Методические рекомендации по определению и обоснованию технологических потерь природного газа, (утв. Минэнерго России 12.04.2018)

Методические рекомендации предназначены для использования нефтегазодобывающими организациями при подготовке обоснований и определения величины безвозвратных потерь полезных ископаемых: природного газа, газового конденсата и попутного газа при их добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки и обустройства месторождения (далее - технологические потери).

1.1 В целях настоящих Методических рекомендаций добытым газом горючим природным признается газ природный (далее - природный газ), полученный по итогам процессов добычи, определенных принятой технологической схемой.

Добытым природным газом не может быть признан газ, полученный по технологиям, не предусмотренным проектом обустройства месторождения: при отделении гелия, сернистых и других компонентов и примесей, при получении стабильного конденсата, широкой фракции легких углеводородов и продуктов их переработки.

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

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

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

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

1.3 Под технологическими потерями природного газа, газового конденсата и попутного газа при добыче, в соответствии с принятой схемой и технологией разработки и обустройства месторождения понимаются безвозвратные потери природного газа, газового конденсата и попутного газа, обусловленные принятыми технологическими схемами и технологиями разработки и обустройства месторождений их добычи и их физико-химическими свойствами.

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

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

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

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

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

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

Объем газообразных фаз принимают при стандартных условиях: температура Tст = 20 °C (293,15 К); давление Pат = 760 мм.рт.ст. (101325 Па) в соответствии с ГОСТ 2939.

В рекомендациях приняты следующие сокращения:

В целях настоящих Методических рекомендаций применены следующие термины с соответствующими определениями:

добывающая организация - юридическое лицо, осуществляющая добычу природного газа, газового конденсата и попутного газа из недр на территории Российской Федерации и ее континентальном шельфе в соответствии с законодательством Российской Федерации;

обоснования технологических потерь - документальные подтверждения неизбежности потерь при осуществлении производственного цикла и/или процесса в соответствии с проектами разработки и обустройства месторождения;

продукция - углеводородное сырье, являющееся результатом процесса добычи, первое по своему качеству соответствующее техническому регламенту, государственному стандарту Российской Федерации, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту организации (предприятия);

газоконденсатная смесь - природная ископаемая газожидкостная смесь, извлекаемая из газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений или залежей, содержащая природный газ, газовый конденсат и неуглеводородные компоненты;

газовый конденсат - вид углеводородного сырья, состоящего из парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов широкого фракционного состава, содержащего также примеси неуглеводородных компонентов, получаемых при разделении газоконденсатной смеси в результате процесса добычи на газоконденсатных месторождениях;

нестабильный газовый конденсат - жидкая смесь углеводородов, в состав которой в растворенном виде входят углеводороды C5 и выше, а также газообразные углеводороды в виде метан-бутановой фракции и неуглеводородные компоненты (сероводород, диоксид углерода, азот и др.), подлежащая переработке с целью очистки от примесей и выделения углеводородов