Научно-производственный центр «СКПнефть» организован в 1992 году. Основное направление его деятельности определилось исходя из опыта, приобретенного сотрудниками при работе на промыслах и в институтах «ВНИИСПТнефть», «БашНИПИнефть». Она включает разработку и оснащение нефтегазодобывающих предприятий средствами и методами обеспечения достоверности контроля количества добываемой продукции и потерь нефти при ее сборе и подготовке, в частности приборами и методиками измерений капельной жидкости в газе, давления насыщенных паров нефти, содержания в ней свободного и растворенного газа.
Измерение дебитов производится чаще всего сепарационным методом. При этом газожидкостная смесь (ГЖС) перед измерением поступает в сепаратор, где часть газа, находящегося в свободном состоянии, отделяется и вместе с каплями жидкости поступает на газовый счетчик, а другая часть остается в нефти, поступающей на счетчик, в растворенном состоянии и в виде мелких пузырьков. Наличие в газовом потоке капельной жидкости, а в нефтяном потоке мелкодисперсного газа искажает показания счетчиков.
Контроль загрязненности газа производится по МИ 3270-2010 «Содержание капельной жидкости в потоке природного и попутного газа» с применением пробозаборников ИКЖ, а контроль содержания свободного газа в нефти — по МИ 2575-2000 «Нефть. Остаточное газосодержание» (РМГ 104-2010) с использованием прибора УОСГ-100СКП.
Для получения точной информации о дебите скважин необходимо в показания жидкостного и газового счетчиков вносить также коррекцию на содержание в нефти растворенного газа.
Определение содержания растворенного газа в нефти (VРГ) производится в потоке в диапазоне от 0,5 до 25 м3 /м3 по МИ 3035-2007 «Остаточное содержание растворенного газа в нефти компании «ТНК-ВР» с применением прибора УОСГ-1РГ, в лабораторных условиях в диапазоне от 0,1 до 20 м3 /м3 по МИ 2575-2000 с использованием прибора АЛП-01ДП и пробоотборника ИП-1, а также с применением прибора АЛП-1РГ и пробоотборника ИП-3 по ФР.1.31.2015.19704 «Содержание растворенного газа в нефти после сепарации при различных давлениях и температурах» в диапазоне от 0,1 до 150 м3 /м3 . При этом, получая зависимость VРГ = f (PC, TC) и закладывая ее в память контроллера замерной установки (ЗУ), можно в автоматическом режиме вносить коррекцию в массу нефти и объем газа. Отсутствие такой зависимости в контроллере мультифазной ЗУ не позволяет получать с ее помощью достоверную информацию о дебитах скважин.
При пробной разработке месторождения ЗУ часто отсутствует. В этом случае газовый фактор может определяться комплексным применением прибора УОСГ-СКП (ФР.1.31.2015.19788 «Содержание свободного газа в нефти и газожидкостной смеси») и одного из упомянутых выше методов измерения VРГ.
Около 80% потерь углеводородов обычно приходится на товарные парки.
Для их существенного снижения в 90-е годы АНК «Башнефть» приняла решение и успешно реализовала программу оснащения этих парков системами улавливания легких углеводородов (УЛФ).
Для получения исходных данных при проектировании и оценки эффективности работы систем УЛФ НПЦ «СКПнефть» был разработан комплекс средств и методов контроля потерь от испарения, в частности: прибор АЛП-01ДП-01 — измерение ДНП по ГОСТ Р 8.601-2003 «Давление насыщенных паров нефти и нефтепродуктов» (ГОСТ 8.601-2010); МИ 2566-99 «Нефть. Потери от испарения в резервуарах» (РМГ 107-2010); МИ 2795-2003 «Потенциальные потери углеводородов в нефти от испарения» и МИ 3093-2007 «Нефть. Общие технологические потери на нефтедобывающих предприятиях».