Красноармейского месторождения

77

Операции по отпуску и учету нефти производит товарный оператор, обученный и прошедший проверку знаний всех нормативных документов, применяемых при отпуске нефти, назначенный приказом по предприятию.

Пункт отпуска нефти расположен на территории ТХОУ НСП ЦПНГ-5 ЮГМ ОАО «Самаранефтегаз» на площадке твердого горизонтального покрытия, имеет эстакаду и насос для налива нефти в автоцистерны.

Товарная нефть, подготовленная до требований ГОСТ Р 51858-2002, распределяется по товарным резервуарам и поступает на прием насосной внешнего транспорта, откуда по трубопроводу Ø 150 мм и длиной 100 м на прием насоса н/н К-100-80.

Через насосный агрегат К-100-80-200 нефть подается на наливную эстакаду в калиброванные автоцистерны до уровня контрольной риски на планке в горловине цистерны. Контроль уровня визуальный, с площадки автоцистерны.

На пунктах отпуска нефти, данные о количестве ежесуточного отпуска нефти сторонним организациям, заносят в

«Журнал отпуска нефти сторонним организациям», а на собственные нужды для ЮГМ в «Журнал отпуска нефти на собственные нужды».

Во время заполнения автоцистерны до паспортной вместимости оператор пункта отпуска снимает показания температуры по термометру (термометр жидкостный стеклянный типа А по ГОСТ 28498 или термометр стеклянный для испытания нефтепродуктов типа ТИН-5 по ГОСТ 400, цена деления 0,1 °С), погруженном в пробоотборник с нефтью отобранной из цистерны на высоте 0,33 диаметра от днища с выдержкой не менее 3 мин. Приведение известной плотности нефтепродукта при 20 °С к температуре заполнения цистерны производят по таблицам ГОСТ 3900-85 или МИ

2153-2001. Для того, чтобы определить плотность нефтепродукта при заданной температуре, необходимо по таблице в горизонтальной графе «Плотность по шкале ареометра, г/см3» найти величину плотности нефтепродукта при 20 °С,

Консорциум « Н е д р а »

78

затем в графе «Температура испытания, °С» найти значение температуры, определенной при наливе, на пересечении найти значение плотности нефти при искомой температуре.

Выводы и рекомендации

В соответствии с табл. 8.2 (характеристика готовой продукции) обводненность на выходе с ТХОУ составляет 7%,

содержание сульфида железа в нефти составляет до 50г/м3.

Мелкодисперстая взвесь сульфида железа стабилизирует эмульсию и имеет тенденцию скапливаться в отстойной аппаратуре в виде переходных слоев на границе раздела нефть-вода, в результате чего часть сульфида железа после отделения водяной фазы переходит в нефть, что вызывает ухудшение качества подготовки нефти или ведет к дополнительным затратам на ее очистку.

Вследствие чего, рекомендуется в качестве вспомогательного материала использовать ингибитор солеотложений СНПХ-5313, предназначенный для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от отложений сульфида железа и карбоната кальция в условиях высокой минерализации промысловых вод.

Ингибитор СНПХ-5313 не имеет аналогов в отечественной и зарубежной нефтепромысловой практике.

Эффективность предотвращения от FeS составляет не менее 80%.

Консорциум « Н е д р а »