Определение объема технологических потерь нефти при ее добыче

Учет потерь при добыче нефти, а именно: документальное оформление, стоимостное выражение (оценка) и отражение на счетах бухгалтерского учета, зависят от вида потерь согласно классификации, рассмотренной выше. Прежде всего, следует определить объем потерь нефти в натуральном выражении и затем зафиксировать полученные данные в первичных документах.

Определенная доля технологических потерь нефти является неизбежной, поэтому потери подлежат нормированию. Нормативные потери — это масса или объем неизбежных потерь углеводородов, выраженные в процентах к добыче, при условиях соблюдения технологических регламентов (проектных параметров технологических процессов), а также действующих правил, инструкций. Нормирование технологических потерь и контроль за их фактической величиной производятся в соответствии с требованиями закона «О недрах» по каждой выемочной единице (месторождению).

Согласно рекомендациям по учету нефти, разработанным Министерством энергетики [38], фактическое количество технологических потерь нефти при добыче предлагается устанавливать ежемесячно расчетным путем по каждому разрабатываемому месторождению с учетом нормативов технологических потерь. Нефтегазодобывающая организация самостоятельно определяет порядок и методы расчетов фактических технологических потерь нефти при ее добыче в зависимости от принятой схемы и технологии разработки месторождения на основании результатов экспериментальных исследований по данному месторождению. По вновь разрабатываемым месторождениям расчет технологических потерь нефти при добыче производится в составе технического проекта на разработку месторождения, чем занимаются специализированные организации соответствующего профиля, по данным этих расчетов и устанавливают нормативные технологические потери нефти.

Технологические потери при добыче нефти рекомендуется исчислять с учетом изменения состава объектов сбора и подготовки нефти — мест возникновения технологических потерь, режимов эксплуатации объектов сбора и подготовки нефти, а также реализации мероприятий по сокращению данных потерь. Например, может измениться количество единиц устьевого оборудования или мерников, т. е. количество источников технологических потерь, а значит и объем таких потерь снизится.

Фактические технологические потери нефти при ее добыче рекомендуется исчислять ежемесячно по месторождениям (лицензионным участкам недр) в сравнении с установленными нормативами потерь. Нормативы, как было отмечено выше, рассчитываются специализированными научно-исследовательскими организациями.

Фактические технологические потери определяют по формуле:

где П_т — технологические потери по месторождению;

Г1 — технологические потери по каждому виду потерь в системе сбора и подготовки нефти, т.

Определение фактических технологических потерь по каждому виду потерь (П) и уточнение нормативов осуществляются на основании Методических указаний по определению технологических потерь нефти на предприятиях Министерства нефтяной промышленности [39] и Методических указаний по фактическим обмерам технологических потерь, уточнению нормативной базы потерь, разработке и контролю за реализацией ресурсосберегающих мероприятий [40].

Оперативный учет и контроль технологических потерь осуществляют лаборатории НГДУ, которые передают данные о фактических технологических потерях в бухгалтерию.

Определенный интерес представляет методика расчета объема фактических технологических потерь. Несмотря на то, что данный процесс осуществляется не бухгалтерской службой, для понимания сущности технологических потерь нефти кратко рассмотрим порядок исчисления фактических технологических потерь по каждому их виду.

Больший удельный вес технологических потерь — это потери от испарения нефти. Рассмотрим порядок расчета фактических технологических потерь данного вида более подробно.

Определение потерь нефти от испарения возможно посредством прямых и косвенных методов.

При прямых методах непосредственно измеряют или рассчитывают объем (массу) паров углеводородов, вытесненных из емкости в процессе испарения нефти, например, из резервуара. Достоинством прямых методов является достаточно хорошая точность измерений в промышленных условиях, а недостатком — трудоемкость проведения измерений в промышленных условиях на действующих установках, аппаратах, в резервуарах.

Объем паровоздушной смеси, выходящей из резервуара, измеряется ротационным газовым счетчиком, а потери нефти при этом рассчитываются по формуле:

где П — потери нефти, кг;

V — объем паровоздушной смеси за измеряемый промежуток времени, м;

Пл — средняя плотность вытесняемых из резервуаров углеводородных паров, кг/м;

К — концентрация углеводородов в паровоздушной смеси (доли единицы), которая определяется газоанализатором или по анализу проб паровоздушной смеси на газовых хроматографах.

При этом методе выбранный в качестве объекта исследования резервуар должен быть тщательно проверен: неплотности, обнаруженные в кровле, должны быть устранены. Необходимо также проверить герметичность фланцевых соединений резервуарного оборудования (клапанов, пенокамер).

Косвенные методы определения потерь нефти от испарения — метод измерения концентрации углеводородных паров, вытесняемых из резервуара; метод определения потерь нефти от испарения по изменению углеводородного состава нефти; метод определения потерь нефти от испарения по измерению ее давления насыщенных паров.

Следующий вид технологических потерь нефти — потери от уноса со сточными водами (углеводородные компоненты нефти в растворенном состоянии или в виде эмульсии и пленки, увлекаемые вместе с водой при утилизации). Эти потери определяют посредством оценки удельного содержания нефти в воде, используя весовой, люминесценто-хроматографический и спектрофотометрический методы анализа.

Третий вид технологических потерь — потери от уноса капельной нефти потоком газа на сепарационных установках. Их объем определяется измерением концентрации нефти в выходном потоке газа весовым методом.

И, наконец, последний вид технологических потерь — потери нефти при утечках через уплотнения насосов и оборудования устья скважин — определяют, ввиду большого числа источников потерь при малых величинах потерь нефти из них, расчетноэкспериментальным методом. Все объекты, где возможны такие потери, объединяют по однотипным группам. Из числа источников потерь нефти по каждой группе выбираются объекты, наиболее полно представляющие данный класс. По величине средних потерь рассчитывают потери для всего класса или группы источников. При этом используют мерный цилиндр объема нефти, вытекающей через уплотнение в течение определенного промежутка времени.

Объем технологических потерь нефти фиксируется в акте, форма которого разрабатывается нефтегазодобывающей организацией самостоятельно.