В настоящее время фирма “БИНГ” выполняет следующие виды работ:

(скачать список одним файлом в формате PDF – 587 кб)

Разработка нормативов потерь нефти, определение фактических технологических потерь нефти, попутного и природного газа, газового конденсата при добыче, подготовке и межпромысловой транспортировке, подготовка материалов для представления нормативов потерь на утверждение в государственные органы

Под технологическими потерями понимаются безвозвратные потери нефти (уменьшение её массы) и газа (уменьшение его объема), зависящие от исходных физико-химических свойств пластовых флюидов и степени совершенства используемых технологических процессов, технических средств и ресурсосберегающих мероприятий при сборе, подготовке и транспортировании нефти и газа.
Потери, вызванные нарушением правил технической эксплуатации аппаратов, установок и оборудования, режимов технологических процессов, авариями технических сооружений, а также ремонтно-восстановительными работами, к технологическим потерям не относятся.
Необходимость контроля величины фактических технологических потерь нефти и газа регламентируют законы, инструкции и распоряжения Правительства и ведомственных органов:

- Закон “О недрах”;
- Постановление Правительства №921 от 29.12.2001 г., №76 от 05.02.2007 г;
- Налоговый кодекс РФ, часть 2 от 5 августа 2000 года №117 Ф3, глава 26 «Налог на добычу полезных ископаемых»,
ст. 342 «Налоговая ставка»;
- «Положение о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору России» (утверждено постановлением Правительства РФ №401 от 30.07.2004 года);
- Указания Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (приказ №63 от 13.02.2007 г., письмо №13-03-09/329 от 19.02.2007);
- Правила охраны недр (ПБ 07-601-03, утверждены постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06.06.2003г., зарегистрировано в Министерстве юстиции РФ 18 июня 2003 года N4718).

В соответствии с требованиями перечисленных документов работа выполняется ежегодно.
Разработка нормативов технологических потерь производится на базе исследований по определению фактических технологических потерь с проведением полного комплекса промысловых и лабораторных исследований, динамики развития месторождений по уровню добычи, планируемых изменений системы сбора и подготовки нефти и газа, промыслового обустройства и планируемых мероприятий по ресурсосбережению.
Нормативы потерь предназначены как для включения в состав планов горных работ (потери от устья скважин до узла коммерческого учета), так и для обоснования нулевой ставки НДПИ (потери от устья скважин до момента обретения сырьём качества товарной нефти по ГОСТ Р 51858-2002).
Для направления в Минэнерго РФ нами оформляется обоснование нормативов технологических потерь, в соответствии с требованиями Департамента нефтегазового комплекса, для представления в Управление государственного горного и металлургического надзора оформляется отдельный отчет, соответствующий требованиям нормативных документов Ростехнадзора.

Измерение газовых факторов по площадкам сепарации с целью определения количества попутного газа, извлекаемого на месторождениях

Необходимость проведения работ по определению газовых факторов по месторождениям нефтедобывающих компаний продиктована возрастающим вниманием к проблемам экологического контроля над выбросами в атмосферу, необходимостью контроля над разработкой месторождений, своевременному обнаружению и исключению нежелательных явлений, как то прорыв газа газовых шапок, внутрипластовое разгазирование и тому подобных, повышению уровня использования газа, изложенных в “Перечне поручений Президента Российской Федерации” по результатам совещания по экономическим вопросам 6 августа 2007 г. (N Пр-1461).
Основным методом при определении газовых факторов является метод с применением напорных трубок Пито, регламентируемый ГОСТ 8.361-79 «Расход жидкости и газа. Методика выполнения измерений по скорости в одной точке сечения трубы».
Расход газа определяется из следующих параметров: избыточного давления в трубе, температуры газа, внутреннего диаметра трубопровода, плотности и линейной скорости. Давление, температура и диаметр определяются прямым замером, плотность определяется по результатам хроматографического анализа пробы газа в точке замера, и, в конечном итоге, задача сводится к замеру линейной скорости потока газа в трубопроводе.
Определение газовых факторов всей системы сепарации производится путём суммирования величин газовых факторов отдельных ступеней сепарации с добавлением остаточного газа, содержащегося в жидкости, прошедшей площадку.
Измерения проводятся с помощью трубок Пито, которые изготовлены в соответствии с сертификатом Госстандарта России RU.C.29.010AN9819. Измерительные средства проходят ежегодную поверку.
Вторичные приборы имеют аттестаты в Тюменском центре стандартизации и метрологии. Класс точности применяемых приборов не ниже 1,0.
Наши методы позволяют измерить количество газа в том числе в факельных линиях низкого давления, где невозможно применение стационарных датчиков измерения вследствие невысоких линейных скоростей.
Методика проведения замера расхода газа имеет согласование с УТО Госгортехнадзора России.
В ходе работы отбираются пробы газа в специальные контейнеры герметичным способом под давлением, либо через гидрозатвор.
В лабораторных условиях выполняются подробные анализы компонентного состава и физико-химических свойств газа, такие как процентное содержание ценных сырьевых компонентов, плотность, теплоемкость, удельная теплота сгорания, необходимые для оценки потребительских свойств газа для последующего выбора вариантов его переработки или иного использования.
Хроматографический анализ компонентного состава нефти, конденсата и газа проводится на приборах Hewlett-Packard 5890 и Varian CP 3800. Возможно определение содержания сероводорода, метилмеркаптана.
Возможно определение остаточного газосодержания нефти после площадки сепарации.
Более подробное описание можно скачать (PDF, 650 кб)

Разработка нормативов расхода нефти, газа и конденсата на собственные производственно-технологические нужды предприятия

При разработке и эксплуатации месторождений нефтегазодобывающих предприятий часть нефти, попутного и природного газа, газового конденсата используется на собственные производственно-технологические нужды при проведении капитальных и подземных ремонтов скважин, выполнении технологических операций по интенсификации добычи нефти, в качестве топлива, при бурении нефтяных скважин, сборе и подготовке углеводородного сырья, для производства тепловой энергии, выработки электроэнергии электростанциями для собственных нужд и т.д.
В связи с аудиторскими проверками нефтедобывающих предприятий по вопросам рационального использования топливно-энергетических ресурсов (энергоаудит), нами разрабатываются и утверждаются в установленном порядке для добывающих предприятий нормативы расхода углеводородного сырья на собственные нужды.
Расход (потери) углеводородного сырья на проведение какой-либо операции – это количество углеводородного сырья, которое теряется (испаряется, остается в пласте, сжигается и т.д.) при проведении технологической операции, т.е. не возвращается обратно в систему сбора и подготовки.
Нормативы расхода углеводородного сырья на собственные производственно- технологические нужды необходимы для обоснованного списания балансовых запасов нефти, газа, конденсата, составления материальных балансов по предприятию, разработки мероприятий по сокращению потерь нефти и конденсата, повышению уровня использования попутного газа.
Расходы нефти, газа, конденсата на собственные нужды должны ежегодно включаться в «План горных работ» и «Отчет об исполнении плана горных работ», которые согласовываются с органами Ростехнадзора. Соответственно, данная работа выполняется ежегодно.
Расчет нормативов использования и расхода углеводородного сырья на собственные производственно- технологические нужды выполняется отчетно-статистическим и расчетно-аналитическим методом. Для расчетов используется банк исходных данных, предоставленных предприятием Заказчика.
При разработке нормативов использования и расхода нефти, газа и газового конденсата на собственные производственно-технологические нужды учитываются специфические условия, присущие конкретному нефтегазодобывающему предприятию.
Разработка нормативов выполняется нами на основании действующих руководящих документов, которые входят в состав «Сборника руководящих документов по методике определения норм использования нефти на собственные технологические нужды нефтегазодобывающих организаций», введенного в действие Приказом Министерства энергетики Российской Федерации № 26 от 1 февраля 2002 года, РД 153-39.0-111-2001 «Методика определения нормативной потребности и норм расхода природного газа на собственные технологические нужды газодобывающих предприятий».

Измерение газового фактора добывающих скважин по устьевым пробам, определение компонентного состава и физико-химических характеристик пластового флюида

Для целей проектирования разработки и обустройства месторождений, подсчета и списания запасов необходимо систематически определять газовый фактор, как на площадках сепарации, так и по отдельным скважинам.
Метод отбора глубинных проб связан с известными трудностями. Применимость его ограничена фонтанным способом эксплуатации скважин с обводненностью не более 30-50% и предусматривает отсутствие разгазирования нефти в пласте. Исследование механизированных скважин данным способом настолько трудоемко, что на практике, как правило, не используется. Отбору глубинных проб должен предшествовать промер давлений в скважине на разных глубинах для определения возможности отбора и уточнения глубины отбора пробы.
Нами отработан и широко используется способ определения газового фактора на скважине по устьевым пробам, который соответствует требованиям ОСТ 153-39.2-048-2003 «Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей».
Способ предусматривает использование переносного сепаратора, в который отбирается часть потока газожидкостной смеси с последующей дегазацией нефти и измерением объемного соотношения газовой и жидкой фаз. В процессе измерений отбираются пробы газа и жидкости для определения их физико-химических свойств и хроматографического анализа с последующей рекомбинацией состава и свойств исходного пластового флюида.
Метод позволяет отказаться от отбора глубинных проб, существенно сократить время и уменьшить финансовые затраты на проведение исследований, а также оценить газовый фактор с учетом прорыва газа газовой шапки.
Метод обеспечивает отбор представительной пробы из основного потока на устье скважины. Отобранная проба попадает в сепаратор, газ из сепаратора идет на газовый счетчик. Замеряется объем жидкости в сепараторе.
Способ отбора реализуется устройством, обеспечивающим гомогенную структуру потока продукции скважины.
Определение газового фактора указанным способом возможно при любом способе эксплуатации скважин с обводненностью до 95%. Данный способ не требует проведения на месте исследования предварительных работ и специального оборудования. Пробоотборное устройство подсоединяется с помощью фланца к лубрикаторной задвижке или заворачивается вместо штуцерного стакана в зависимости от комплектации скважины типом штуцирующего устройства.
Рекомбинация пластовой нефти проводится в PVT установке.
Комплексное исследование термодинамических свойств пластовой нефти выполняется на безртутной установке высокого давления фирмы Chandler Eng, model 3000-G PVT system.
Плотность нефти в пластовых условиях определяется с помощью денситометра mPDS 2000 v3 фирмы Anton Paar.
Хроматографический анализ компонентного состава нефти и нефтяного газа проводится на приборах фирмы Hewlett-Packard 5890 и Varian CP 3800.
Более подробное описание и пример технического отчета можно скачать (PDF, 488 кб).

Комплекс исследований по повышению достоверности оперативного учета нефти на месторождениях и сборных пунктах (ДНС, КСП, ЦПС)

В большинстве случаев подготовленная и сдаваемая товарная нефть является смесью нефтей, добываемых не только с разных пластов, месторождений, но и разными нефтедобывающими предприятиями или цехами и бригадами. При этом ведется учет как подготовленной товарной нефти, так и оперативный учет добываемой сырой нефти, поступающей на объекты подготовки и сдачи.
В отличие от учета подготовленной товарной нефти задача учета сырой нефти более сложна и сопряжена с рядом особенностей. Суть проблемы состоит в том, что в отличие от товарной нефти, соответствующей требованиям ГОСТ, сырая (неподготовленная) нефть может содержать сколь угодно много механических примесей, солей, воды, растворенного и свободного газа. На каждый из этих компонентов необходимо вводить поправочный коэффициент, учитывающий уменьшение массы нефти при удалении из нее данного компонента в процессе товарной подготовки. На практике нам не приходилось сталкиваться с наличием свободного газа в учитываемой сырой нефти. Определение количества солей, механических примесей и воды вообще не представляет научного интереса, так как без проблем осуществляется в промысловых лабораториях по давно существующим и отработанным методикам. Основной задачей повышения достоверности оперативного учета нефти является задача вывода поправочного коэффициента, учитывающего влияние на массу сырой нефти растворенного в ней газа.
Так как качество сырой нефти, откачиваемой с ДНС, где, как правило, и ведется её оперативный учет, не регламентируется, в ней может содержаться вода и растворенный остаточный газ. Кроме этого, при подготовке нефти до товарных кондиций на ЦПС (УПН) при нагреве растворенный газ выделяется из нефти, уменьшая её массу.
В свете положений Федерального закона от 27.07.2006 № 151-ФЗ недропользователь должен осуществлять учет добытой нефти как по отдельным скважинам, так и по лицензионным участкам и месторождениям.
Поправочные коэффициенты при измерении количества сырой нефти определяются в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования», введенного в действие с 01.03.2006 г., согласно которому должны использоваться поправочные коэффициенты, учитывающие содержание свободного и растворенного газа (поправку на массу газа, выделяющегося при подготовке нефти).
Реальная плотность нефти с растворенным в ней газом ниже плотности дегазированной нефти при определении ее в лаборатории, что и корректируется соответствующей поправкой. Эта поправка не вводится для узлов учета сырой нефти, оборудованных поточными плотномерами.
Кроме того, необходимо учитывать уменьшение массы нефти при ее подготовке до товарных кондиций, поскольку окончательное разгазирование на КСУ осуществляется, как правило, при более высокой температуре, чем температура на УУН и при давлении, практически равном атмосферному.
Результаты работы позволяют исключить дебаланс между оперативными и коммерческими узлами учета нефти.

Снижение давления насыщенных паров нефти посредством барботажа газом на концевой сепарационной установке

Чтобы выполнить требования ГОСТа Р 51858-2002 по ДНП многие нефтедобывающие предприятия вынуждены повышать температуру подготовки нефти до 40-50°С, что приводит к уменьшению выхода товарной нефти.
Нами предложен простой, дешевый, не требующий строительства нового оборудования (при некоторой модернизации существующего) с минимальными эксплуатационными затратами, способ снижения ДНП посредством барботажа нефти в концевой сепарационной установке газом первой ступени.
Завершенный процесс сепарации нефти предполагает установление на последней ступени термодинамического равновесия между жидкостью и газом, при котором истинное давление насыщения равно давлению сепарации. Фактически в промысловых условиях при сепарации легких нефтей истинное давление насыщения нефти после концевой сепарационной установки (КСУ) выше давления сепарации. Это свидетельствует о том, что система находится в неустойчивом, метастабильном состоянии и содержит определенное количество легких углеводородов, в результате чего ДНП может быть значительно выше требуемых ГОСТом 500 мм рт.ст.
Эффективным средством разрушения метастабильности является подача газа первой или предыдущих ступеней, или от постороннего источника (например, из сборного газопровода) на вход аппаратов КСУ. При этом подаваемый газ является перемешивающим агентом, способствующим разрушению метастабильного состояния нефти. Подаваемый газ, состоящий в основном из легких углеводородов, разбавляет газ концевой ступени, содержащий более тяжелые углеводороды, чем снижает в газовой фазе парциальное давление компонентов, выделившихся на концевой ступени. При этом парожидкостное равновесие смещается в сторону более полного выделения углеводородов С3+ из нефти.
Данная технология изложена в РД 39-0148070-389-87-Р “Руководство по применению технологии сепарации нефти с легким углеводородным составом на концевой ступени”. На устройство получен патент RU 33515 U1.
Барботёр может быть изготовлен силами нефтедобывающего предприятия. Габариты барботера позволяют установить барботер близ нижней образующей обечайки аппарата.
Эффект снижения ДНП наблюдается при расходе газа до 10 м³/т, расход газа, достаточный для преодоления барьера 500 мм рт.ст. получается, как правило, на уровне 5 м³/т.
В настоящее время технология и устройства барботирования нефти газом внедрены и успешно работают на следующих объектах подготовки нефти: УПН Потанайская ОАО “Хантымансийск-нефтегазгеология”, УПСВ Западно-Варьеганская ООО “Белые Ночи”, УПН Варынгского месторождения ОАО “Негуснефть”.

Обоснование рациональных уровней использования попутного газа по месторождениям (лицензионным) участкам и по предприятиям в целом

Попутный нефтяной газ является побочным продуктом нефтедобычи и представляет собой смесь газо- и парообразных углеводородных и неуглеводородных компонентов, выделяющихся из пластовой нефти при ее разгазировании.
Требования по уровню использования попутного газа определяются в лицензионных соглашениях на разработку нефтяных месторождений. В соответствии с этими соглашениями устанавливается базовый уровень использования попутного газа. Однако на практике по российским нефтяным компаниям этот норматив далеко не всегда выдерживается. Это обусловлено следующими факторами: низкой рентабельностью или убыточностью поставки попутного газа на газоперерабатывающие заводы; значительными затратами для достижения установленного уровня использования попутного газа на отдаленных от ГПЗ месторождениях; отсутствием собственных мощностей по переработке попутного газа и объектов транспорта продуктов переработки; отсутствием иных, кроме традиционных, направлений использования попутного газа (котельные, подогреватели нефти). В связи с этим многие нефтегазодобывающие предприятия вынуждены сжигать попутный газ в факелах.
Однако сжигание газа в факелах приводит к ухудшению экологической обстановки вследствие выбросов вредных веществ, образующихся при сжигании, в атмосферу и влечет за собой экономический ущерб в виде платы за загрязнение окружающей среды.
Кроме того, необходимость контроля и повышения уровня использования попутного газа регламентируется указаниями и постановлениями государственных и региональных контролирующих органов:

- “Перечень поручений Президента Российской Федерации” по результатам совещания по экономическим вопросам 6 августа 2007 г. (№ Пр-1461);
- Закон «О недрах»;
- «Правила охраны недр» ПБ 07-601-03 (утверждены Федеральным горным и промышленным надзором России №71 от 6 июня 2003 года);
- Годовой отчет по форме №1 – ЛС согласно постановлению Госкомстата РФ № 106 от 01.12.2003 года «Об утверждении форм федерального государственного статистического наблюдения для организаций МПР России за выполнением условий пользования недрами при добыче углеводородного сырья и твердых полезных ископаемых».

Отсутствие данных по величине коэффициентов утилизации попутного нефтяного газа может явиться причиной для пересмотра или аннулирования лицензии на право пользования недрами.
Целью выполнения работы является обоснование уровней (коэффициентов) использования попутного нефтяного газа по месторождениям (лицензионным) участкам и по нефтегазодобывающим предприятиям в целом.

Испытание и подбор высокоэффективных реагентов-деэмульгаторов для разрушения водонефтяных эмульсий, разработка рекомендаций по разрушению высокоустойчивых эмульсий

При существующей технологии разработки месторождений нефть извлекается на поверхность, главным образом, в виде эмульсий. Нефтяные эмульсии это мелкодисперсная механическая смесь нефти и воды, образование которых может происходить в призабойной зоне скважин, в подземном и поверхностном оборудовании.
Проблема предотвращения образования и разрушения стойких нефтяных эмульсий является одной из важных проблем в нефтедобыче.
На нефтяных промыслах широкое распространение получил метод термохимического разрушения эмульсий. Этот метод характеризуется простотой технологического оформления и возможностью менять реагенты-деэмульгаторы без существенного изменения параметров, оборудования и аппаратуры.
Несмотря на более чем полувековой опыт успешного применения реагентов-деэмульгаторов в технологических процессах подготовки нефти, механизм их действия на нефтяные эмульсии остается во многом еще невыясненным. Так, до сих пор в практике подготовки нефти эффективные реагенты-деэмульгаторы для каждой эмульсии подбираются опытным путем. Причем, в ряде случаев, в процессе разработки и эксплуатации нефтяного месторождения появляется необходимость неоднократно менять тип деэмульгатора из-за изменений в стойкости обрабатываемых эмульсий.
Усиленные темпы роста числа опытных и промышленных работ, направленных на испытание и внедрение новых и, на первый взгляд, перспективных методов увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов, привели к обострению проблем в подготовке нефти на многих промысловых объектах.
Неудовлетворительное качество подготавливаемой нефти из-за отсутствия эффективных технологий породило возникновение
эмульсионных систем вторичного происхождения – это, например, промежуточные эмульсионные слои, которые впоследствии составляют основу ловушечных или амбарных нефтей.
Решение проблемы разрушения таких систем позволит вовлечь дополнительное количество нефти в товарные поставки.
Задача выбора того или иного деэмульгатора для промышленного применения в условиях конкретного нефтедобывающего предприятия является, по сути, экономической задачей, задачей минимизации расходов на реагент при подготовке с обеспечением высокого качества товарной нефти.
Проведение лабораторных испытаний реагентов-деэмульгаторов, представленных на современном рынке, позволяет определить наиболее подходящие для конкретной эмульсии реагенты и оценить их не только по таким параметрам, как скорость работы, остаточное содержание воды в обработанной нефти, удельный расход, но и показателю цена-производительность, что в конечном итоге позволит снизить затраты на деэмульгатор при подготовке нефти.
Более подробное описание можно скачать (PDF, 234 кб)

Лабораторные исследования свойств нефти, газа, воды и механических примесей

ООО «БИНГ» выполняет определение физико-химических свойств и компонентного состава исходного углеводородного сырья (газ попутный или природный, углеводородный конденсат, нефть), исследование попутно добываемых и сточных вод, исследование отложений на нефтепромысловом оборудовании.
Пробы нефти и газа отбираются специалистами ООО «БИНГ» в специальные контейнеры герметичным способом под давлением, либо через гидрозатвор. Возможен анализ проб, отобранных Заказчиком.
Хроматографический анализ компонентного состава нефти, конденсата и газа проводится на приборах Hewlett-Packard 5890 и Varian CP 3800. Прочие физико-химические свойства, определяемые на современном импортном оборудовании:

Исследование нефтей и конденсатов
Определение плотности
Определение содержания воды в нефти
Определение содержания хлористых солей
Определение содержания серы
Определение количества и состава механических примесей
Определение фракционного состава нефти
Определение содержания парафина
Определение вязкости нефти
Реологические исследования нефти
Определение давления насыщенных паров
Определение содержания сероводорода, метил- и этилмеркаптанов
Определение температур текучести и застывания
Определение зольности
Определение кислотности и кислотного числа
Определение температуры вспышки в закрытом тигле
Определение температур вспышки и воспламенения в открытом тигле
Определение молярной массы
Определение содержания смол
Определение содержания асфальтенов
Определение компонентного состава

Исследование водонефтяных эмульсий
Определение агрегативной устойчивости водонефтяных эмульсий
Моделирование процесса обезвоживания нефти (подбор технологических параметров)
Тестирование и подбор реагентов-деэмульгаторов
Определение дисперсного состава водонефтяных эмульсий

Исследование газов
Определение компонентного состава газов, расчет плотности, молярной массы, теплоты сгорания
Определение остаточного газосодержания нефти
Определение содержания сероводорода, метилмеркаптана
Исследование попутно добываемых и сточных вод
Определение физико-химических свойств и ионного состава попутно добываемых и сточных вод
Определение совместимости вод

Исследование отложений на нефтепромысловом оборудовании
Выделение органической и неорганической составляющих
Исследование отложений на нефтепромысловом оборудовании

Определение остатков нефти в трубопроводах системы сбора

Учет остатков осуществляется путем замера фактических (натурных) остатков в буферных, сырьевых и товарных резервуарах. Остатки нефти в технологических резервуарах, трубопроводах, аппаратах подготовки нефти и воды и амбарах определяются расчетным путем.
Порядок определения остатков нефти изложен в
РД 39-30-627-81 “Инструкция по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях”.
Остатки подразделяются на технологические, “мертвые” (немобильные) и товарные.
Технологические остатки это минимальные объемы нефти в аппаратах и резервуарах, необходимые для обеспечения поддержания нормального технологического режима в системах сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды, а также для обеспечения непрерывности нормального технологического процесса.
“Мертвые” (немобильные) остатки – объем нефти в резервуарах ниже верхней образующей приемо-раздаточного патрубка и в трубопроводах.
Товарные остатки – это разница между общим количеством остатков нефти и суммой технологических и “мертвых” остатков. Товарные остатки могут быть только в резервуарах.
Наибольшую долю остатков нефти составляют “мертвые” (немобильные) остатки в трубопроводах. Согласно п. 11.2 РД 39-30-627-81 количество “мертвых” остатков нефти в трубопроводах (Qтм) определяется вместимостью трубопроводов от устья скважин до пунктов сдачи нефти.
Вместимость трубопроводов определяется расчетным путем.
В расчетах сложно определить коэффициент заполнения К трубопроводов системы нефтесбора, по которым движется газожидкостная смесь в двухфазном состоянии. В РД 39-30-627-81 порядок определения данного коэффициента не рассматривается, также не дается ссылка на соответствующий документ. Поэтому особое внимание уделяется определению коэффициента заполнения трубопроводов системы нефтесбора.
Более подробное описание можно скачать (PDF, 405 кб).

Подготовка и выдача исходных данных и научно обоснованных рекомендаций для проектирования новых или реконструкции существующих объектов сбора и подготовки нефти и газа, разработка требований и рекомендаций к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин для включения в проектные документы на разработку нефтяных месторождений

Необходимые обследования и промысловые исследования выполняются специалистами с применением специального оборудования, транспортируемого на собственных автомашинах.
Отобранные пробы нефти, газа и воды доставляются в Тюмень для проведения лабораторных исследований.
В результате выполнения работы выдаются принципиальные схемы и оптимальные технологические параметры (производительность, давление, температура, удельные расходы химреагентов и др.) для объектов сбора и подготовки нефти и газа, рекомендуемое оборудование, а также данные по свойствам нефти, газа, воды, такие как, для нефти: плотность, вязкость, фракционные, компонентные и химические составы, температура застывания, давление насыщенных паров, газовый фактор, в т.ч. по ступеням сепарации; для газа: теплота сгорания, число Воббе, теплопроводность, влагосодержание, содержание сероводорода; для воды: тип (по Сулину), минерализация, рН, сухой остаток, формула солевого состава и др.
Для формирования рекомендаций по методам использования и транспортирования попутного газа, на месте может быть измерено количество газа на ступенях сепарации.
Исследования с целью подбора наиболее эффективных и экономичных реагентов-деэмульгаторов из числа предлагаемых зарубежными фирмами и отечественными производителями, проводятся в лабораторных условиях, на эмульсиях на основе проб нефти, доставленных в Тюмень. Предлагаются способы дозирования деэмульгатора.
Разработка принципиальной технологической схемы сбора и подготовки нефти выполняется с учетом возможных осложняющих факторов (аномально устойчивые водонефтяные эмульсии, высокий газовый фактор, высокая вязкость нефти, повышенное ДНП и др.). Особое внимание уделяется минимизации капитальных вложений.

Разработка нормативных документов (стандарт предприятия) по вопросам учета, сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды и сопутствующих им процессов на месторождениях нефтедобывающих компаний

|

Разработка регламентов ДНС, ЦПС, КНС

|