спогрешностями учетных операций.

Коэффициент технологических потерь нефти определяется лабораторнымметодом

Откачка нефти с м/р «Белый Тигр» (BH) и CNV с ЦТК-3 на УБН с учетомтехнологических потерь рассчитывается:

QaBHFSO = MBH x (1-KlossBH) (51)

QaCNVFSO = MCNV x (1-KlossCNV), (52)



гдеKlossBH- коэффициент технолог. потерь нефти с м\р «Белый Тигр» СП «ВСП»,

определяется лабораторным путем;KlossCNV- коэффициент технолог. потерь нефти с м\р «СNV», определяется также

в лаборатории.Суммарное количество нефти, поступившее на УБН- это количествооткачанной с ЦТК-3 нефти м/р «Белый Тигр» и CNV минус технологическиепотери нефти:

QaFSO = QaBH

FSO + QaCNVFSO (53)

Фактически, общее количество нефти откачанной с ЦТК-3 на УБН (QaFSO)

отличается от поступления на УБН, полученного по замерным операциям наУБН.Для учета данного дисбаланса, вводится коэффициент дисбаланса- Kimbalance:Kimbalance = Qfso / QaFSO , (54)гдеQa

FSO- суммарная суточная откачка нефти м/р «Белый Тигр» и CNV с ЦТК-3 наУБН, т;Qfso- общее суточное поступление нефти на УБН от ЦТК-3, т.Перераспределенное количество нефти (по массе) с ВH и CNV можноопределить уравнениями:

QBHAllocated = QaBH

FSO x Kimbalance (55)QCNV

Allocated = QaCNVFSO x Kimbalance (56)

и рассчитать распределенные объемы нефти с BH и CNV:VBHv

Allocated* = QBHAllocated / ρBH (57)

VCNVvAllocated* = QCNV

Allocated / ρCNV , (58)гдеVBHv

Allocated*-объем нефти, отнесенной к BH, без корректировок, ст. м3;VCNVv

Allocated*-объем нефти, отнесенной к CNV, без корректировок, ст. м3;QBH

Allocated- окончательное количество нефти, отнесенное к BH, т;QCNV

Allocated- окончательное количество нефти, отнесенное к CNV, т;ρBH, ρCNV - плотности нефти с BH и CNV, определенные в лаборатории

сторонней организации (PVI).



Так как значение суммы VCNVvAllocated * + VBHvAllocated * не равнофактическому объему нефти поступившей на УБН, отражаемому в суточныхсводках УБН (Vfso), необходимо применить еще один коэффициент длякорректировки объемов нефти с BH и CNV:

Kadjust = Vfso/( VCNVvAllocated* + VBHv

Allocated*) (59)Итоговый распределенный объем нефти CNV и BH рассчитывается

следующим образом:VBHv

Allocated = VBHvAllocated* x Kadjust (60)

VCNVvAllocated = VCNVv

Allocated* x Kadjust , (61)где

VBHvAllocated - окончательный объем нефти, отнесенный к BH, ст.м3;

VCNVvAllocated - окончательный объем нефти, отнесенный к CNV (ст.м3).

8.4 Учет нефти м/р «Южный Дракон- Дой Мой» ( RC-4, RC-DM) ираспределение между акционерами- компаниями СП «ВСП» и «VRJ» осуществляетсяна основании Процедуры распределения нефти (Allocation Agreement for NR-DMCrude Oil between “Vietsovpetro” and “VRJ Petroleum Company”, Rev.1).

Схема замера нефти м/р NR-DM отображена в приложении № 9.QSCO/RC6=Vf/RC6*(1-0.01*BRC6)*SRC6 (62)QSCO/RC5=Vf/RC6*(1-0.01*BRC5)*SRC5 (63)QSCO/RC4=Vf/RC6*(1-0.01*BRC4)*SRC4 (64)

QSCO/RCDM=Vf/RCDM*(1-0.01*BRCDM)*SRCDM (65)QSCO/RC6+RC5+RC4+RCDM=Vf/RC6+RC5+RC4+RCDM*(1-0.01*BRC6+RC5+RC4+RCDM)*SRC6+RC5+RC4+RCDM,

(66)QSCO/RC6+RC5+RC4+RCDM+RP1=Vf/ RC6+RC5+RC4+RCDM+RP1*(1-0.01*BRC6+RC5+RC4+RCDM+RP1)*SRC6+RC5+RC4+RCDM+RP1, (67)

где-QSCO/RC6, QSCO/RC5, QSCO/RC4, QSCO/RCDM, QSCO/RC6+RC5+RC4+RCDM, QSCO/RC6+RC5+RC4+RCDM+RP1-

вычисленная суточная добыча сырой нефти приведенная к стандартным условиям поRC6, RC5, RC4, RC-DM, RP-1 соответственно и суммарная добыча поRC6+RC5+RC4+RC-DM, RC6+RC5+RC4+RC-DM+RP-1, нм3/сут;



-Vf/RC6, Vf/RC5, Vf/RC4, Vf/RCDM, Vf/RP1 - объем суточной добычи жидкости по RC6, RC5,RC4, RCDM, RP1 по счетчикам RC, RP1 м3/сут;-BRC6, BRC5, BRC4, BRCDM – обводненность продукции RC6, RC5, RC4, RCDM помассомерам RC;- SRC6, SRC5, SRC4, SRCDM, SRP1 - коэффициент усадки сырой нефти RC6, RC5, RC4, RCDM,RP1 определяемый согласно API MPM (VCF-Chapter 11.1 and Compressiblity FactorChapter 11.2.1) и на основании лабораторного анализа проб нефти, отобранных на V-400 RC и автоматическими пробоотборниками (S1, S2) RP-1 (см. приложение № 9);-Sm- коэффициент усадки смеси сырой нефти (RC6+RC5+RC4+RCDM+RP1)- по пробес автоматического пробоотборника S3 RP-1.Суммарный объем сырой нефти (RC6+RC5+RC4+RCDM) после сепаратора С-1 (F-10)определяется как разница показаний счетчиков F14 и F12. На практике получаемыйрезультат не равен сумме замеров по счетчикам RC. Для учета этого расхождения взамерах вводится поправочный коэффициент Ka:

Ka=( QSCO/RC6+RC5+RC4+RCDM+RP1)/( QSCO/RC6+RC5+RC4+RCDM+QSCO/RP1) (68)Для учета расхождений между суммой замеров сырой нефти RC6, RC5, RC4, RCDMпо массомерам RC и расходомеру F10 после С-1 RP-1 вводится поправочныйкоэффициент Kb:Kb=( QSCO/RC6+RC5+RC4+RCDM)/( QSCO/RC6+QRC5+QRC4+QRCDM) (69)

Объем сырой нефти скважин RP-1, откачанный на УБН-3 вычисляется по формуле:QSCO/RP1_FSO= Ka* QSCO/RP1 (70)

Суммарный объем сырой нефти скважин RC6, RC5, RC4, RCDM приведенный кстандартным условиям, откачанный на УБН-3 вычисляется по формуле:QSCO/ QSCO/RC6+RC5+RC4+RCDM _FSO= Ka* QSCO/RC6+RC5+RC4+RCDM

Объем сырой нефти отдельно по скважинам RC6, RC5, RC4, RCDM приведенный кстандартным условиям, откачанный на УБН-3 вычисляется по формулам:QSCO/RC6_FSO= Ka*Kb*QSCO/RC6 (71)QSCO/RC5_FSO= Ka*Kb*QSCO/RC5 (72)QSCO/RC4_FSO= Ka*Kb*QSCO/RC4 (73)QSCO/RCDM_FSO= Ka*Kb*QSCO/RCDM (74)Объем сырой нефти отдельно по скважинам м/р NR-DM (RC4 и RCDM) приведенныйк стандартным условиям, откачанный на УБН-3 вычисляется по формуле:



QSCO/NRDM_FSO= QSCO/RC4_FSO + QSCO/RCDM_FSO (75)

Поступление нефти м/р NR-DM на УБН-3 вычисляется:QFSO/NRDM= QSCO/NRDM_FSO * K**, (76)гдеK**=(1-Kloss_oilCNV), (77)где Kloss_oilCNV -коэффициент технологических потерь нефти БК-CNV, определяетсяежегодно НИПИ.Распределение продукции между СП «ВСП» и VRJ:Qallocated_Oil/VRJ= 0.5 * QFSO/NRDM, (78)Qallocated_Oil/VSP = 0.5 * QFSO/NRDM (79)

Все данные для выполнения расчетов берутся из суточной сводки RP-1.

Перераспределение нефти с учетом поступления на УБН:Общий объем нефти, поступающей на УБН-3 замеряется счетчиками F14, F17, F18,F19, F20 (см. приложение № 9).Жидкость с RC6, RC5, RC4, RCDM, RP1, RP2, RP3, RC1/3, RC7 транспортируется наУБН-3, где производится подготовка нефти (нагрев, отделение и сброс воды) ихранение.Общее суточное поступление на УБН-3 вычисляется по формулам (45)÷(50).

K*= QSCO_FSO / (QSCO/RC6+RC5+RC4+RCDM+RP1+ QSCO/RC1+ RC7+ RP2+ QSCO/RP3) (80)гдеQSCO/RC1+ RC7+ RP2= Vf/ RC1+ RC7+ RP2*(1-0,01*BRC1+ RC7+ RP2)*SRC1+ RC7+ RP2 (81)QSCO/RP3= Vf/ RP3*(1-0,01*BRP3)*SRP3 (82)Распределение продукции между СП «ВСП» и VRJ, с учетом поступления на УБН-3,производится по следующим формулам:Qallocated_Oil/NRDM= QSCO/NRDM_FSO * K* (83)Qallocated_Oil/VRJ= 0.5 * Qallocated_Oil/NRDM (84)Qallocated_Oil/VSP= (QSCO/RC6_FSO + QSCO/RC5_FSO + QSCO/RP1_FSO) + 0.5 * Qallocated_Oil/NRDM (79)

Условия применения методики по распределению продукции между СП «ВСП» иVRJ, с учетом поступления на УБН-3:-каждое МСП, ведущее откачку на УБН-3 должно быть оснащено автоматическимпробоотборником и должен быть определен коэффициент усадки нефти,



составлена процедура определения обводненности продукции и замера, учета нефти,определены коэффициенты усадки нефти.

Масса нефти VRJ определяется:

Qн/VRJ= Qallocated_Oil/VRJ * ρн (т/сут), (85)где ρн- плотность нефти на УБН-3, определенная во время последней отгрузки нефтина танкер.

8.5 Прием (сдача) нефти сторонних организаций производится на основаниигражданско-правовых договоров и устанавливается плановым балансом. В договореопределяют порядок, условия приема-передачи, количественные данные икачественные характеристики принимаемой (передаваемой) нефти, а также условияизмерения массы и определения показателей качества.

8.6 Должностные лица, ответственные за приемо - сдачу нефти, составление иподписание приемо-сдаточных документов, назначаются приказами руководителейпринимающей и передающей сторон. Полномочия должностных лиц оформляютсядоверенностями. Подлинники доверенностей или нотариально заверенные копиинаходятся у представителей принимающей и передающей сторон.

8.7 По результатам учётных операций, составляются акты приема-сдачи нефти поустановленным формам.

8.8 По результатам определения показателей качества партии нефти виспытательной лаборатории составляется документ о качестве (паспорт качества) напереданную (принятую) нефть.

8.9 Количество оформляемых экземпляров актов приема-сдачи нефти (сприложением паспорта качества нефти) и их движение, определяется требованиямидокументооборота принимаемой и передаваемой нефть сторон.

8.10 Порядок учета нефти при обнаружении отказов СИ (за период с моментапоследней поверки до обнаружения отказа) определяется договором междусторонами.



8.11 Фактическое количество нефти от сторонних организаций за отчетныйпериод отражается в приложении к балансу добычи нефти СП «ВСП». (Приложение3).

9. ПОРЯДОК УЧЕТА НЕФТИ ИСПОЛЬЗУЕМОЙ НА ПРОИЗВОДСТВЕННО– ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НУЖДЫ И ТОПЛИВО

9.1 В количество возвратной нефти, расходуемой на производственно-технологические нужды включается использование нефти в замкнутой системедобычи, сбора, подготовки и транспортировки нефти на промывку скважин,выкидных линий, манифольдов скважин, проведение операций по текущему ремонтускважин, прогреву забоев скважин горячей нефтью, отдельных элементовнефтесборной и технологической системы МСП и т.д.

9.2 Фактический расход нефти на производственно-технологические нуждыза вычетом возвратной нефти и топливо учитывается при составлении балансовнефти.

9.3 Измерение массы нефти, расходуемой на производственно-технологическиенужды и топливо, производят в соответствии с разделом. 4.2 настоящей Методики.Учет нефти, используемой на производственно-технологические нужды и топливопроизводится в тоннах, с точностью до третьего знака после запятой.

9.4 Отпуск нефти осуществляется по распоряжению руководства ПДНГ и соформлением накладной (в двух экземплярах) на отпуск нефти, котораяподписывается начальником (зам.) ГТС, отпускающим нефть и руководителемобъекта, получившего нефть на собственные нужды. Копия накладной направляется вПТО ПДНГ. Форма накладной см. приложение № 8.

10. ПОРЯДОК РАЗРАБОТКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ КАРТ ОСТАТКОВНЕФТИ И ЕЕ ИНВЕНТАРИЗАЦИИ

10.1 Для разработки технологических карт и проведения инвентаризацииостатков нефти, приказом руководителя СП «ВСП» назначается рабочая комиссия изчисла работников структурных подразделений СП «ВСП».

10.2 Технологическая карта подлежат корректировке ежемесячно, при вводе новыхи/или выводе из работы, изменении режимов работы, транспортируемой среды



подводных трубопроводов, сепараторов, блоков замера, аппаратов, емкостей, а такжепри изменении технологических режимов сбора и подготовки нефти. См. приложение№ 1.

10.3 Порядок разработки технологической карты остатков нефти

10.3.1. Ежегодно на 01 января и 01 июля разрабатываются технологические картытехнологических и «мертвых» (немобильных) остатков нефти в сепараторах,аппаратах и трубопроводах. Форма технологической карты приведена в Приложении1. Технологические карты подписываются рабочей инвентаризационной комиссией иутверждаются главным инженером ПДНГ.

10.3.2 Изменение остатков нефти за счет ввода новых, вывода из работы объектов иизменения технологических режимов (за счет изменения схемы транспортировкижидкости, за счет изменения технологии подготовки нефти) ежемесячно оформляютсярасчетами и являются приложением к утвержденным технологическим картам до ихпоследующего ежегодного изменения на 01 января и 01 июля. Результаты расчетовучитываются при ежемесячной инвентаризации остатков.

10.3.3 Изменение остатков нефти за счет естественного изменения содержанияводы в жидкости (не связанное с изменением схемы транспортировки жидкости иизменением технологии подготовки нефти) пересчитывается ежегодно на 01 января и01 июля при разработке технологических карт технологических и «мертвых»(немобильных) остатков нефти в сепараторах, аппаратах и трубопроводах.

10.3.4. Расчет количества «мертвых» остатков нефти в подводных трубопроводахопределяется по формуле:

Qтм = V * L * * K * (1– 0,01w), т (86)

где V - объем одного погонного метра трубопровода данного диаметра, м3;

L - длина трубопровода данного диаметра, м;

- плотность нефти приведенная к условиям измерения по среднему значениюв начале и конце трубопровода, кг/м3;

К - коэффициент заполнения;



W - содержание воды в данном трубопроводе по среднему значению в начале иконце трубопровода , %.

Коэффициент заполнения в нефтяных трубопроводах:

перекачивающих дегазированную жидкость - К=1;

перекачивающих не дегазированную жидкость - К=0,8;

бездействующий с давлением, равным атмосферному - К=0,5;

бездействующий, продутый газом без применения поршней - К=0,25;

бездействующий, промытой водой без применения поршня - К=0,1(содержания Н2O- - 99 %);

бездействующий, продутый (промытый) с применением поршня - К=0.

Коэффициент заполнения в конденсатопроводах:

шлейфы от скважин до узлов сепарации - К= 0,00025;

конденсатопроводы нестабильного конденсата – К= 0,4;

конденсатопроводы стабильного конденсата – К= 0,8.

Общее количество «мертвых» остатков нефти в трубопроводах определяетсясуммированием результатов по каждому трубопроводу.

10.3.5 Определение количества нефти в технологических аппаратахпроизводится в следующей последовательности.

Величина технологических остатков нефти в указанных аппаратах (QНТА)рассчитывается по формуле:

QНТА=Vг *Кзап*н*(1–0,01w), т (87)

где: Vг - геометрический объем аппарата, м3;

н, - плотность нефти, приведенная к условиям измерения на входетехнологического аппарата, кг/м3;



w - содержание воды на выходе технологического аппарата, %;

К зап - коэффициент заполнения нефтью.

Коэффициент заполнения нефтью рассчитывается по формуле:

Кзап=1 − вп гпг (88)

где: Vвп, Vгп - объемы водяной и газовой подушки, м3;

Vг - геометрический объем аппарата, м3.

10.3.6 В технологических аппаратах, в которых «Технологическим регламентомпроизводственного объекта» предусмотрено наличие водяной «подушки» иоборудованных приемно-раздаточным патрубком, предназначенных для откачки(удаления) нефти из аппарата, количество «мертвого» (немобильного) остатка нефтиопределяется равным 0. Остатки нефти в таких аппаратах являютсятехнологическими.

10.4 Инвентаризация остатков нефти

10.4.1 Инвентаризацию остатков нефти в системе сбора и подготовки (Ми)проводят ежемесячно первого числа по состоянию на 00.00 часов ханойского временипутем проверки ее фактического наличия.

10.4.2 Инвентаризации подлежат остатки собственной нефти и нефтисторонних организаций в танках УБН (грузовых, технологических), втехнологических аппаратах, емкостях, трубопроводах системы сбора и подготовкинефти.



10.4.3 Результаты инвентаризации на начало и конец отчетного периодаиспользуются для определения изменения остатков нефти в межинвентаризационныйпериод.

10.4.4 Товарные и технологические остатки нефти могут быть отнесены костаткам нефти организации и остаткам нефти сторонних организаций.

10.4.5 Остатки нефти сторонних организаций определяют расчётным способомкак разность между принятой нефтью и нефтью, отгруженной с УБН, остатков нефтина начало отчётного периода, а также потерь нефти.

10.4.6 Инвентаризацию проводят без прекращения добычи нефти.

11. ПОРЯДОК УЧЕТА ФАКТИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ И КОНДЕНСАТА ЗАОТЧЕТНЫЙ ПЕРИОД

11.1 Под фактическими потерями нефти понимаются технологические и аварийныепотери нефти, газового конденсата за отчетный период.

11.2 Технологическими потерями нефти, конденсата при ее добыче признаютсябезвозвратные потери нефти массы нетто при сборе, подготовке, транспортировке,хранении и выгрузки нефти с УБН, то есть от устья добывающих скважин до узлакоммерческого учета УБН.

11.3 Технологические потери определяются в соответствии с утвержденными«Нормами технологических потерь нефти и конденсата на месторождениях СП«Вьетсовпетро».

11.4 Списание технологических потерь производится один раз в месяц, всоответствии с утвержденными нормативами технологических потерь.

11.5 Нормативы потерь нефти, конденсата определяют по результатам оценкитехнологических потерь нефти и конденсата при сборе, подготовке, транспортировкеи хранении на УБН, связанных с принятой схемой и технологией разработки иобустройства месторождений.

11.6 Аварийные потери относят к сверхнормативным и определяются на основанииакта технического расследования причин аварий.



12. ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ЗА НЕИСПОЛНЕНИЕ (НЕНАДЛЕЖАЩЕЕИСПОЛНЕНИЕ) НАСТОЯЩИХ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ

Ответственность за соблюдение требований настоящих Методических указанийнесут руководители подразделений СП «ВСП» задействованных в организацииучета нефти в процессе добычи, сбора, подготовки и сдачи, проведения учетныхопераций, оформления результатов учета нефти, а также метрологическогообеспечения учета.Ответственность к нарушителям настоящих Методических указаний применяетсяпо основаниям и в порядке, предусмотренным трудовым законодательством СРВ итрудовыми договорами.



13. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

№п/п


1. ASTM D 1250-04 «Стандартное руководство по таблицам измерения параметровнефти и нефтепродуктов».

2. ASTM D 1298-99 «Стандартный метод определения плотности, относительнойплотности (удельного веса) или плотности в API сырой нефти и жидкихнефтепродуктов ареометром».

3. ASTM D 4057-95 «Стандартное руководство по ручному отбору проб нефти инефтепродуктов».

4. ASTM D 5002-99 «Метод определения плотности и относительной плотности сырыхнефтей цифровым плотномером».

5. ASTM D 5854–96 «Стандартная технология смешивания и обработки жидких пробнефти и нефтепродуктов».

6. ASTM D 4006–07 «Стандартный метод определения содержания воды в сырой нефтиметодом дистиляции»

7. ASTM D 96-88(1998) «Стандартный метод определения содержания воды и мех.примесей в сырой нефти методом центрифугирования»

8. API MPMS 8.1-1995 «Стандартный метод ручного отбора проб нефти инефтепродуктов»

9. API MPMS 8.2-1995 «Стандартный метод автоматического отбора проб нефти инефтепродуктов»

10. API MPMS CHAPTER 11.1 «Volume Correction factors»

11. API MPMS CHAPTER 11.2.1 « Compressibility Factors for Hydrocarbons»

12. API MPMS CHAPTER 20 «Measurement of Multiphase Flow»



13. ИСО 91-1-92 «Таблицы измерения параметров нефти и нефтепродуктов. Часть 1.Таблицы, основанные на стандартных температурах 15 ºС и 60 ºF».

14. ИСО 91-2-91 «Таблицы измерения параметров нефти и нефтепродуктов. Часть 2.Таблицы, основанные на стандартной температуре 20 ºС».

15. BH&CNV oil allocation procedure, Rev.02, 31.2012 г. Процедура распределениядля учета нефти с БК-CNV компании «Hoan Vu JOC».

16. Allocation Agreement for NR-DM Crude Oil between “Vietsovpetro” and “VRJPetroleum Company”, Rev.1 Учет нефти м/р «Южный Дракон» ( RC-4, RC-DM) ираспределение между акционерами- компаниями СП «ВСП» и «VRJ».

17. Нормы технологических потерь нефти на месторождениях СП «Вьетсовпетро».

18. Временные нормы технологических потерь конденсата скв. 10Б при сборе,подготовке и транспорте в 2013 г.

19. Инструкция ПДНГ по определению содержания воды в нефтивысокообводненных скважин (I-DС-H03-R)

20. Инструкция ПДНГ по определению содержания воды в нефти методомдистилляции (I-DС-H01-R)

21. ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия.

22. ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования кметодикам выполнения измерений.

23. ГОСТ Р 8.595-2004. Государственная система обеспечения единства измерений. Массанефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.

24. ГОСТ Р 54389-2011. Конденсат газовый стабильный. Технические условия.

25. ГОСТ 31378-2009. Нефть. Общие технические условия.

26. ГОСТ 21534-76. Нефть. Методы определения содержания хлористых солей.

27. ГОСТ Р ИСО 2859-1-2007. Статистические методы. Процедуры выборочного контроляпо альтернативному признаку. Часть 1. Планы выборочного контроляпоследовательных партий на основе приемлемого уровня качества



28. ГОСТ Р ИСО 5725-1-2002. Точность (правильность и прецизионность) методов ирезультатов измерений. Часть 1. Основные положения и определения.

29. ГОСТ Р ИСО 5725-2-2002. Точность (правильность и прецизионность) методов ирезультатов измерений. Часть 2. Основной метод определения повторяемости ивоспроизводимости стандартного метода измерений.

30. ГОСТ Р ИСО 5725-3-2002. Точность (правильность и прецизионность) методов ирезультатов измерений. Часть 3. Промежуточные показатели прецизионностистандартного метода измерений.

31. ГОСТ Р ИСО 5725-4-2002. Точность (правильность и прецизионность) методов ирезультатов измерений. Часть 4. Основные методы определения правильностистандартного метода измерений.

32. ГОСТ Р ИСО 5725-5-2002. Точность (правильность и прецизионность) методов ирезультатов измерений. Часть 5. Альтернативные методы определенияпрецизионности стандартного метода измерений.

33. ГОСТ Р ИСО 5725-6-2002. Точность (правильность и прецизионность) методов ирезультатов измерений. Часть 6. Использование значений точности на практике.

34. ГОСТ Р ИСО 9169-2006. Качество воздуха. Определение характеристик методиквыполнения измерений.

35. ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025-2006. Общие требования к компетентности испытательныхи калибровочных лабораторий.

36. МИ 2693-2001.Рекомендация. Государственная система обеспечения единстваизмерений. Порядок проведения коммерческого учета сырой нефти нанефтедобывающих предприятиях. Основные положения.

37. РД 39-0147035-225-88. Инструкция по определению газовых факторов и количестварастворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр.

ПРИЛОЖЕНИЯ



ПРИЛОЖЕНИЕ 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА ЗАПОЛНЕНИЯ НЕФТЬЮТРУБОПРОВОДОВ И АППАРАТОВ

на МСП и УБН "Чилинь", "Бави", "Вьетсовпетро-01", "Вьетсовпетро-02".

"Утверждаю"Главный инженер ПДНГ

_____________Павлов А.В.

''_____''__________ 201 г.

за 201 г.(Плотность нефти принятая врасчетах =

№№

п/п

Наименованиетрубопровода,

аппарата

Диа

мет

р тр

-да,

аппа

рата

, мм

Тощ

ина

стен

китр

убоп

рово

да,

аппа

рата

, мм

Дли

натр

убоп

рово

да,

аппа

рата

, м

Наз

вани

еза

полн

яющ

его

флю

ида

Объ

емтр

убоп

рово

да,

аппа

рата

, м3

Ост

аток

жид

кост

и, м

3

Коэ

фф

ицие

нтга

зосо

держ

ания

Сос

тоян

ие р

аб-т

и(1

=раб

.; 0=

не р

аб.)

Ост

аток

неф

ти, т

онн

При

меч

ание

I. ТрубопроводыИтого втрубопроводахII. БуферныеёмкостиИтого в буферныхемкостяхIII. НефтегазовыесепараторыИтого внефтегазовыхсепараторахIV.ЭлектродегидраторыИтого вЭлектродегидраторахИтого втрубопроводахИтого в технологических емкостях иаппаратахВсего остатков нефти втрубопроводах и аппаратах

Начальник ПТО ПДНГ



ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Б А Л А Н С добычи нефти СП "Вьетсовпетро"Утверждаю:

Гл. инженер ПДНГ

БАЛАНСдобычи нефти по СП "Вьетсовпетро"

за ______________(месяц) 201 г.

Наименование месяц

СП "Вьетсовпетро"1. Добыча нефти и газового конденсата, тонн

Добыча нефти и газового конденсата, м3

в том числе: добыча нефти, тонндобыча нефти, м3

добыча газового конденсата, тонндобыча газового конденсата, м3

2. Потери нефти и газового конденсата, тоннПотери нефти и газового конденсата, м3

в том числе: нефти, тонннефти, м3

газового конденсата, тонн

газового конденсата, м3

Нормативы потерь, массовыенефти

При сепарации (%)При подготовке и хранении (%)При транспортирвании (%)

газового конденсатаПри сепарации (%)При подготовке и хранении (%)При транспортирвании (%)

нефть + газовый конденсатПри сепарации (%)При подготовке и хранении (%)При транспортирвании (%)3. Расход нефти для ПБиКРС, тонн



Расход нефти для ПБиКРС, м3

4. Остаток нефти и газового конденсата на начало месяца, тонн

в том числе: остаток нефтиостаток газового конденсата

в трубопроводахв технологических емкостях

"Чилинь" нефти и газового конденсата

остаток нефтиостаток газового конденсата

VSP-02 нефти и газового конденсата


"Бави" нефти и газового конденсата




5. Остаток нефти и газового конденсата на конец месяца, тонн

в том числе: остаток нефтиостаток газового конденсата

в трубопроводахв технологических емкостях

"Чилинь" нефти и газового конденсата




"Бави" нефти и газового конденсата




6. Товарной нефти на УБН, тонн

7. Отгрузка нефть, тоннв т.ч. УБН "Чилинь"



УБН VSP-02УБН "Бави"УБН VSP-01

Нестабильный газовый конденсат, м3

Стабильный газовый конденсат, тоннПлотность нест. газового конденсата, т/м3

% стабильного в нестабильном

Гл. бухгалтер ПДНГВизы: Главный геолог ПДНГ



ПРИЛОЖЕНИЕ 3. ПРИЛОЖЕНИЕ к балансу по добыче нефти СП"Вьетсовпетро". Поступление нефти от сторонних организаций

ПОСТУПЛЕНИЕнефти от сторонних организаций

Наименование месяцVRJ PETROLEUM COMPANYТоварная нефть VRJ на УБН, bblОстатки товарная нефть VRJ на УБН, bblОтгружено всего, bblТоварной нефти на УБН тоннОстаток нефти на начало месяца, тонн

в том числе: в трубопроводахв технологических емкостяхУБН «Чилинь»УБН «VSP-02»УБН «Бави»УБН «VSP-01»

Остаток нефти на конец месяца, тонн

в том числе: в трубопроводахв технологических емкостяхУБН «Чилинь»УБН «VSP-02»УБН «Бави»УБН «VSP-01»

Hoan Vu JOC, БК–CNV

Нефть CNV, м3

Нефть CNV, bblНакопленная Нефть CNV, bblВходящие остатки по задолженности прошлого года, bblОтгружено всего, bbl (по сводке)Накопленная Отгружено всего, bbl (по сводке)Текущие остатки, bblТекущие остатки по УБН на последние сутки месяца, bblНефть к возврату, bblВернули нефти, bbl



ПРИЛОЖЕНИЕ 4.

А К Тна списание потерь нефти по ПДНГ

при сепарации, подготовки, транспортированиии хранении нефти

за Ноябрь

Виды потерьПо

нормативу,%

Добыча нефти и газового конденсата за месяцДобыча нефти за месяцДобыча газового конденсата за месяц

Товарная нефть на всех УБН

Потери нефти и газового конденсата, всегоПотери нефти 0,857в т.ч.

при сепарации 0,015при подготовке ихранении 0,840при транспортировании 0,002

Потери газового конденсата 19,300

Начальник ПТО ПДНГ

Начальник СЭ УБН



ПРИЛОЖЕНИЕ 5.ФОРМА «СЕРТИФИКАТ КАЧЕСТВА (ПАСПОРТ КАЧЕСТВА) ПРИ ОТГРУЗКЕ

НЕФТИ С УБН НА ТАНКЕР СТОРОННИХ ОРГАНИЗАЦИЙ»

69


70


ПРИЛОЖЕНИЕ 6.ФОРМА «СЕРТИФИКАТ КОЛИЧЕСТВА НА ОТГРУЖЕННУЮ ПАРТИЮ ТОВАРНОЙ

НЕФТИ С УБН НА ТАНКЕР СТОРОННЕЙ ОРГАНИЗАЦИИ»

71


72


ПРИЛОЖЕНИЕ 7. ФОРМА «РАСЧЕТА ИЗМЕНЕНИЯ ОСТАТКОВ НЕФТИ ПРИВВОДЕ, ВЫВОДЕ И ДЕМОНТАЖЕ ОБОРУДОВАНИЯ И ИЗМЕНЕНИИОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ»

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер

_________________

РАСЧЕТизменения остатков нефти при вводе, выводе и демонтаже оборудования и изменении

обводненности продукции

Данный расчет является приложением к технологической карте ________

____________________ ____________________ на 1 полугодие (2 полугодие) 20__г.

цех структурное подразделение


участкатрубопровода,

технологическогооборудования

введенного,выведенного илидемонтированно

го изтехнологического

процесса иизменении

обводенностипродукции

Протяженностьтрубопровода,

(внутреннийобъем тех.

оборудования)

Содержаниеводы

Коэффициент

заполнения

Плотностьнефти

Масса нефтинетто

«Мертвых»остатков нефти

Масса нефтинетто

технологических остатков

нефти

Месторожде

ние

км ( м3) % тн/м3 тн тн

1 2 3 4 5 6 7 8

Итого

73


В том числе по месторождениям

Месторождение

Масса нефти нетто«Мертвых» остатков

нефти

Масса нефти неттотехнологическихостатков нефти

Тн тн

1 2 3

Итого

Подписи рабочей инвентаризационной комиссии

Примечание: Содержание воды – среднее значение за последний месяц полугодия

Плотность нефти – среднее значение за последний месяц полугодия

Коэффициент заполнения – коэффициент учитывающий заполнение трубопровода,

технологического оборудования. Для аппаратов коэффициент рассчитывается по

формуле К=1-((Vгп+Vвп)/Vг), где Vгп и Vвп - объем газовой и водяной подушек (м3), Vг

– геометрический объем аппарата. Для напорных трубопроводов коэффициент

заполнения принимается за единицу. Для резервуаров – коэффициент заполнения

не применяется.

74


Приложение 8

От кого __________________ Кому______________________

Предприятие, ГТС Предприятие, ГТС

Через ТБС_________________ Затребовал_________________

Разрешил____________________

НАКЛАДНАЯ №________

на отпуск нефти на производственно-технологические

нужды и топливо

«____»____________201 г.

Затребовано _______________м3 (_____________________________)

прописью

Отправлено:

Замер уровня

(показания счетчика) Процентзагрязне

ния

Плотность,г/см3

Объем,м3

Массанефти, тдо

перекачки

послеперекачки

Высотавзлива, см

Показаниясчетчика

Итого сдано-принято

Всего ____________т (________________________________________)

(прописью)

Пункт налива/ГТС: ________________________________________

75


(наименование)

Отпустил_____________ ________________ __________________

(должность) (Ф. И. О.) (подпись)

Принял ____________ ________________ _________________


Пункт слива/ГТС: ___________________________________________

(наименование)

Отпустил____________ ________________ _________________


Принял ____________ ________________ _________________


П р и м е ч а н и е - Накладная оформляется в двух экземплярах

Приложение 9. Схема замера продукции NR-DM

76


77


Приложение 10. Акт результатов распределения продукции CNV

№ Description BH Oil CNV OilSm3 bbls Sm3 bbls

1CNV and BH oil allocated

from 01 Jan 2013 to 31 Mar2013

2CNV 2012 Ending inventory

on FSO as per MOM dated 21-22th Jan 2013

3CNV and BH oil lifted from01 Jan 2013 to 31 Mar 2013

4CNV oil Entitlement from 01

Jan 2013 to 31 Mar 2013(4)=(1)+(2)-(3)

Note:1 Sm3=6,293 bbls

VSP Representative HVJOC Representative

Date post:	13-Nov-2023
Category:	Documents
Upload:	independent
View:	1 times
Download:	0 times

Oil Measurement PDF

Documents