Размещено на http://www.allbest.ru/

«ЛУКОЙЛ Западная Сибирь»

МИССИЯ

Миссия ООО «ЛУКОЙЛЗападная Сибирь» вытекает из миссии компании «ЛУКОЙЛ». Мы созданы, чтобы энергию природных ресурсов обратить во благо человека. Способствовать в регионах деятельности долгосрочному экономическому росту, социальной стабильности, содействовать процветанию и прогрессу, обеспечивать сохранение благоприятной окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов. Для этого предприятие будет продолжать активное освоение недр Западной Сибири, наращивая добычу нефти, восполняя сырьевую базу, используя самые передовые инновационные методы и технологии и, главное, экологичные. Приоритетом в деятельности западносибирского холдинга всегда были сохранение окружающей среды и самобытной национальной культуры народов Севера.

СТРУКТУРА:

«ЛАНГЕПАСНЕФТЕГАЗ»

Предприятие работает на территории Нижневартовского и Сургутского районов Ханты-Мансийскогоавтономного округа -- Югры. В составе ТПП -- 13 лицензионных участков, в том числе на поисковом этапе находится лицензионный участок Северо-Егурьяхский-2. В пределах лицензионных участков находятся 13 месторождений нефти. В промышленной эксплуатации находятся 10 нефтяных месторождений: Урьевское, Локосовское, Чумпасское, Покамасовское, Поточное, Лас-Еганское, Южно-Покачевское, Нивагальское, Северо-Поточное, Курраганское. На этапе пробной эксплуатации 2 месторождения -- Малоключевое, Северо-Покамасовское; на стадии разведки -- Западно-Покамасовское месторождение

В состав предприятия входят: 10 цехов добычи нефти и газа, Цех подготовки и перекачки нефти, Цех сбора и транспортировки газа, Участок обеспечения производства материально-техническими ресурсами, Управление по переработке попутного нефтяного газа. В коллективе ТПП трудятся более 1500 человек.

В феврале 2010 года предприятие добыло 300-миллионную тонну нефти, а в 2014 году уже только на Урьевском месторождении была преодолена отметка 100 миллионнов тонн нефти. История лангепасской нефти началась с открытия в октябре 1962 года Локосовского месторождения. Приток нефти промышленного значения на промысле был получен в июле 1963-го. Затем проводилось всестороннее исследование территорий Урьевского, Поточного, Ласьеганского, Нивагальского, Покамассовкогои Северо-Поточного месторождений. В декабре 1979 года было создано НГДУ «Урьевнефть» -- прародитель «Лангепаснефтегаза».

Стратегия развития предприятия неразрывно связана с эффективностью использованияминерально-сырьевой базы. Сегодня предприятие, продолжая осваивать старые промыслы, выходит на новые участки месторождений. Ведется бурение на Нивагальском и Северо-Покамасовскомместорождениях.

В числе последних приобретений -- лицензионный участок Северо-Егурьяхский-2. В пределах данного лицензионного участка предприятие проводит работу по поиску и оценке возможных запасов.

Второе направление восполнения сырьевой базы -- применение новых эффективных технологий добычи нефти, повышения нефтеотдачи пластов.

Согласно «Программе опытно-промышленных работ и внедрения новых технологий на предприятиях ОАО «ЛУКОЙЛ» на 2014-2015 годы» в 2014 году на Нивагальском, Северо-Покамасовском, Урьевском и Малоключевом месторождениях введены в эксплуатацию 18-ть горизонтальных скважин с разветвленными стволами (многоствольные скважины), что позволило увеличить дебит данных скважин.

В целях увеличения давления закачки в пласт, увеличения приемистости нагнетательных скважин и поддержания заданной компенсации отборов жидкости в 2014 году в системе поддержания пластового давления (ППД) на Урьевском и Нивагальском месторождениях впервые были внедрены двадцать три кустовые дожимые нососные установки, выполненные на основе стандартного электроцентробежного насоса.

Главным направлением работы предприятия на протяжении нескольких десятилетий оставалась добыча нефти и газа, а с 2004 года производственные мощности позволяют производить переработку попутного нефтяного газа -- ТПП «Лангепаснефтегаз» было назначено оператором Локосовского ГПЗ (впоследствии -- Управление по переработке попутного нефтяного газа). Для увеличения объемов переработки ПНГ построен товарный парк ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов) с наливной эстакадой (объект возводился в рамках Программы НК «ЛУКОЙЛ» и ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» по утилизации попутного нефтяного газа). В результате реконструкции Локосовского ГПЗ объем приема газа в переработку доведен до 2,1 млрд. кубометров в год.

Коэффициент утилизации попутного нефтяного газа по результатам 2014 года составил 97,96%. Неоднократно газоперерабатывающий завод Управления по переработке попутного нефтяного газа ТПП «Лангепаснефтегаз» становился лучшим газоперерабатывающим предприятием округа в конкурсе «Черное золото Югры».

Значительное внимание предприятие уделяет охране окружающей среды. Начиная с 1995 года сдано после восстановления более 4 788 га земель, нарушенных в годы освоения региона. Не осталось на месторождениях шламовых амбаров прошлых лет, бурение в водоохранных зонах ведется безамбарным методом. Экологическая служба ТПП совместно со специалистами научных центров разработали уникальные технологии рекультивации нефтезагрязненных земель с помощью обработки почвы аборигенными микроорганизмами -- деструкторами нефтепродуктов. С целью повышения надежности трубопроводов и предотвращения их порывов внедрены высокоэффективные технологии бесшовного соединения трубопроводов по технологии «Батлер».

С целью повышения качества антикоррозионной защиты внутренней поверхности трубопроводовс 2010 года внедрен метод порошкового антикоррозийного покрытия труб. ТПП «Лангепаснефтегаз» успешно решает вопросы раздельного сбора промышленных отходов с последующей передачей на утилизацию специализированным предприятиям.

В настоящее время идет успешная эксплуатация полигона по захоронению твердых бытовых и переработки производственных отходов, где работают установки по утилизации замазученного снега, промасленных отходов, нефтешлама, бурового шлама и отработанных автошин.

В 2007 году в конкурсе «Экологическая безопасность» среди предприятий Уральского федерального округа ТПП «Лангепаснефтегаз» занял 3-е место в номинации «Система экологического менеджмента на предприятии».

В 2011 году предприятие награждено дипломом за первое место смотра-конкурса «Охрана окружающей среды» среди организаций Группы «ЛУКОЙЛ», а также дипломом второй степени муниципального этапа окружного смотра-конкурса на лучшую организацию работы в области охраны труда и регулированиясоциально-трудовых отношений в номинации «Без травм и аварий».

В 2012 году ТПП стало лауреатом окружного смотра-конкурса на лучшую организацию работы в области охраны труда и удостоено «Сертификата доверия работодателю» Государственной инспекции трудав Ханты-Мансийском автономном округе -- Югре.

Высокотехнологичное производство, обеспечение заданного уровня добычи нефти и газа, реализация мероприятий направленных на снижение себестоимости добычи, активная экологическая деятельность, политика социального партнерства с муниципалитетом -- эти задачи всегда были и будут оставаться приоритетными для «Лангепаснефтегаза». Ведь от их выполнения зависит будущее Лангепасаи его жителей.

ТПП «УРАЙНЕФТЕГАЗ»

ТПП «Урайнефтегаз» сегодня -- это 1591 работник, восемь цехов добычи нефти, цех подготовки и перекачки нефти, пять компрессорных станций, нефтеперерабатывающий завод мощностью 100 тысяч тонн продукции в год, две испытательные лаборатории (г. Урай и Красноленинское м/р), на которых производится контроль качества товарной нефти, товарная лаборатория, где контролируют качество продукции НПЗ и ее соответствие нормативным требованиям. Эксплуатационный фонд по состоянию на 01 января 2015 года составляет 2985 добывающих скважин.

Урайский регион и «Урайнефтегаз» вошли в историю разработки недр западносибирской нефтегазоносной провинции, Тюменской области и Югры. 21 июня 1960 года здесь был получен первый фонтан «черного золота». Потомки признают, что именно Шаимская нефть дала старт дальнейшему развитию Западной Сибири. С тех пор нефтяники Урая добыли более 272 миллионов тонн углеводородов.

Территория деятельности «Урайнефтегаза» охватывает около 13 тысяч квадратных километров Советского, Кондинского, Октябрьского и Ханты-Мансийского районов Югры, что сопоставимо с территорией европейской Австрии. Поисково-разведочные работы и добычу нефти предприятие осуществляетна 33-х лицензионных участках. В разработке находятся 26 месторождений: Трехозерное,Мортымья-Тетеревское, Убинское, Толумское, Даниловское, Мулымьинское, Северо-Даниловское, Лазаревское, Филипповское, Ловинское, Шушминское, Яхлинское, Узбекское, Мансингьянское, Сыморьяхское, Тальниковое, Западно-Тугровское, Новомостовское, Западно-Новомостовское, Среднемулымьинское, Красноленинское, Потанай-Картопьинское, Пайтыхское, Северо-Семивидовское,Восточно-Каюмовское и Андреевское. Одна из ключевых особенностей предприятия, -- территориальная разбросанность месторождений: ближайшее -- 40 километров от города, самое удаленное (Красноленинское) -- 350 километров.

Главной задачей геологоразведочных работ является восполнение сырьевой базы предприятия.В 2014 году скважиной 11002р открыто Западно-Семивидовское месторождение нефти, уточнены контуры залежей Шушминского и Даниловского месторождениям, а также даны рекомендации по эксплуатационному и разведочному бурению. В 2015 году планируется проведение сейсморазведочныхработ 3D на Потанай-Картопьинском месторождении.

Эксплуатационное бурение в 2014 году велось на Сыморьяхском, Пайтыхском, Красноленинском, Шушминском, Лазаревском, Тальниковом, Потанай-Картопьинском, Западно-Новомостовском, Даниловскоми Западно-Тугровском месторождениях. В 2015 году запланировано бурение новых скважин на Убинском, Сыморьяхском, Красноленинском, Даниловском, Западно-Тугровском и Северо-Семивидовском.Поисково-разведочные работы ведутся на Потанай-Картопьинском, Пайтыхском, Восточно-Каюмовскоми Западно-Семивидовском месторождениях.

Проводимая работа позволила прирастить минерально-сырьевую базу предприятия болеечем на 1,5 миллиона тонн углеводородов. По результатам обработки материалов ранее проведенной сейсморазведки намечены перспективные структуры для дальнейшего исследования.

На территории деятельности ТПП "Урайнефтегаз" производится генерация собственной электроэнергии при помощи электростанций ГПЭС-6 Толумского месторождения, ГПЭС-32 Северно-Даниловскогоместорождения и ГТЭС-48 Каменного лицензионного участка. Суммарная выработка электроэнергиив 2014 году составила 385 310 тыс. кВт/час. В связи с полным завершением работ по технологическому присоединению ГТЭС-48 к ПС 110кВ «Ендырская» в 2015 году появляется возможность генерации мощности в сеть ОАО «Тюменьэнерго» для транспорта электроэнергии. Передаваемая мощностьв сеть 110кВ составит от 5 до 12 МВт.

Ведущими направлениями природоохранной деятельности ТПП «Урайнефтегаз» являются реконструкция нефтепроводов и водоводов, строительство трубопроводов с антикоррозионны покрытием, рекультивация земель, утилизация и переработка отходов, проведение экологического мониторинга. За счет активного использования подтоварной воды в 2015 году забор воды с поверхностных источников планируется полностью исключить. Активно ведется работа по утилизации производственных и бытовых отходов.

Главная задача -- сохранение окружающей среды. Предприятие осуществляет уникальный проект нефтедобычи на Тальниковом месторождении, находящемся на территории природного парка «Кондинские озера». При разбуривании, освоении и эксплуатации месторождения используются технологии, позволяющие снизить техногенную нагрузку на природную среду.

Увеличению процента утилизации попутного нефтяного газа, добываемого на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз», способствовал ввод в эксплуатацию газокомпрессорных станций на Ловинском,Мортымья-Тетеревском, Северо-Даниловском, Филипповском, Красноленинском месторождениях, газопоршневых электростанций на Восточном-Толумском и Северо-Даниловском, газотурбинной -- на Красноленинском. Филипповская газокомпрессорная станция обеспечивает сбор попутного газа с Лазаревского, Филипповского, Мансингьянского и Убинского промыслов. Так же попутно добываемый газ поставляется по газотранспортной системе ТПП «Урайнефтегаз» на газоперерабатывающий завод города Нягани и потребителям г. Урая. После запуска в работу нового компрессорного оборудования подготовка попутного нефтяного газа вышла на более качественный уровень.

В 2015 году планируется завершение строительства и запуск установки предварительного сброса воды (УПСВ) на мультифазной насосной станции Западно-Тугровского месторождения с проектной мощностью4818,251 тыс. м3/год, что обеспечит сбор нефтяной эмульсии с кустовых площадок добывающих скважин, подготовку нефти с содержанием воды не более 5% и увеличение процента утилизации попутного нефтяного газа по предприятию.

Предусмотрено строительство установки нагрева водонефтяной эмульсии (УНВНЭ).

ТПП «КОГАЛЫМНЕФТЕГАЗ»

ТПП «Когалымнефтегаз» ? самое крупное территориально-производственное предприятие ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». В его состав входят 4 центральные инженерно-технологические службы, 15 цехов добычи нефти и газа, 4 цеха подготовки и перекачки нефти, 3 цеха сбора и транспортировки газа, 2 газокомпрессорные станции, нефтеперерабатывающий завод. Предприятие работает в пределах22-х лицензионных участков. Добыча ведется на 20 лицензионных участках, на которых расположено 24 месторождения (20 из них находятся в разработке, 3 -- в разведке): Южно-Ягунская, Дружнинская,Тевлинско-Рускинская, Пуровская группы. По Имилорскому лицензионному участку ведетсяопытно-промышленная эксплуатация. Доля «Когалымнефтегаза» в добыче ООО «ЛУКОЙЛ-ЗападнаяСибирь» составляет 32%. Численность работников предприятия -- более 2700 человек.

Нефтяники активно используют перспективные методы бурения и повышения нефтеотдачи пластов.В 2014 году введено в эксплуатацию 167 добывающих и 51 нагнетательных скважины, предприятиена 1.01.2015 г добыло более 13,47 млн. тонн нефти.

Основной прирост запасов углеводородов производится по результатам геологоразведочных работ --поисково-разведочного бурения и сейсморазведки. Эффективность поисково-разведочного бурения остается высокой и достигает 127,2 тонны прироста запасов на один метр проходки. В ближайшие годы планируется увеличение поисково-разведочного бурения и сейсморазведочных работ, связанные, в основном, с приобретением новых лицензионных участков.

В процессе добычи трудноизвлекаемых запасов применяются физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов. Основным, наиболее эффективным методом является гидроразрыв пласта (ГРП).В 2014 году на эксплуатационном фонде скважин месторождений ТПП «Когалымнефтегаз» проведено ГРПна 213 скважинах, средний прирост добычи нефти от мероприятия на одну скважину составил 4,8 тоннв сутки. Для интенсификации притока углеводородов используют такие химические методы как закачка осадкообразующих, гелеобразующих, эмульсионно-дисперсных систем, обработка призабойной зоны (ОПЗ) и другие. В 2014 году на месторождениях предприятия проведено ОПЗ на 225 нефтяныхскважинах, средний прирост добычи нефти от мероприятия составил 3,1 тонны в сутки, на нагнетательном фонде для увеличения приемистости скважин проведено 334 операции. Забурка вторых стволов -- еще один метод повышения нефтеотдачи пластов, используемый специалистами ТПП, добыча нефти составила 143 тыс.тонн углеводородов. Бурение вторых стволов проведено на 71 скважине, средний прирост на одну скважину составил 13 тонн в сутки.

На Тевлинско-Русскинском промысле ТПП «Когалымнефтегаз» работает газотурбинная электростанциямощностью 48 МВт. Электроснабжение Восточно-Перевального месторождения обеспечивает газопоршневая электростанция мощностью 23,1 МВт. На месторождении Дружное работает нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) мощностью по сырью 350 000 тонн в год. В 2014 году НПЗ перешел на выпуск дизельного топлива «Евро», соответствующих требованиям класса 4 Технического регламента и автомобильных бензинов марок «Регуляр-92» и «Премиум Евро-95», соответствующих требованиямкласса 4 Технического регламента. Топливом НПЗ ТПП «Когалымнефтегаз» заправляются автомобили, авиационные суда Когалымского и Сургутского аэропортов.

ТПП ведет большую работу по охране окружающей среды (затраты на эти цели в 2014 году составили почти2,711 млрд. рублей), охране труда и промышленной безопасности, реализации социальной политики компании «ЛУКОЙЛ», сотрудничеству с коренными народами Севера (заключено 174 соглашений с главами родовых угодий, на территории которых проживает 557 человек).

Территориально-производственное предприятие «Когалымнефтегаз» было образовано в 1988 году. ТПП располагается в городе Когалым (ХМАО-Югра), история которого началась 9 марта 1976 года с высадки на когалымскую землю десанта строителей, для прокладки железнодорожной магистрали, которые и поставили на берегу реки Ингу-Ягун первые палатки. В дальнейшем на территории между рекамиИнгу-Ягун и Кирилл-Высъягун выросли домики для проживания и отдыха, столовая, баня, вышка радиосвязи. В 1978 году был образован Когалымский поселковый Совет, а 15 августа 1985 года Когалым получил статус города.

ТПП «ПОВХНЕФТЕГАЗ»

В связи с расширением территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» и с целью более оперативного и эффективного управления нефтепромыслами было принято решение разделить его на два предприятия. Таким образом, с 01 января 2013 года было образовано ТПП «Повхнефтегаз». Во вновь организованном предприятии осуществляют производственную деятельность 11 цехов добычи нефти и газа, 2 цеха подготовки и перекачки нефти, 14 дожимных насосных станций (ДНС), 16 кустовых насосных станций (КНС), 2 цеха подготовки и перекачки нефти, 2 цеха сбора и транспортировки газа, 9 вакуумно-компрессорныхстанций (ВКС), 2 компрессорные станции (КС), участок обеспечения производстваматериально-техническими ресурсами. На 01.01.2014 года на балансе предприятия находится3162 км промысловых трубопроводов и 528 кустовых площадок.

В сферу деятельности ТПП «Повхнефтегаз» вошли крупные Ватьеганское и Повховское месторождения, а также Южно-Выинтойское, Усть-Котухтинское и лицензионные участки Западно-Повховский,Северо-Ватьеганский. Также в 2013 г. приобретены еще пять лицензионных участво с запасамикатегории С3+Д с целью геологического изучения, разведки и пополнения запасов (Северо-Выинтойский-1,Северо-Выинтойский-2, Западно-Валюнинский-1, Западно-Валюнинский-2, Западно-Вынгапуровский.Восточно-Придорожное и Свободное месторождения ТПП «Повхнефтегаз» и «Когалымнефтегаз» разрабатывают совместно. С 01 июля 2013 года в результате интеграции активов НГДУ «РИТЭККогалымнефть» ОАО «РИТЭК» в состав разрабатываемых месторождений вошли Выинтойское и Западно-Котухтинское месторождения.

Предприятие «Повхнефтегаз» носит имя легендарного нефтяника Степана Ананьевича Повха (1929-1972), который участвовал в открытии Самотлора и многих других месторождений Западной Сибири. В 1978 годув составе производственного объединения «Нижневартовскнефтегаз» для разработки месторождений Когалымского региона образовано нефтегазодобывающее управление «Повхнефть», в том же годуначалась промышленная эксплуатация Повховского месторождения (оно было открыто разведочнойскважиной 7Р в 1972 году). В честь Степана Повха был в своё время назван вахтовый посёлок на Повховском месторождении, улица и сквер в Когалыме, улица и средняя школа в Нижневартовске.

В 2014 году предприятие добыло более 11 миллионов тонн нефти. Для обеспечения добычи углеводородов специалисты ТПП «Повхнефтегаз» внедряют различные инновации -- это бурение вторых стволов, строительство скважин с многозонным ГРП, бурение скважин на депрессии, ГРП по новейшим технологиям,одновременно-раздельная эксплуатация скважин, одновременно-раздельная закачка на нагнетательных скважинах и многое другое.

Продолжается работа по внедрению энергоэффективных технологий. В 2013 году введена в работу газотурбинная электростанция Повховского месторождения, мощностью 48 МВт. ГТЭС решила двойную задачу: во-первых, производственные объекты и поселок Повх обеспечены электричеством и тепловой энергией (выработка тепловой энергии стала возможной благодаря утилизаторам-теплообменникам),во-вторых, это еще и рациональное использование попутного нефтяного газа.

Одной из актуальных задач предприятия является поддержание пластового давления (ППД). Ведётся работа по обновлению и модернизации насосного парка системы ППД, системы ППН (установки предварительного сброса воды) путем изменения конструктивных и материальных исполнений насосов. Ежегодно разрабатываемые мероприятия по оптимизации режимов работы объектов систем ППД, ППН направлены на снижение энергопотребления и повышение энергоэффективности добычи нефти и газа.

ТПП «Повхнефтегаз» в своей деятельности руководствуется политикой Общества в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды в XXI веке. В рамках программы предприятие ведет целенаправленную работу в области охраны и рационального использования водных ресурсов, атмосферного воздуха, почвенного покрова и земельных ресурсов. Исполняемые мероприятия повышают уровень экологической безопасности производства и снижают техногенную нагрузку на компоненты природной среды. Ведется реконструкция нефтесборных сетей и высоконапорных водоводов. Обновление трубопроводных систем в значительной части позволяет избегать негативных последствий на экологию и окружающую среду в целом. На Ватьёганском месторождении продолжает функционировать полигон по утилизации нефтесодержащих отходов.

На предприятии внедрена и успешно функционирует Система Менеджмента качества, безопасности труда, охраны здоровья и окружающей среды в соответствии со стандартами ISO 9001:2008, ISO 14001:2004,OHSAS 18001:2007.

Руководство предприятия совместно с профсоюзной организацией поддерживает экологические инициативы округа и города Когалыма. Работники предприятия участвуют в международной акции «Спасти и сохранить», а также в различных городских экологических мероприятиях.

Позиция ТПП «Повхнефтегаз» в отношении организации труда, экологической и промышленной безопасности является неотъемлемой частью корпоративной стратегии, направленной на создание всего комплекса условий для устойчивого развития в долгосрочной перспективе.

ТПП «ПОКАЧЁВНЕФТЕГАЗ»

В составе ТПП «Покачевнефтегаз» -- семь цехов добычи нефти и газа, цех подготовки и перекачки нефти, цех сбора и транспортировки газа, участок обеспечения производства материально-техническимиресурсами.

Предприятие осуществляет свою деятельность на 9 лицензионных участках: Покачевском,Южно-Покачевском, Нонг-Еганском, Нивагальском, Ключевом, Кечимовском, Северо-Покачевском, Юккунском, Мишаевском.

История нефтедобычи Покачевского региона насчитывает более трех десятилетий. За это время добыто более 270 миллионов тонн нефти. По оценкам специалистов на территории деятельности предприятия текущие извлекаемые запасы категории ВС1 насчитывают порядка 155 миллионов тонн нефти. Пробуренный фонд составляет 4 923 скважины.

Компания «ЛУКОЙЛ» определила ТПП «Покачевнефтегаз» пилотной площадкой для реализации мероприятий по энергоэффективности и энергосбережению. Взамен традиционных погружных электродвигателей на месторождениях широкомасштабно внедряются электродвигатели с вентильным приводом, которые отличаются более высоким КПД и, соответственно, меньшим энергопотреблением, что позволяет сократить энергопотребеление на скважинах на 12-15%.

Сегодня ЭЦН с вентильными двигателями работают на 872 скважинах. Реализована трехлетняя программа по реконструкции насосного парка системы поддержания пластового давления. В 2010 годумодернизировано три насоса путем замены на проточную часть компании «Sulzer»; в 2011 смонтировано19 новых насосов, в 2012 -- 17. Внедренные насосы имеют более высокий коэффициент полезного действия, увеличенный по сравнению с ЦНС межремонтный интервал, а также более высокий ресурс, что позволяет сократить расходы на обслуживание насосного парка системы ППД и понизить энергопотребление. Фактически получен эффект снижения удельного энергопотребления насосамис 6,53 кВт/м3 в 2010 году до 6,03 кВт/м3 в 2014 году.

Кроме этого, внедряются модернизированные насосы системы перекачки нефти с увеличенной производительностью с 300 до 400 мі/час. На сегодняшний день успешно эксплуатируется 25 насосов на шести объектах системы подготовки. В 2011 году введена в промышленную эксплуатацию автоматизированная система технического учета электроэнергии (АСТУЭ).

В 2012 году в «Покачевнефтегазе» реализован проект «энергоэффективный цех» на базе цеха добычи нефти и газа № 3. В рамках проекта в течение 2013 года внедрены частотные преобразователина КНС-4, 7 и ДНС-3, АСТУЭ на каждой скважине, в административно-бытовых и производственных помещениях обычные светильники заменены на энергосберегающие. Кроме того, на предприятии ведется работа по внедрению автоматизированных котельных. На данный момент в эксплуатации находится четыре.

Инновационные технологии применяются во всех направлениях деятельности предприятия. Уже несколько лет используется технология интеллектуального бурения. С 2009 годав ТПП «Покачевнефтегаз» перешли от опытно-промышленных работ к активному внедрению расширенных комплексов LWD, которые позволяют сократить до минимума непроизводительную проходку. Реализуется технология бурения на депрессии. Этот метод позволяет исключить негативное воздействие процесса бурения на фильтрационно-емкостные характеристики пласта. С 2011 года на месторождениях ТПП «Покачевнефтегаз» на новых скважинах с горизонтальным окончанием применяется многостадийный гидроразрыв пласта, что позволяет значительно увеличить дебит нефти. Для более эффективного охвата продуктивного пласта и для оптимизации сетки разработки объекта в 2014 году проведены работы по бурению скважин с разветвленными горизонтальными стволами (от 3-х до 5-ти стволов), введено в эксплуатацию 9 разветвленных горизонтальных скважин c суточным приростом на 49,6 тонн. Активно внедряется технология бурения скважин с применением раствором на углеводородной основе, технология многостадийного гидроразрыва пласта скважин с горизонтальным способом заканчивания. На месторождениях ТПП «Покачевнефтегаз» впервые применен многостадийный гидроразрыв пласта по технологии «Мангуст».

На предприятии в 2014 году введено 84 скважины после бурения боковых стволовс наклонно-направленным окончанием и горизонтальным способом закачивания скважины. Одним из наиболее эффективных методов бурения БВГС на месторождениях ТПП «Покачевнефтегаз» является, бурение со вскрытием пласта на депрессии, и с применением растворов на углеводородной основе, что позволяет сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта. миссия утилизация гидроразрыв безопасность

Интенсивными темпами проводятся мероприятия по выполнению программы утилизации попутного нефтяного газа. В рамках мероприятий в начале 2011 года запущена в промышленную эксплуатацию вакуумная компрессорная станция на ДНС-3 и в начале 2012 года -- вакуумная компрессорнаястанция ДНС-2 на Кечимовском месторождении. В 2013 году на Покачевском месторождении запущена в работу газотурбинная электростанция мощностью 48 МВт/час. В 2014 году введена в эксплуатацию установка подготовки сброса воды на ДНС-2 Северо-Покачевского месторождения. На 2015 годпланируется запуск установки подготовки сброса воды на ДНС-7 Нивагальского месторождения.

«Покачевнефтегаз» -- неоднократный победитель смотра-конкурса по охране окружающей среды среди дочерних обществ Компании. Работа в этом направлении отмечена почетными грамотами ОАО «ЛУКОЙЛ».В 2013 году предприятие стало победителем в смотре-конкурсе «Охрана труда» среди организаций Группы «ЛУКОЙЛ».

ТПП «ЯМАЛНЕФТЕГАЗ»

ТПП «Ямалнефтегаз» образовано в декабре 2004 года. Предприятие осуществляет поиск, разведку залежей нефти и газа, комплексное освоение и эксплуатацию нефтяных и газовых месторождений на территории Ямало-Ненецкого автономного округа. Сегодня на балансе ТПП 6 лицензионных участков, на которых расположены 7 месторождений: Северо-Хальмерпаютинское, Хальмерпаютинское, Перекатное,Южно-Мессояхское, Пякяхинское, Салекаптское, Находкинское, из них в эксплуатации -- Находкинское и Пякяхинское. Сегодня здесь добывается природный газ, который сдается в ОАО Газпром и используется для собственных нужд на газотурбинных электростанциях и газотурбинных компрессорных станциях. В эксплуатации находятся дожимная (суммарной мощностью 54 МВт) и головная (суммарноймощностью 90 МВт) компрессорные станции, установка комплексной подготовки газа, три электростанции общей мощностью почти 40 МВт, магистральный газопровод протяженностью 280 км с коммерческим узлом учета газа.

На момент создания, в 2004 году, предприятие получило лицензии на право пользования недрами Пякяхинского, Салекаптского, Южно-Мессояхского, Хальмерпаютинского, Варейского и Находкинского лицензионных участков.

Структурно ТПП «Ямалнефтегаз» включает Находкинский газовый промысел, нефтегазоконденсатный промысел Пякяхинского месторождения.

Находкинское месторождение, находится в эксплуатации с 2005 года. Месторождение расположенов юго-западной части Гыданского полуострова, в 32 километрах от побережья Тазовской губы. По состояниюна 01.01.2015 года всего здесь пробурено 69 скважин, из них 6 поисково-разведочных, 3 контрольных. Эксплуатационный фонд составляет 60 скважин. Сбор сырого газа от кустов газовых скважин Находкинского месторождения производится по шести газосборным шлейфам. Подготовка сырого газа осуществляется на установке комплексной подготовки газа (далее УКПГ), работающей по принципу низкотемпературной сепарации и предполагает доведение качества поступающего на УКПГ газа до требований СТО Газпром 089-2010. От промысла проложен 117 км. магистральный газопровод Находка -- Ямбург с 22-километровым подводным двухтрубным переходом через Тазовскую губу. Начальные извлекаемые запасы природного газа Находкинского месторождения составляют243,2 млрд. кубометров, нефти -- 4 млн. тонн. По состоянию на 01.01.2015 год с начала разработки промысла добыто 72.6 млрд. кубометров природного газа.

В 2013 году введена головная компрессорная станция (далее -- ГКС). Мощность первой очереди ГКС составляет 18 млрд. метров кубических газа в год, при вводе второй очереди максимальная мощность достигнет 27 млрд. метров кубических газа в год. Ввод ГКС позволил обеспечить транспорт газа с Ванкорской группы месторождений ОАО «Роснефть» в газотранспортную систему Газпрома. В 2014 годупроизведен запуск в работу дожимной компрессорной станции, которой предстоит обеспечить технологию подготовки газа до требований СТО Газпром.

В 2009 году ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» приступило к обустройству нового перспективного месторождения на Ямале -- Пякяхинского. Начальные извлекаемые запасы месторождения по состоянию на начало 2015 года составляют 69 млн. тонн нефти и 253,6 млрд. кубометров природного газа. Всего на Пякяхинском месторождении планируется пробурить 420 скважин, из них -- 219 нефтяных, 105 нагнетательных, 96 газовых. Ввод месторождения в промышленную эксплуатацию планируетсяв 2016 году одновременно с вводом магистрального нефтепровода «Заполярье -- Пурпе» (АК «Транснефть»). Сейчас ведется эксплуатационное бурение, которому предшествовало строительство энергокомплекса, обеспечившего промысел собственной электроэнергией. С 2014 года предприятие приступило к активной фазе обустройства месторождения: осуществляется строительство установки комплексной подготовки газа, установки подготовки нефти, установки деэтанизации и стабилизации конденсата, обустройство производственной базы промысла, вспомогательных объектов и наращивает темпы бурения нефтяных и газоконденсатных скважин.

Следующим этапом освоения месторождений Большехетской впадины станет ввод в эксплуатацию Хальмерпаютинского, Южно-Мессояхского, Салекаптского, Северо-Хальмерпаютинского месторождений.Все эти участки примерно на одной, вытянутой на 300-400 км линии, между Ямбургом и Ванкором.С 2013 года эти месторождения связал между собой магистральный газопровод, по которому транспортируется газ с Ванкорского месторождения (ОАО Роснефть) и Находкинского. Газ с этих промысловтранспортируется через головную компрессорную станцию, расположенную на Находкинском месторождении в газотранспортную систему «Газпрома», а жидкие углеводороды, планируемые к добычес 2016 года, в строящийся нефтепровод «Заполярье -- Пурпе» (АК «Транснефть»).

В целом на месторождениях Большехетской впадины предполагается добывать до 22,5 млрд. кубометровгаза и до 4,5 млн. тонн жидких углеводородов ежегодно.

РУКОВОДСТВО

Кочкуров Сергей Алексеевич

Вице-президент ОАО «ЛУКОЙЛ», генеральный директор ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

Западная Сибирь на протяжении полувека была и долго будет оставаться главной энергетической базой России. Задача всех, кто сегодня участвует в разработке Тюменской нефтегазоносной провинции, -- добывать нефть и газ рачительно, чтобы запасов углеводородов хватило еще на несколько поколений россиян, чтобы при этом не пострадала уникальная природная среда этого края и чтобы из года в год росло благосостояние жителей региона.

Многолетний производственный опыт, знания и высокий профессионализм коллектива ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» вселяют уверенность, что мы и впредь будем успешно справляться с этими задачами. Мы проводим уникальные, сложнейшие энергетические проекты, используя в своей работе инновационные подходы, не имеющее аналогов оборудование, и вносим значительный вклад в укрепление социальной стабильности регионов, на территории которых ведет свою деятельность предприятие -- Югры, Ямала и Тюменской области.

Сегодня коллектив ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» с оптимизмом смотрит в будущее. Мы провели активную работу по созданию сбалансированной системы развития предприятия. В результате была выстроена среднесрочная стратегия развития ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», которая позволит нам в течение 3-5 лет значительно нарастить добычу нефти и газа и провести серьезную работу по восстановлению ресурсной базы. Сбалансированная система развития предприятия послужит в свою очередь столь же сбалансированному укреплению социально-экономического сотрудничества с органами власти Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов.

ГЕОГРАФИЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Территориально-производственные предприятия

Западная Сибирь -- один из богатейших природными ресурсами регионов страны. Предприятие работает на территории Тюменской области, Ханты-Мансийского автономного округа -- Югры и Ямало-Ненецкого автономного округа в пределах 102 лицензионных участков. Крупнейшие месторождения -- Имилорское (приобретено в 2012 году), Ватьеганское, Тевлинско-Русскинское, Дружное, Повховское, Южно-Ягунское, Покачевское, Южно-Покачевское, Нивагальское, Урьевское, Кечимовское, Мортымья-Тетеревское, Красноленинское, Южно-Мессояхское. Суммарная площадь лицензионных участков -- 59,9 тыс. км2. Их разрабатывают специалисты шести территориально-производственных предприятий.

ГЕОЛОГИЯ И РАЗРАБОТКА

Основа любого добывающего предприятия -- его сырьевая база. Текущие извлекаемые запасы ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» превышают 14 млрд. барр. н. э. Предприятию принадлежит 102 лицензионных участка, в том числе 72 -- на разведку и добычу углеводородов. Суммарная площадь лицензионных участков -- 59,9 тыс. км2.

Пополнение ресурсной базы ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» ведется за счет открытия новых месторождений нефти и газа и новых продуктивных пластов на действующих месторождениях. В 2010-2011 гг. приобретены Новоортьягунский лицензионный участок в районе деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» и Северо-Егурьяхский -2 лицензионный участок в районе деятельности ТПП «Лангепаснефтегаз». В 2011 г. получены лицензии для геологического изучения недр в целях поисков и оценки углеводородного сырья в пределах Икилорского, Северо-Егурьяхского -1, Северо-Ватьеганскогоучастков, приобретен Марталлеровский лицензионный участок с целью геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья. В 2012 году ресурсную базу Общества пополнили Восточно-Икилорскийучасток и участок недр федерального значения, включающий в себя Имилорское, Западно-Имилорскоеи Источное месторождения. В 2013 г. получены лицензии для геологического изучения недр в целях поисков и оценки углеводородного сырья в пределах Северо-Выинтойского 1 и 2, Западно-Валюнинского 1 и 2,Северо-Новоортъягунского 1 и 2, Западно-Вынгапуровского участков, получена лицензия с целью разведки и добычи углеводородного сырья в пределах Южно-Эйтьянского участка по факту открытия одноименного месторождения. В 2014 году получена лицензия на право пользования участком недр Восточно-Янчинский.

В 2014 году на месторождениях Общества проведена сейсморазведка 3D в объеме 3173 км2,2D в объеме 1910 пог. км, пробурено 55 082 метров горных пород в поисково-разведочных скважинах. В результате комплексного изучения геологического строения месторождений запасы промышленных категорий увеличились на 42 млн. тон. За счет геологоразведочных работ восполняемость запасовУВС составила 78%, в том числе по нефти 40%.

Перспективным регионом для геологоразведки является Ямало-Ненецкий автономный округ, где расположены 8 лицензионных участков Общества. Ресурсный потенциал Общества на 77% составляютперспективные территории ЯНАО, из них большая часть 62% приходится на долю газа.

Программа геологоразведочных работ ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» на 2013-2015 годыпредусматривает активную сейсморазведку, бурение поисковых и разведочных скважин на территории лицензионных участков. За счет планомерного развития технологий геологоразведки предприятие существенно повышает эффективность разработки запасов углеводородов.

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

Добыча нефти

Основные предприятия по добыче нефти сосредоточены в Ханты-Мансийском автономном округе -- Югре: ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Когалымнефтегаз», ТПП «Урайнефтегаз», ТПП «Повхнефтегаз» и ТПП «Покачевнефтегаз».

Благодаря активному внедрению новых технологий повышения нефтеотдачи пластов объем годовой добычи нефти в 2014 году составил более 43,5 миллионов тонн.

Более 51% запасов в Западной Сибири находится в коллекторах с низкой проницаемостью, поэтому месторождения «ЛУКОЙЛ-Западной Сибири» стали экспериментальной площадкой для применения новых технологий бурения и повышения нефтеотдачи пластов.

Для повышения извлекаемости нефти используется более 20 видов технологий гидроразрыва пласта: глубокопроникающего, селективного ГРП с применением различных водоизолирующих композиций, технологии ГРП в горизонтальных скважинах и боковых стволах с горизонтальным окончанием.

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗА

Нефтепереработка

В состав ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» входят два нефтеперерабатывающих завода в ТПП «Когалымнефтегаз» и ТПП «Урайнефтегаз».

В ТПП «Когалымнефтегаз» в 1997 году построен малотоннажный НПЗ мощностью 250 тыс. тонн в год.В 2005-м на заводе был введен в эксплуатацию второй пусковой комплекс -- гидроочистки широкой фракции углеводородов и каталитического риформинга мощностью 126 тыс. тонн в год. Сегодня мощность когалымского завода по нефтепереработке составляет 350 тыс. тонн в год. Выпускаемая продукция -- автомобильный бензин Регуляр-92 по ГОСТ Р 51105-97, соответствующий 5 классу Технического регламента, дизельное топливо ЕВРО по ГОСТ Р 52368-2005, соответствующий 4 классу, топливо для реактивных двигателей марки ТС-1, битум дорожный марки БНД 90/130.

В ТПП «Урайнефтегаз» нефтеперерабатывающий завод мощностью 100 тыс. тонн в год построен в 1995-м.В том же году введена в эксплуатацию установка атмосферной перегонки нефти, и получена первая продукция зимнего и летнего дизельного топлива. В 1997 году введена в эксплуатацию установка каталитического риформинга. Сырьем служит нефть месторождений ТПП «Урайнефтегаз». Завод выпускает автомобильный бензин Регуляр-92 по ГОСТ Р 51105-97, соответствующий 5 классу Технического регламента, и фракцию дизельного топлива по СТО 45784016-002-2014.

Продукты переработки двух заводов реализуются в адрес ООО «ЛУКОЙЛ-Уралнефтепродукт», с дальнейшей реализацией мелким оптом сервисным предприятиям и на АЗС. Продукция НПЗ неоднократно отмечалась наградами. Так, например, неэтилированные автомобильные бензины маркиРегуляр-92 и Премиум-95, а также дизельное топливо признаны «Лучшими товарами Югры».

Газопереработка

В 2002 году в состав ОАО «ЛУКОЙЛ» вошел Локосовский газоперерабатывающий комплекс, построенныйв 1983-м для переработки попутного нефтяного газа с месторождений Нижневартовского и Сургутского районов. С приобретением нового актива было принято решение о техническом перевооружении завода, разработана программа по утилизации попутного нефтяного газа с месторождений общества «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

В 2004 году на базе Локосовского газоперерабатывающего комплекса было создано управление по переработке попутного нефтяного газа (УППНГ) ТПП «Лангепаснефтегаз», а в 2005-м построен товарный парк с наливной эстакадой по отгрузке широкой фракции легких углеводородов и стабильного газового бензина для последующей отправки потребителям в железнодорожных цистернах. Продукция УППНГ -- сухой отбензиненный газ, широкая фракция легких углеводородов, бензин газовый стабильный и пропан технический -- поступает на предприятия группы «ЛУКОЙЛ» и сторонним потребителям.

В 2006 году была проведена реконструкция Локосовской дожимной компрессорной станции, что позволило осуществлять перекачку газа в двух направлениях: на сургутские ГРЭС и в магистральный газопровод «Уренгой -- Сургут -- Челябинск».

В 2007-м в результате реконструкции объектов прием газа в переработку увеличен с 1 млрд. кубометровдо 2,1 млрд. кубометров в год.

ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

Обеспечение безопасности работников, создание комфортных условий для их труда -- один из основных приоритетов, заявленных в «Политике ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды в XXI веке». Для решения этих задач создана и успешно функционирует система управления промышленной безопасностью, охраной труда и окружающей среды, которая включает обеспечение требований пожарной безопасности, предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций. Она построена в соответствии с действующим Российским законодательством на основе лучшей отечественной и зарубежной практики. Деятельность предприятия в этом направленииоценивала международная сертификационная компания «Бюро «Веритас» и признала, что система менеджмента качества, безопасности труда, охраны здоровья и окружающей среды в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» соответствует требованиям международных стандартов ISO 9001,ISO 14001 и OHSAS 18001.

На месторождениях «ЛУКОЙЛ-Западной Сибири» ведется работа по повышению надежности технологического оборудования, обеспечению его безопасной и безаварийной работы, внедрению современных информационных технологий, методов технической диагностики и дистанционного мониторинга, осуществлению корпоративного надзора и внутреннего аудита за соблюдением законодательных требований промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды.

В рамках Программы промышленной безопасности и охраны труда проводится специальная оценка условий труда. Ее результаты позволяют идентифицировать вредные и опасные производственные факторы и минимизировать производственные риски возникновения профессиональных заболеваний, обеспечить безопасные условия труда работников и защиту здоровья персонала. Во всех подразделениях созданы аттестационные комиссии. Еще одним звеном системы управления охраной труда в предприятии являются взаимопроверки между предприятиями. Этот вид производственного контроля имеет свои положительные моменты, поскольку специалисты предприятий перенимают опыт организации работы в области охраны труда.

Помощь специалистам служб охраны труда и промышленной безопасности оказывают уполномоченные по охране труда, которые избираются профсоюзными организациями подразделений и наделены большими полномочиями. Уполномоченные выявляют вредные факторы производственной среды, влияющие на безопасность и здоровье персонала, осуществляют контроль за соблюдением санитарных правил и норм, совместно с другими службами разрабатывают профилактические меры, направленные на обеспечение надежной и безаварийной эксплуатации объектов и оборудования.

Территориально-производственному предприятию «Ямалнефтегаз» присуждены звания победительсмотра-конкурса «Охрана труда» и «Лидер безопасности» по результатам второго этапа смотра-конкурса«Охрана труда среди организаций группы «ЛУКОЙЛ». В смотр-конкурсе средитерриториально-производственных предприятий Общества по специальности «Лучший специалист по охране труда» 1 место занял ведущий инженер по охране труда ТПП «Повхнефтегаз» Хамитов Ринат Расимович, 2 место Михелева Галина Владимировна ТПП «Лангепаснефтегаз», 3 место Залисная Анастасия Сергеевна ТПП «Когалымнефтегаз».

«ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» удостоена «Сертификата доверия» по итогам проекта Ханты-Мансийскогоавтономного округа-Югры «Добровольное декларирование работодателями соответствия условий и охраны труда требованиям трудового законодательства и иных нормативных правовых актов, содержащих нормы трудового права». Цель проекта -- достижение нового качественного уровня защиты трудовых прав работников на территории автономного округа, повышение привлекательности предприятий и организаций на рынке труда.

В 2014 году затраты на выполнение программы промышленной безопасности, улучшения условий и охраны труда, предупреждения чрезвычайных ситуаций составили 2 миллиарда 181 миллион рублей.

Изобретение относится к устройствам для сепарации сырой нефти в установках учета нефти и может использоваться на скважинах, дожимных насосных станциях и других установках. Сепаратор включает горизонтальную емкость с входным и выходным патрубками продукции скважин, внутри которой установлена перегородка, разделяющая ее на две части, и сливную полку. Высота перегородки равна внутреннему радиусу емкости и разделяет ее на измерительную и технологическую части. Сепаратор снабжен второй перегородкой, установленной в технологической части емкости с просветом между нижней ее кромкой и дном емкости. Площадь сечения просвета и площадь сечения между двумя перегородками больше площади поперечного сечения патрубка для вывода нефти. Технический результат состоит в улучшении качества сепарации. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Известен сепаратор для установок учета нефти, включающий емкость, сливную полку. (Сепаратор АГЗУ (Автоматизированные групповые замерные установки) типа “Спутник-А”).

Наиболее близким устройством того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является сепаратор, включающий горизонтальную емкость, внутри которой установлена перегородка, разделяющая ее на две части, сливную полку, (авт. свид. СССР №1318246, кл. B 01 D 19/00, 1987 г.) - принят за прототип.

К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата, принятого за прототип, относится то, что в известном сепараторе нестабильные условия сепарации из-за циклических колебаний уровня жидкости и давления, что ухудшает условия сепарации и способствует уносу пузырьков свободного газа нефтью.

Технический результат - улучшение качества сепарации.

Указанный технический результат при осуществлении изобретения достигается тем, что в известном сепараторе, включающем горизонтальную емкость с входными и выходными патрубками продукции скважин, внутри которой установлена перегородка, разделяющая ее на две части, сливную полку, высота перегородки равна внутреннему радиусу емкости и разделяет ее на измерительную и технологическую части, сепаратор также снабжен второй перегородкой, установленной в технологической части емкости с просветом между нижней ее кромкой и дном емкости, площадь сечения которого и площадь сечения между двумя перегородками больше площади поперечного сечения патрубка для вывода нефти на 20-25%, а высота второй перегородки составляет не менее 1,1 внутреннего радиуса емкости.

Для уменьшения сопротивления перетоку жидкости из сепарационной части в измерительную и обеспечения достаточного зеркала испарения в сепарационной части вторая перегородка имеет просвет между дном емкости и ее нижней кромкой, которую располагают таким образом, что площадь поперечного сечения между двумя перегородками на уровне нижней кромки второй перегородки больше площади поперечного сечения патрубка для вывода нефти на 20-25%, а высота второй перегородки не менее 1,1 внутреннего радиуса емкости.

Такое выполнение сепаратора обеспечивает стабильные условия сепарации, практически полное выделение газа из нефти.

На чертеже представлен сепаратор для установок учета нефти - общий вид.

Сепаратор включает горизонтальную емкость 1 с входным и выходным патрубками продукции скважин, внутри которой установлена перегородка 2, высота которой равна внутреннему радиусу емкости и разделяет ее на технологическую 3 и измерительную 4 части, сливную полку 5, вторую перегородку 6, установленную в технологической части емкости с просветом между ее нижней кромкой и дном емкости, площадь сечения которого и площадь сечения между двумя перегородками больше площади поперечного сечения патрубка для вывода нефти на 20-25%, высота второй перегородки составляет не менее 1,1 внутреннего радиуса емкости. Сепаратор содержит также регулятор уровня 7, расположенный в измерительной части емкости, запорный клапан 8, счетчик 9 на выходе нефти, регулятор перепада давления 10, брызгоулавливатель 11, установленные на патрубке вывода газа.

Сепаратор работает следующим образом.

Продукция скважин поступает в сепаратор через патрубок ввода (см. чертеж) и по наклонной сливной полке 5 стекает в противоположный конец емкости 1 и медленно течет по технологической (сепарационной) части 3, в которой происходит окончательная сепарация - выделение пузырьков газа.

Эффективность окончательной сепарации зависит от времени пребывания нефти в емкости 1 (которое в свою очередь определяется объемом нефти в сепарационной части 3 и расходом нефти через сепаратор) и величины зеркала испарения (поверхности нефти). Уровень нефти в сепарационной части 3, следовательно, объем нефти в ней, время пребывания нефти в сепараторе и наибольшее зеркало испарения обеспечиваются высотой перегородки 2, равной радиусу емкости.