Cтраница 1
Арланнефть была изучена коррозионная активность водных растворов рабочей концентрации композиции на основе НПАВ. Лабораторные исследования проводились по стандартной методике определения скорости коррозии четырех образцов стали СтЗ, из которых изготовлены основные элементы нефтепромыслового оборудования. [1]
НГДУ Арланнефть в Нефтекамске ( худ. ДК Стер-литамакского завода синтетического каучука ( худ. Оразцом синтеза иск-в является ДК з-да Синтезспирт в Уфе, где в декоре использованы ставшие традиц. [2]
В НГДУ Арланнефть на Шушнурском УКПН для обессоливания нефти применяли маслорастворимый деэмульгатор МБС-48, представляющий собой блок-сополимер окисей алкиленов. [3]
В НГДУ Арланнефть процент сдачи нефти по первой качественной группе доведен до 75 против 60 в 1976 году. Здесь ведутся работы по дальнейшему совершенствованию технологических схем установок подготовки нефти. Перед коллективом цеха в этом году была поставлена задача перевести обезвоживающую установку в Ашите на режим обессоливания. С этой задачей работники цеха успешно справились. [4]
В НГДУ Арланнефть, в Шушнурском нефтесбор-ном парке смонтирована система Караидель, позволяющая осуществлять автоматический замер нефти на 20 резервуарах. Эта система закладывается при проектировании комплексной автоматизации всех нефтепар-ков объединения. [5]
В НГДУ Арланнефть на Шуншурском УКПН для обессоливания нефти применяли маслорастворимый деэмульгатор МБС-48, представляющий собой блок-сополимер окисей алкиленов. [6]
В НГДУ Арланнефть и на Вятской площади Арланского месторождения ОАО Белкамнефть установками УМЖ-73 оборудованы 93 скважины. [7]
В НГДУ Арланнефть более 500 нефтедобывающих скважин, с использованием которых добывается 48 % нефти, оборудованы установками ЭЦН, что составляет 23 % от общего фонда скважин. Средняя наработка на отказ по всему фонду ЭЦН составляет 770 суток. [8]
В НГДУ Арланнефть в течение 2001 года эта разработка внедрена на всех БКНС. [9]
В НПУ Арланнефть установки ДЛМП-2М работали непрерывно до 8 - - 11 месяцев, в НПУ Ишимбайнефть до 6 5 месяца. Этот срок определялся межремонтным периодом каждой скважины. После извлечения из скважин приборы подвергались тщательному контролю и проверке. [10]
В НГ У Арланнефть для работы с сиот ТМ-600 рааработан кодовый датчик давления, выполненный на 6а - ав электроконтактного манометра ВУ-16РБ, в центре шкалы которого вырезано отверстие диаметром Ш мм, где контактная плата из фольгированного гетинакса, прорааями на одинаковые электропроводяшие секторы, соответствующие шагам квантования. К стрелке манометра с внутренней, стороны черев диэлектрическую прокладку прикреплен СКОЛЬЕЯЩИЙ по секторам контакт. [11]
КИП нефтепромыслового управления Арланнефть ( Нефтекамск) произв. [12]
По данным НГДУ Арланнефть количество порывов по годам разработки как подводящих водоводов, так и трубопроводов высокого давления значительно. Так, в 1976 г. было устранено 827 порывов водоводов высокого давления и 406 аварий трубопроводов низкого давления. [13]
Ежегодно в НГДУ Арланнефть строится порядка 158 - 160 км. [14]
Существующая в НГДУ Арланнефть система сбора и подготовки нефти, газа и воды рассчитана на максимально достигнутый объем добываемой нефти, газа и воды и в настоящее время значительно устарела, что приводит к неоправданно большим затратам на эксплуатацию, ремонт и обслуживание нефтепромыслового оборудования и трубопроводов. Так, например, при существующем уровне добычи нефти, уже в 2000 г. подготовка нефти, газа и воды в УКГГН Ашит, УПН Ташкиново и УПН Са-узбашево будет экономически нецелесообразна. Поэтому неизбежная реконструкция систем сбора, подготовки нефти и ГШД должна базироваться на минимально необходимых, но достаточных капитальных вложениях. Эти системы в разумных пределах будут упрощены, снижая их металлоемкости ( т.е. базу налогообложения) и энергоемкость, а также техногенные нагрузки на окружающую среду. С учетом этих условий специалистами НГДУ Арланнефть и БашНИПИнефть и был сформулирован ряд основных положений по реконструкции системы сбора и подготовки нефти, газа и воды. [15]