III Ступень сепарации

Нефтяная эмульсия, отделившаяся на II ступени сепарации, поступает в сепараторы КС-1,2, где происходит ее окончательная дегазация. Давление на входе III ступени сепарации составляет 0,5 – 1,5 кгс/см². Температура нефтяной эмульсии 20-30 ⁰С. Нефтяной газ после третьей ступени сепарации направляется в газовый сепаратор ГС№4 (V=100м³) и далее, пройдя узел учета газа, утилизируется на факеле низкого давления (ФНД).

С помощью автоматических регулирующих клапанов КЖ-6 и КЖ-7 в сепараторах КС № 1,2 поддерживается рабочий уровень жидкости, составляющий 500-1200 мм. В случае выхода из строя клапанов уровень жидкости регулируется вручную, при помощи ЗКЛ 101Н, 108Н.

Дренаж сепараторов III ступени осуществляется в аварийные емкости АЕ № 1 – 10, с дальнейшей откачкой жидкости в линию приема нефти КС-1,2.

Защита сепараторов от чрезмерного повышения давления осуществляется с помощью предохранительных клапанов СППК. Снижение давления с сепараторов I, II ступеней и ГС №4 осуществляется путем сброса газа на факел высокого давления. Снижение давления с сепараторов КС №1,2 –сбросом газа на факел низкого давления. Сброс избыточного давления с ОГ-200 №1,2 – в аварийные емкости АЕ 1 – 10.

Резервуарная подготовка нефти

После III ступени сепарации через ЗКЛ 110Н, 554Н, 603Н нефть поступает в технологический резервуар РВС №1(V=3000м³) или через ЗКЛ 112Н, 460Н, 610Н в РВС №2 (V=2000м³). В технологическом резервуаре происходит отделение подтоварной воды и механических примесей.

Частично обезвоженная нефтяная эмульсия поступает в резервуар через щелевой распределитель, после чего жидкость получает вертикальное направление движения. При движении жидкости вверх (через слой подтоварной воды) происходит постепенное укрупнение капель воды, содержащейся в нефти, и их движение к нижней части резервуара за счет гравитационных сил. Таким образом, в нижней части РВС собирается пластовая вода, а в верхней части резервуара – нефть. Между слоем воды и нефти образуется слой водонефтяной эмульсии.

На устойчивость водонефтяной эмульсии большое влияние оказывают стабилизирующие вещества, называемые эмульгаторами или естественно поверхностно-активными веществами (ПАВ). К ним относятся смолы, парафины, глинистые вещества, другие механические примеси, поступающие со скважины. Как правило, все поступающие в нефть ПАВ (поверхностно-активные вещества) концентрируются в эмульсионном слое резервуара.

Устойчивость эмульсионного слоя зависит от температуры и концентрации деэмульгатора, а также от величины pH пластовой воды. Уровень слоя воды (водяная подушка) поддерживается 2 – 4м. от днища технологического резервуара.

Нефть из РВС №1,2 через заборный патрубок резервуара Н = 7,5м. и ЗКЛ 604(609), или через заборный патрубок резервуара Н = 3,5м. и ЗКЛ 605(608), самотеком поступает через ЗКЛ 506Н в РВС №5 (V=3000м³), через ЗКЛ 507Н в РВС №6 (V=3000м³), и через ЗКЛ 463Н, 404Н в насосную внутренней перекачки нефти (НВнутПН). В случае необходимости нефть перекачивается при помощи насосов Н1/1 (ЦНС 180/85), Н1/2 (ЦНС 180/85) и Н1/3 (ЦНС 60/198) на вход печи ПТБ-10 через ЗКЛ 402Н для обеспечения необходимых параметров расхода и давления нефти на ПТБ.

В случае, если прием товарной нефти от ООО «Газпромнефть-Восток» осуществлялся в технологический резервуар РВС №2 (V=2000м³), существует возможность подачи нефти в товарные резервуары через НВПН. Для этого нефть, через заборный патрубок резервуара Н = 7,5м. (3,5м., 0,5м.) и ЗКЛ 613Н, поступает на прием насосов НВПН и через ЗКЛ 462Н, 554Н, направляется в товарные резервуары РВС №5,6 или на вход ПТБ-10.

Нефть товарного качества из РВС №5,6 через ЗКЛ 520Н поступает в насосную внешней откачки нефти (НВнешОН). С помощью насосов Н2/1, 2/2 (ЦНС 300/480, 105/441) под давлением 10-48(44,1) кгс/см² нефть поступает в блок системы измерения количества и контроля качества нефти (СИКН) №575.

Дренаж товарных резервуаров осуществляется в аварийные емкости АЕ № 1 – 10 через задвижку № 526Д, 517Д, с дальнейшей откачкой жидкости в линию приема нефти КС-1,2. Для технологических резервуаров стационарной дренажной системы не предусмотрено.

В случае необходимости вывода из работы технологических резервуаров, нефть с III ступени сепарации направляется в товарные резервуары РВС №5,6 (через ЗКЛ 112Н, 460Н) и частично на насосные агрегаты НВПН (через ЗКЛ 467Н, 459Н, 403Н).

Учет товарной нефти

Нефть соответствующая ГОСТ 51858 из резервуарного парка направляется в насосную станцию внешней откачки по нефтепроводу Ду 500. Нефть от насосных агрегатов поступает в линию нагнетания, переходящую в трубопровод Ду 250 и через ЗКЛ № 568Н поступает на прием СИКН, где осуществляется ее учет, в соответствии с актуальной «Инструкцией по учету нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов АК «Транснефть».

Блок системы измерения количества и контроля качества нефти (СИКН) №575 предназначен для автоматического измерения, регистрации объема, массы брутто, температуры, давления, плотности, влагосодержания и вязкости товарной нефти. В состав СИКН-575 также входят устройства обработки, хранения, индикации и регистрации результатов измерений.

Товарная нефть из СИКН № 575 через ЗКЛ №569Н, №570Н, №572Н, №231/10/1, №231/10 поступает в магистральный нефтепровод «Игольско-таловое – Парабель»

Сдача нефти по резервной схеме учета осуществляется из товарных резервуаров, с помощью насосных агрегатов НВОН напрямую в магистральный нефтепровод через ЗКЛ 565Н, 566Н. Технологическая схема так же позволяет направлять нефть с выходного коллектора СИКН через электроприводные задвижки №577Н, 578Н, 521Н в резервуарный парк ДНВП «Лугинецкая» РНУ «Парабель»

Защита от чрезмерного повышения давления в СИКН осуществляется с помощью предохранительных клапанов СППК. Сброс избыточного давления предусмотрен в товарный резервуар РВС-3000 №5.

Дренаж оборудования насосной станции внешней перекачки осуществляется в емкость для сбора утечек сальниковых уплотнений насосных агрегатов, с дальнейшей откачкой жидкости в линию приема нефти НВОН. Дренаж оборудования с помещения СИКН и площадки регулятора давления осуществляется в емкость ЕП 12, с дальнейшей откачкой жидкости в линию приема нефти НПС «Лугинецкая».

Дренаж сепараторов III ступени осуществляется в аварийные емкости АЕ № 1 – 10, с дальнейшей откачкой жидкости в линию приема водонефтяной эмульсии отстойников нефти горизонтальных ОГ-200 №1 или ОГ-200 №2, либо в линию приема нефти КС-1,2.

Пункт отпуска товарной нефти

Отпуск нефти товарного качества на производственно-технологические нужды и сторонним организациям осуществляется в автоцистерны согласно утвержденной «Инструкции по эксплуатации пункта отпуска нефти (ПОН) ЦППН-3».

Нефть через ЗКЛ 405Н с выкидной линии НВПН проходит узел учета нефти, либо по байпасной линии через ЗКЛ 423Н, и поступает на пункт отпуска нефти. Учет отпускаемой нефти осуществляется с помощью турбинных расходомеров PTF-80.

Дренаж линий узла учета товарной нефти осуществляется в ЕП-2, с дальнейшей откачкой жидкости в линию приема нефти НВПН.

Очистные сооружения подтоварной воды и промливневых стоков

Подготовка подтоварной воды, отделившейся в горизонтальных отстойниках ОГ-200 №1.2 и технологических резервуарах РВС №1,2, а также воды с системы промливниевой канализации осуществляется в резервуаре очищенных стоков РВС№12 (V=2000м³).

Ввод жидкости в резервуар осуществляется через ЗКЛ 811В и лучевое устройство, представляющее собой коллектор с боковой перфорацией, который расположен на уровне 4,5 метра от днища резервуара. Окончательное отделение воды от глобул нефти и механических примесей происходит за счет гравитационных сил. Для нормальной работы резервуара необходимо поддерживать уровень подтоварной воды не менее 5 метров.

Подготовленная вода с заборного патрубка, расположенного на высоте 0,7м через ЗКЛ 812В, 813В поступает на прием насосов №3/1(К 200/150), №3/2 (НК 290/30) очищенных стоков или под давлением столба жидкости, через ЗКЛ 805В и далее через узел учета подтоварной воды на БКНС-22.

На поверхности подтоварной воды в РВС №12 постоянно находится нефтяной слой, который образуется за счет остаточного отделения глобул нефти от воды. Толщина этого слоя поддерживается в пределах от 0,2 до 0,5 метров. Присутствие данного слоя необходимо для более качественного отделения нефти от подтоварной воды. При необходимости сокращения толщины гидрофобного слоя в РВС №12 предусмотрено заборное устройство, расположенное на уровне 5 метров от днища резервуара. Нефтяная эмульсия через ЗКЛ 808В, 825В поступает в ЕП №19 (V=12.5м³), откуда через ЗКЛ 860Д, 866Д, 867Д откачивается в линию приема водонефтяной эмульсии от ЛГКС на УПН.

Узел подготовки и учета топливного

Часть газа, отделившаяся на первой ступени сепарации через ЗКЛ 219Г, 118Г направляется на узел подготовки топливного газа. Нефтяной газ поступает на прием в вертикальный газовый сепаратор (ВГС), где происходит дополнительная очистка газа от капельной жидкости. Подготовленный газ, через ЗКЛ 117Г (либо в обход ВГС по байпасу через ЗКЛ 116Г) по газопроводу Ду 150 проходит через узлы учета газа, либо, минуя их по байпасным линиям, направляется по трем направлениям:

• на котельную п. Лугинецкого;

• на печи ПТБ-10 №2(3);

• на дежурные горелки ФНД, ФВД.

Блок дозирования химреагента

Для исключения гидратообразования предусмотрена подача метанола в газовые трубопроводы. Ввод осуществляется по закрытой системе стационарными дозировочными насосами типа НД-10/100 из блока дозирования реагентов «Озна-дозатор» типа БДР-25-1 №1. Расход метанола составляет  0,2л на 1000м³ газа.

С помощью блока БДР-25-1 №1 осуществляется подача метанола в газопроводы на узле подготовки топливного газа: 151М (в линию подачи газа на розжиг); 146М (в линию подачи газа на ПТБ-10); 141М (в линию подачи газа на котельную п.Лугинецкий);

Факельное хозяйство

При остановке ЛГКС попутный нефтяной газ с I и II ступеней сепарации утилизируется на факельной установке высокого давления (ФВД) №1,2). Перевод потока газа с I (через ЗКЛ 711Г, КГ16, 713Г) и II (через ЗКЛ 715Г, 714Г) ступеней сепарации на факела осуществляется на узле переключения газа в ручном и автоматическом режиме.

На трубопроводе транспортировки газа на ФВД №1 установлен поворотный дисковый затвор КГ16 с электроприводом «ГУСАР». В случае аварийной остановки ЛГКС происходит автоматическое открытие КГ-16, попутный нефтяной газ утилизируется на ФВД-1.

Перевод газового потока с ФВД №1 на ФВД №2 осуществляется с помощью ЗКЛ 712Г.

Топливный газ к газовым горелкам розжига ФВД поступает от узла подготовки топливного газа по трубопроводу Ду 50. Минимальное количество продувочного газа рассчитано на скорость продувки  0,05 м/с.

Газ, отделившийся на третьей ступени сепарации, проходит УУГ, а в случае снятия/установки счетчика (через ЗКЛ 226Г) по байпасной линии, и далее через ЗКЛ 221Г, 651Г поступает на прием в горизонтальный сепаратор «сухого» типа ФС для его осушки.

Дренаж газового конденсата из ФС осуществляется в подземную дренажную емкость ЕП №4 (V=12.5м³). Опорожнение ЕП №4 осуществляется погружным насосным агрегатом НВ 50/50 с дальнейшей откачкой в трубопровод приема водонефтяной эмульсии от ЛГКС, либо откачкой газового конденсата в автоцистерну с помощью вакуумного агрегата. Учет количества газа, сжигаемого на факеле низкого давления (ФНД), осуществляется на узле учета газа.

Пункт приема нефтесодержащей жидкости

Пункт приема НСЖ предназначен для приема нефтесодержащей жидкости, собранной в местах аварийных розливов нефти, а также жидкости полученной при опорожнении трубопроводов и оборудования, не имеющих закрытой дренажной системы.

Нефтесодержащая жидкость проходя через фильтр, поступает в подземную емкость ЕП №7 (V=12,5м³), откуда откачивается в линию приема нефти КС-1,2. насосным агрегатом НВ 50/50

Воздушная компрессорная

Воздушная компрессорная является объектом вспомогательного технологического назначения УПН.

Воздушная компрессорная предназначена:

• для подачи сжатого воздуха в ГРП печи ПТБ-10 №2,3.

• для подачи очищенного воздуха в мембранную воздухо­разделительную установку АПТ-М8 с целью получения азота концентрацией не ниже 95% об.

Атмосферный воздух через всасывающие головки с установленными на них фильтрами поступает в поршневые компрессоры К-1, К-2, К-3 (два рабочих, один резервный). Для разгрузки электродвигателя при запуске компрессора на нагнетательных линиях предусмотрены ответвления для сброса воздуха в атмосферу.

Сжатый воздух выходящий из компрессоров под давлением Р = 6 кгс/см², имеет температуру  90^˚ С. Для охлаждения до температуры  25^˚С по общему коллектору Ду 45 воздух подается в теплообменник-охладитель. Охлаждение осуществляется водой из сетей водоснабжения при давлении Рраб.  1,8 кгс/см². Нагретая вода, через гидрозатвор с разрывом струи, отводится из теплообменника в дренажный коллектор Ду50.

Воздух после теплообменника-охладителя поступает в фильтр сетчатый ФС-10. Фильтр предназначен для выделения капельной влаги и масла из воздуха. ФС-10 обеспечивает отделение водомасляной эмульсии со степенью очистки 0,96 – 0,98 во всем диапазоне скоростей потока воздуха. Конденсат, выделившийся из воздуха, удаляется через конденсатосборник.

После фильтра ФС-10 воздух поступает для дальнейшей очистки в систему фильтров МФ-1, БФ-1 (МФ-2, БФ-2) и далее направляется в осушитель воздуха механический (ОВМ). Последовательные ступени очистки обеспечивают степень фильтрации по ГОСТ 1743-80 не менее 1 класса. Степень очистки от капельной и аэрозольной влаги– 99%.

Сжатый воздух проходит через осушитель воздуха безнагревный (ОВБ), предназначенный для осушки и очистки от пыли и масляных паров.ОВБ состоит из последовательно соединенных аппаратов: воздухосборника и двух адсорберов.

Воздухосборник служит для аккумулирования запасов воздуха. В нижней части воздухосборника имеется устройство для дренажа. Два попеременно работающих адсорбера объединены между собой трубопроводами с подключающейся арматурой. Переключение осуществляется автоматически. В качестве адсорбера используется силикагель или цеолит. Адсорбер работает циклично. Продолжительность цикла – 20 мин. В течение полуцикла в одном из адсорберов воздух, проходя через слой адсорбента снизу вверх, осушается. В течение второй половины цикла адсорбент регенерируется. Регенерация осуществляется осушенным воздухом, часть которого подается в адсорбер противотоком. Воздух после регенерации по трубопроводу сбрасывается в атмосферу.

Осушенный воздух выводится из верхней части аппарата, проходит окончательную доочистку в фильтрах QF, PF, HF. Очищенный воздух поступает на прием в ресиверы (V = 4м³)(2 шт.), либо по байпасной линии, напрямую через насосную пожаротушения в мембранную воздухо­разделительную установку АПТ-М8 с целью получения азота концентрацией не ниже 95% об.

Управление технологичеким процессом УПН « Лугинецкая»

Управление работой технологического оборудования УПН «Лугинецкая» производится с панелей оператора, входящих в систему АСУ ТП, установленных в операторной УПН и операторной СИКН. Система АСУ ТП обеспечивает работу УПН в следующих режимах: автоматическом, дистанционном и ручном. Автоматизация предполагает присутствие дежурного персонала.

• Система АСУ ТП УПН «Лугинецкая» предусматривает:

• автоматический контроль за техническим состоянием насосных агрегатов;

• автоматическое регулирование уровней «нефть-газ»;

• автоматическое регулирование межфазных уровней «нефть-вода»;

• измерение уровней нефти в резервуарном парке;

• измерение объема нефти, подтоварной воды, газа;

• блокировка работы насосных агрегатов при отклонении от регламентных норм;

• оповещение персонала в виде световых и звуковых сигналов при отклонении от норм технологического регламента.

• Основными функциями системы АСУ ТП УПН «Лугинецкая» являются:

• управление насосными агрегатами;

• управление электроприводными задвижками, клапанами;

• измерение и контроль технологических параметров тех. процесса;

• регистрация параметров тех. процесса;

• архивация аварийных сообщений и отклонений от регламентных норм;

• визуализация технологического процесса в виде мнемосхем.

• Система АСУ ТП УПН «Лугинецкая» состоит из следующих подсистем:

• подсистема насосной внешней перекачки;

• подсистема насосной внутренней перекачки;

• подсистема сепарации;

• подсистема резервуаров;

• подсистема отстойников;

• подсистема азототушения;

• подсистема очистных сооружений и промливневых стоков;

• подсистема учета газа;

• подсистема аварийных емкостей;

• подсистема факельного хозяйства (ФНД и ФВД);

• подсистема пожаротушения;

• подсистема воздушной компрессорной.

Подсистема насосной внешней перекачки обеспечивает:

• измерение и контроль давления в выкидном трубопроводе;

• измерение, контроль и защита параметров насосных агрегатов (температура, давление, перепад давления);

• регулирование количества перекачиваемой жидкости с помощью частотного

преобразователя «ТРИОЛ»;

• управление электроприводными задвижками;

• управление насосными агрегатами;

• запрет пуска насосных агрегатов при неустановленном защитном кожухе

соединительной муфты;

• контроль загазованности в помещении насосной внешней перекачки;

• звуковая и световая сигнализация по загазованности помещения насосной.

Подсистема внутренней перекачки обеспечивает:

• измерение и контроль давления в выкидном и входящем трубопроводах;

• измерение, контроль и защита параметров насосных агрегатов (температура, давление, перепад давления);

• управление насосными агрегатами;

• защита насосных агрегатов по температуре и давлению;

• запрет пуска насосных агрегатов при неустановленном защитном кожухе

соединительной муфты;

• контроль загазованности в помещении насосной внутренней перекачки;

• звуковая и световая сигнализация по загазованности помещения насосной.

Подсистема сепарации обеспечивает:

• измерение и контроль давления в сепараторах 1, 2, 3 ступени сепарации;

• измерение и контроль уровня в сепараторах 1, 2, 3 ступени сепарации;

• регулирование уровней в сепараторах 1, 2, 3 ступени сепарации;

• контроль появления уровня жидкости в ГС;

• аварийную сигнализацию при отклонениях рабочего давления в системе сепараторов

в большую или меньшую сторону от установленных норм технологического регламента;

• управление электроприводными задвижками;

• контроль загазованности на площадке сепарации;

• звуковая и световая сигнализация по загазованности на площадке сепарации.

Подсистема резервуаров обеспечивает:

• измерение и контроль уровней в резервуарах;

• измерение и контроль межфазного уровня в резервуарах;

• контроль загазованности на площадке резервуарного парка;

• звуковая и световая сигнализация по загазованности в резервуарном парке.

Подсистема отстойников обеспечивает:

• измерение и контроль межфазного уровня в отстойниках;

• управление регулирующими клапанами;

• измерение и контроль давления и температуры.

Подсистема азототушения обеспечивает:

• измерение и контроль параметров печей;

• управление электроприводными задвижками;

• тушение печей азотом при возникновении сигнала о пожаре печи в дистанционном режиме.

Подсистема очистных сооружений подтоварной воды и промливневых стоков обеспечивает:

• измерение и контроль уровня в резервуаре воды;

• защита насосов подачи подтоварной воды по давлению;

Подсистема учета газа обеспечивает:

• измерение и контроль давления газа по ступеням и линиям;

• измерение и контроль температуры газа по ступеням и линиям;

• измерение количества газа по ступеням и линиям;

• управление электроприводными задвижками на узле переключения газа;

• контроль загазованности на узле учета газа.

Подсистема подземных и аварийных емкостей обеспечивает:

• контроль уровня в емкостях;

• управление насосными агрегатами;

• контроль загазованности на площадке аварийных емкостей;

• звуковая и световая сигнализация по загазованности на площадке аварийных емкостей.

Подсистема факельного хозяйства (ФНД и ФВД) обеспечивает:

• управление и контроль над розжигом факелов.

Подсистема пожаротушения УПН «Лугинецкая» обеспечивает:

• контроль объектов по сигналу пожар;

• звуковая и световая сигнализация по сигналу пожар;

• контроль уровня в резервуарах для хранения пресной воды;

• контроль уровня пенораствора в резервуаре для хранения пенообразователя;

• управление запуском насосов подачи воды;

• контроль давления в контуре подачи воды;

• управление запуском насосов подачи пенораствора;

• контроль давления в контуре подачи пенораствора;

• контроль прохождения пенораствора к камерам задвижек;

• управление задвижками подачи пенораствора и воды к технологическим объектам;

Подсистема печей ПТБ-10 обеспечивает:

• защиту печи от аварийных ситуаций;

• звуковую и световую сигнализацию аварийных и предаварийных ситуаций.

Системой автоматизации печи предусмотрена автоматическая защита (прекращения

подачи газа к горелкам) в следующих случаях:

• повышение температуры нефти выше допустимого значения;

• повышение температуры уходящих дымовых газов выше допустимого значения;

• отклонение давления топливного газа за установленные пределы;

• понижение давления воздуха, подаваемого к камерам сгорания;

• повышение давления жидкости в змеевике печи;

• снижение давления нефти перед печью ниже допустимого предела;

• погасание пламени любой из четырех горелок печи;

• снижение количества нефти проходящей через печь ниже установленного предела;

• загазованность помещения ГРП выше допустимого предела;

• отключение дутьевого вентилятора;

• исчезновение напряжения в цепях управления автоматикой безопасности.

Подсистема воздушной компрессорной обеспечивает:

• контроль и измерение давления в трубопроводе подачи воздуха;

• контроль и измерение давления на выходе компрессоров;

• контроль и измерение температуры воздуха на выходе компрессоров;

• управление запуском компрессоров;

• контроль состояния фильтров;

• измерение давления в ресиверах.

Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и готовой продукции [2]

Таблица 1

	№		Наименование сырья, мавтераиалов, реагентов изготовляемой продукции		Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта компании		Показатели качества, обязательные для проверки		Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП, ТУ
		1	Газожидкостная смесь (нефть, пластовая вода, попутный газ)		ГОСТ 1 1851-85		Свойства нефти: 1. плотность, при 20^ОС, кг/м^3 2. вязкость, при 20^ОС, Па∙с 3. содержание, % масс парафина общей серы смол асфальтенов		800-820 2,5 2,88 0,38 4,07 0,72
							Свойства газа: 1. плотность, кг/м^З 2. Молекуляр-ная масса		0,795 20,17
							Свойства пластовой воды: 1. плотность, кг/м^З 2. рН		1000-1005 6,6-7,0
							газовый фактор м^3/тн		2400
2				Топливный нефтяной газ				Свойства газа: 1. плотность, кг/м^З 2. теплотворная способность, кДж/м^3 3. содержание сероводорода, мг/дм^3		0,786 38966 Менее 0,0001
3				Товарная нефть		ГОСТ Р51858-2002		Свойства нефти: 1. Массовая доля серы, % 2. Плотность нефти при стандартной температуре, кг/м3 3.Температура нефти, ^0С 4.Массовая доля воды,% 5.Концентрация хлористых солей, мг/дм3 6.Давление насыщенных паров, мм. рт. ст 7.Массовая доля мех. примесей,% 8.Выход фракции до значения температуры 200 ^0С,% 300 ^0С,% 9. Массовая доля сероводорода, млн^-1 10. Массовая доля метил- и этилмеркаптанов, в сумме, млн^-1		0,30-0,59 20 ^0С: 810,5- 825,1 15 ^0С: 814,3-828,9 22,9-30 0,03-0,45 2,2-120,29 69,5 0,0020-0,0080 36-57 58-75 Менее 2 Менее 2
4				Подтоварная вода		МВИ № 02 – 24/Х1 – МИ – 7-2012		«Массовая концентрация нефти, мг/дм3»		«не более 50 мг/дм3»

Анализы потоков осуществлялись в химико-аналитической лаборатории № 3 Лугинецкого месторождения.

В данной лаборатории проводились испытания по исследованию нефти (определение парафина, хлористых солей, паров, вязкости, содержания воды, хлорорганических соединений, сероводорода, метил- и этилмеркаптпнов, механических примесей, серы, фракционного состава, плотности) и по исследованию пластовой воды (измерение массовой концентрации хлорид-ионов, карбонат-ионов, сульфат-ионов, кальция, магния, общей жесткости, водородного показателя, содержания механических примесей, объемной доли воды, массовой концентрации взвешанных частиц, массовой концентрации нефти).