Колыванского месторождения

80

территориального органа Госстандарта РФ. Не допускается отпуск нефти в автоцистерны по паспорту завода – изготовителя. Наливной рукав опускается в автоцистерну не выше 100 мм до днища. Включение насосного агрегата производится из помещения операторной кнопкой «Пуск», выключение – кнопкой «Стоп» на эстакаде при достижении уровня нефти контрольной риски на планке в горловине автоцистерны.

Контроль качества товарной нефти проводится в лаборатории НБПО по пробам, отбираемым через каждые 2 часа по ГОСТ 2517-85, ручными пробоотборниками на узле учета нефти № 234. Показатели качества нефти используются для составления суточного «Паспорта качества нефти». Массовая доля балласта (т) из суточного «Паспорта качества нефти» используется для внесения в Акт приема-сдачи нефти с пункта отпуска.

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

Выводы

Консорциум « Н е д р а »

81

Обрабатываемые нефти парафинистые. В нефти присутствуют мехпримеси, кристаллы тугоплавких парафинов, а также солей, в том числе образованных в результате ингибирования труб аммиачной водой. Минерализация пластовых вод колеблется в диапазоне 180000 - 220000 мг/л, среднемесячная кислотность (рН) пластовых вод колеблется в пределах 5,5 - 6,2. В эмульсии поступающей на НСП содержатся реагенты (деэмульгаторы, ингибиторы и т.д.), поданные ранее на промыслах. Содержание мехпримесей в исходной эмульсии колеблется от 0,1 до 0,3 %.

Готовой продукцией ТХОУ является сырая подготовленная и обезвоженная до 7% нефть, используемая в качестве сырья на УКПН-1, УКПН-2 для глубокого обезвоживания, обессоливания и стабилизации.

На термохимобессоливающей установке для улучшения процесса разрушения эмульсий применяются реагенты – деэмульгаторы Реапон-4В, Диссолван-4490, Диссолван4411.

7. Описание подготовки нефти до товарных кондиций на установках подготовки нефти №1,2

Общая характеристика объекта

Установки подготовки нефти № 1 и № 2 (УПН №1, УПН №2) предназначены для обезвоживания, обессоливания и стабилизации девонских и угленосных нефтей, поступающих со следующих месторождений [10]:

-угленосная нефть Кулешовского месторождения;

-угленосная нефть Лебяжинско-Бариновского месторождения в смеси с нефтью с Горбатовской группы месторождений;

-угленосная нефть Южной группы месторождений.

Консорциум « Н е д р а »

82

Установки № 1 и № 2 входят в состав ЦПНГ-5.

ЦПНГ-5 находится на территории Нефтегорского нефтегазоносного района Самарской области вблизи г.

Нефтегорска.

Проектная производительность установки 12 млн. тонн нефти в год.

За время эксплуатации установки существенной реконструкции не подвергались. Состав сооружений объекта:

В состав сооружений объектов входят:

-установка подготовки нефти № 1;

-установка подготовки нефти № 2.

-В состав установок подготовки нефти в свою очередь входят:

-теплообменники подогрева сырой нефти;

-электродегидраторы (работают как отстойники);

-отстойники;

-промежуточные (буферные) емкости для нефти;

-теплообменники стабильной нефти;

-колонна стабилизации нефти;

-печи подогрева нефти;

Консорциум « Н е д р а »

83

-насосы сырой нефти;

-насосы обессоленной нефти;

-насосы откачки стабильной нефти;

-насосы циркуляции стабильной нефти;

-насосы (орошения) для поддержания температуры верха колонны;

-насосы циркуляции щелочи;

-насосы подачи воды, реагента в процесс.

Также в состав установок входят емкости свежей воды, аварийная; бензосепараторы, холодильники – конденсаторы.

Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции

Характеристика исходного сырья

Сырьем для УПН № 1, УПН № 2 является нефть, добываемая с девонских и угленосных пластов Кулешовского, Лебяжинско-Бариновской, Горбатовской и Южной группы месторождений.

Характеристики нефти, попутного нефтяного газа и пластовой воды приведены в табл. 7.1 (показатели усредненные).

Таблица 7.1

Характеристики нефти, попутного нефтяного газа и пластовой воды

Консорциум « Н е д р а »

84

Консорциум « Н е д р а »

85

Характеристика готовой продукции

Готовой продукцией является нефть I-ой группы качества, согласно ГОСТ Р51858-2002 и этановая фракция,

согласно ТУ 38.101524-83

Консорциум « Н е д р а »

86

Характеристика изготовляемой продукции представлена в табл. 7.2 и 7.3.

Таблица 7.2

Характеристика подготовленной нефти по ГОСТ Р 51858-2002

Таблица 7.3

Характеристика этановой фракции по ТУ 38.101524-83

Консорциум « Н е д р а »