Пресс-центр
Материалы, предназначенные для публичного доступа.
Компания ООО НПО «НТЭС» 1 августа 2015 года отмечает 24-летие со дня основания. Все эти годы мы стабильно работаем и развиваемся на рынке оборудования и средств измерений, предназначенного для нефтедобывающих компаний России и стран ближнего Зарубежья.
С внедрением в ОАО "Татнефть" новой схемы сбора продукции скважин возникают вопросы об учете. Новая схема сбора продукции скважин предусматривает применение средств измерения дебита продукции на каждой скважине.
В настоящее время применяются различные схемы измерения расхода и компонентного состава газожидкостного потока. Одна из наиболее распространенных – с использованием сепаратора.
Довольно часто транспортировка по трубопроводу газожидкостной смеси, добываемой из нефтяных скважин, сопровождается пробковой структурой потока, при которой происходит периодическое чередование газовых и жидкостных пробок.
За последние два года для измерения дебита продукции нефтяных скважин увеличилось число предложений по применению кориолисового расходомера.
Решение проблемы постоянного контроля за содержанием нефти, воды и газа в составе продукции скважины до сих пор остается очень актуально.
Решение проблемы технологического контроля дебита нефтяной скважины представляет весьма сложную задачу. Для того, чтобы оперативно управлять процессом нефтегазодобычи геологам, разработчикам, технологам и другим специалистам необходимо иметь как можно больше информации о поднимаемой из скважины смеси из нефти, газа и воды.
На нефтяных промыслах определение и прогнозирование содержания доли воды в составе добываемой продукции скважины осуществляют по пробе, отобранной из потока продукции на ее устье.
Для решения проблемы определения долей нефти и воды в продукции скважины нефтедобывающим предприятиям предлагаются различные измерительные комплексы, с помощью которых, если верить рекламе, возможно определение обводненности.
Основным документом при рассмотрении вопроса о автоматическом отборе проб сырой нефти из трубопроводов, в рамках РФ, является ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты.
На территории Татарстана расположены месторождения высоковязких нефтей и битумов, запасы которых, по различным оценкам, достигают от 1,5 до 7 млрд. тонн.
Для контроля и управления процессом разработки нефтяных месторождений предусматривается выполнение большого комплекса геофизических, гидродинамических и геохимических исследований.
В настоящее время при учете добываемой нефти необходимо соблюдать требования ГОСТ Р 8.615-2005. Одним из требований этого стандарта является организация учета попутнодобываемого нефтяного газа с погрешностью не хуже ±5%.
Для определения целесообразности решения технической задачи определения объемного расхода попутного нефтяного газа, входящего в состав добываемой продукции нефтяной скважины, необходима метрологическая оценка предлагаемого способа.
Анализатор дискретный определения долей воды и нефти в пробе разработан для решения проблемы определения содержания воды и нефти в газожидкостном потоке продукции скважины на ее устье или в составе ГЗУ.
Счетчик состоит из камерного преобразователя расхода и блока вычислителя массы БЭСКЖ. КПР счетчика СКЖ состоит из корпуса и, в зависимости от типоразмера, одного или двух блоков измерительных.