Облік видобування та використання нафти, газу і конденсату

10.1 Облік видобування нафти, газу і конденсату на нафтогазопромислах повинен здійснюватися у відповідності з чинними нормативними документами (інструкціями, методиками).

10.2 Оперативний облік видобутої нафти із свердловин здійснюється на основі даних заміру дебіту рідини свердловини індивідуальними дебітомірами або на групових замірних установках (ГЗУ) з допомогою витратомірів і інших замірних пристроїв з урахуванням відпрацьованого свердловинами часу і процентного вмісту води.

10.3 Оперативний облік вільного газу, конденсату, води, видобутих із свердловин, здійснюється на основі замірів дебітів газу, конденсату, води по кожній свердловині на групових або централізованих пунктах збору продукції.

10.4 Об’єм видобутих нафти, газу і конденсату бригадою з видобування нафти і газу визначається як сума видобутих нафти, газу і конденсату із працюючих свердловин, які обслуговує бригада, та на підставі даних заміру бригадних вузлів обліку.

10.5 Облік видобутих нафти, газу, конденсату бригадами і цехами (промислами) з видобування нафти і газу, здійснюється за показниками приладів бригадних і промислових вузлів обліку.

10.6 Замір дебіту газу на високодебітних газових і газоконденсатних свердловинах з нестабільним режимом роботи повинен обов’язково здійснюватися безперервно індивідуальним самозаписуючим приладом, контроль кількості конденсату і води має здійснюватися лічильником конденсату за відпрацьовані цикли або іншими приладами, які сигналізують про зміну кількості рідини.

10.7 Облік нафти, газу, контроль за кількістю конденсату і води по кожній свердловині групового пункту повинен супроводжуватися відповідним записом у вахтовому журналі. Періодичність і тривалість замірів встановлюється в технологічних проектних документах в залежності від режиму роботи свердловин і покладів.

10.8 Супутній нафтовий газ, вилучений із надр і відділений від нафти, підлягає збору, обліку і раціональному використанню в народному господарстві.

10.9 Оперативний облік видобутку супутнього нафтового газу здійснюється на основі обліку видобутої нафти і суми замірів газу на газових лініях всіх ступенів сепарації з урахуванням об’єму газу, який залишається в нафті після останнього ступеню сепарації. Заміри газових факторів свердловин здійснюється за графіком, складеним у відповідності з комплексом промислових гідрогазодинамічних досліджень і затвердженим головним технологом з розробки родовищ (геологом) і головним інженером нафтогазовидобувного підприємства.

10.10 При вмісті в нафтовому (розчиненому) і вільному газі цінних супутніх компонентів (етану, пропану, бутану, сірководню, гелію), запаси яких затверджені в ДКЗ України, їх видобування і використання обліковується за компонентами у відповідності з чинними інструкціями.

10.11 Пластові води, видобуті супутньо з вуглеводнями, обліковуються і повертаються в підземні горизонти у відповідності з технологічними проектами, погодженими з органами виконавчої влади з питань екології, природних ресурсів, охорони здоров’я. Проектними рішеннями можуть бути передбачені інші способи утилізації пластових вод.

10.12 Нагляд за обліком видобування нафти, газу і конденсату на нафтогазопромислах здійснюється органами виконавчої влади, до компетенції яких віднесені питання нагляду за охороною праці.

Дата добавления: 2015-05-10