Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологий эксплуатации скважин и подготовки природного газа на поздней стадии разработки крупных газовых месторождений

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Дудов, Александр Николаевич

Введение

1. АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ И ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ПРИ ДОБЫЧЕ, СБОРЕ И ПОДГОТОВКЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА

1.1 Анализ обводнения скважин Уренгойского ГКМ и пути исключения межколонных перетоков и водопоглощения

1.2 Анализ систем сбора газа

1.2.1 Основные процессы и осложнения, возникающие в системе сбора газа

1.3 Современное состояние абсорбционной аппаратуры и направление интенсификации ее работы

1.4 Анализ существующих технологических схем абсорбционной осушки

1.5 Анализ технологических схем осушки природного газа на газовых месторождениях Тюменской области

Выводы

2. АНАЛИЗ ПРОБЛЕМ И РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ МЕЖКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ, ИЗОЛЯЦИИ ПОГЛОЩАЮЩИХ ГОРИЗОНТОВ, ДОБЫЧИ ГАЗА ИЗ ОБВОДНЯЮЩИХСЯ СКВАЖИН

2.1 Разработка технологии ликвидации межколонных газопроявлений в скважине

2.2 Разработка технологии блокировки поглощающих пластов в скважине

2.3 Совершенствование технологических процессов по изоляции подошвенных вод в газовых скважинах

2.4 Разработка технологии добычи газа из обводняющейся скважины

Выводы

3. РЕЗУЛЬТАТЫ КОМПЛЕКСНОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ УКПГ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ОСНОВНОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

3.1 Анализ работы технологического оборудования осушки газа

3.1.1 Результаты комплексного обследования эффективности работы основного технологического оборудования УКПГ

3.1.2 Результаты обследования эффективности работы технологического оборудования УКПГ

3.1.3 Статистическая обработка данных обследования работы оборудования осушки газа на УКПГ

3.2 Контроль качества подготовки углеводородного сырья Уренгойского ГКНМ

3.3 Основные параметры работы технологического оборудования на УКПГ сеноманской залежи

3.4 Анализ и результаты исследования влияния загрязненности ДЭГ на работу основного технологического оборудования УКПГ сеноманской залежи

Выводы

4.РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ СИСТЕМ СБОРА ГАЗА И РАБОТЫ АБСОРБЦИОННЫХ УСТАНОВОК

4.1 Разработка рекомендаций по совершенствованию систем сбора и работы абсорбционных установок осушки природного газа

4.1.1 Рекомендации по оптимизации работы системы сбора природного газа

4.1.2 Рекомендации по совершенствованию работы установок регенерации абсорбента

4.1.3 Определение концентрации регенерированного диэтиленгликоля по параметрам регенерации

4.1.4 Обеспечение совместимости работы системы "абсорбер -* десорбер"

4.2 Анализ динамики загрязнения и разработка рекомендаций по совершенствованию работы фильтрующих элементов

4.2.1 Исследование динамики загрязнения фильтр-патронов

4.2.2 Рекомендации по модернизации существующих фильтр-патронов и разработка новых конструкций

4.3 Рекомендации по предупреждению засоления ДЭГ

4.4 Оценка возможности применения триэтиленгликоля в качестве абсорбента на УКПГ Уренгойского ГКМ

4.4.1 Анализ физико-химических и осушающих свойств триэтиленгликоля

4.4.2 Оценка возможности применения ТЭГ в качестве абсорбента на Ф УКПГ Уренгойского месторождения

4.5 Основные направления реконструкции установок подготовки природного газа на газовых месторождениях Крайнего Севера

Выводы

5. АНАЛИЗ РАБОТЫ И РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО РАБОТЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПО СХЕМЕ ДКС- УКПГ - ДКС, УКПГ - ДКС - ДКС

5.1 Анализ технологических схем осушки газа при эксплуатации по схемам размещения ДКС П-ой очереди до и после УКПГ

5.1.1 Анализ и пути повышение эффективности работы технологического оборудования в технологической цепочке ДКС-2 - УКПГ -ДКС

5.1.2 Анализ технологический схемы осушки газа при размещении ДКС П-ой очереди за УКПГ

5.1.3 Анализ результатов комплексного обследования УКПГ-2 при работе по схемам "ДКС - УКПГ - ДКС" и "УКПГ - ДКС - ДКС"

5.1.4 Анализ результатов эксплуатации модернизированной технологической нитки № 7 на УКПГ-2 УНГКМ

5.1.5 Анализ использования серийных ABO для охлаждения сырого (неосушенного) газа

Выводы

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологий эксплуатации скважин и подготовки природного газа на поздней стадии разработки крупных газовых месторождений"

В настоящее время в промышленной разработке находятся уникальные газовые и газоконденсатные месторождения Крайнего Севера и Западной Сибири, отличающиеся сложными природно-климатическими и горно-геологическими условиями: Медвежье, Уренгойское, Ямбургское. В перспективе дальнейший прирост добычи газа будет осуществляться за счет разработки более мелких по запасам месторождений, расположенных в Надым - Пур -Тазовском районе рядом с базовыми месторождениями, а также за счет группы месторождений расположенных на полуострове Ямал. Введение в разработку новых месторождений Крайнего Севера (более 70 % разведанных запасов России) требует обобщения опыта проектирования, обустройства и эксплуатации подобных месторождений. На Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении (УНГКМ) подготовка природного газа к транспорту в основном производится путем абсорбционной осушки и низкотемпературной сепарации (НТС). УНГКМ является уникальным месторождением по запасам, по составу добываемого сырья и по объемам добываемой продукции. Изменяющиеся в процессе разработки месторождений условия добычи и подготовки углеводородов (снижение пластового давления, обводнение пластов, межколонные перетоки, водопоглощение, увеличение влагосодержания газа и др.) требуют новых технических и технологических решений, обеспечивающих повышение эффективности эксплуатации скважин и технологий промысловой подготовки газа и углеводородного конденсата. Особенно актуальны проблемы предупреждения и ликвидации осложнений при эксплуатации месторождений в условиях падающей добычи.

Диссертационная работа выполнялась в соответствии с программой долгосрочной стратегией развития ОАО «Газпром», тематическим планом важнейших научно-исследовательских работ ОАО «Газпром» и ООО "Уренгойгазпром".

ЦЕЛЬ РАБОТЫ

Совершенствование технологий эксплуатации скважин и подготовки природного газа на крупных газовых месторождениях Крайнего Севера в период падающей добычи на основе анализа и обобщения опыта эксплуатации сеноманской залежи УНГКМ.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

Разработать эффективные технологии ликвидации межколонных перетоков, борьбы с поглощениями и изоляции подошвенных вод для условий пониженных пластовых давлений.

Провести обследования установок комплексной подготовки газа (УКПГ) для определения показателей работы основного технологического оборудования осушки газа и разработать технико-технологические решения по повышению эффективности его эксплуатации в период падающей добычи.

Обосновать рациональные схемы подключения дожимных компрессорных станций (ДКС) на разных стадиях эксплуатации крупных газовых месторождений (на основе опыта разработки УНГКМ).

Разработать технологические и конструктивные решения по повышению эффективности работы аппаратов воздушного охлаждения (ABO).

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

В работе использованы методы математической статистики, физического и математического моделирования процессов подготовки природного газа к транспорту, методы промысловых и лабораторных исследований, методы теории оптимизации.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА 1. Для условий падающей добычи газа (падение давления, обводнение пластов, межколонные перетоки) на УНГКМ разработаны новые технологические растворы и технологии их применения при строительстве скважин и производстве ремонтноизоляционных работ (РИР) а) составы растворов, образующих в процессе смешения и продвижения в затруб-ном пространстве высоковязкую дисперсную систему, позволяющую эффективно ликвидировать межколонные и заколонные газопроявления и увеличить продолжительность эффекта герметизации неплотных соединений эксплуатационной колонны, каналов и трещин в цементном камне путем повышения эффективной вязкости, структурно-механических свойств и устойчивости закачиваемой смеси (патент РФ № 2144130); б) для эффективной блокировки поглощающих пластов в скважине в качестве блокирующей жидкости использовать композицию из двух и более составов, образующих в процессе смешения вязкую структуру, обладающую высокими адгезийными и обратимыми свойствами (патент РФ № 2144608); в) для эффективной изоляции подошвенных вод осуществлять закачку суспензии минерального вяжущего на органической основе раствора и жидкости отверждения, причем в качестве суспензии минерального вяжущего раствора используется цементный раствор, затворенный на водном растворе гликоля концентрацией 75 - 80 масс. % (этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ) или триэтиленгликоль ТЭГ), в количестве 40-50 % от массы цемента.

2. По результатам регрессионного анализа уточнены эмпирические зависимости потерь ДЭГ от фактора скорости по различным типам аппаратов. Разработана номограмма для определения концентрации регенерированного ДЭГ в зависимости от основных технологических параметров процесса - температуры и давления в испарителе, расхода стриппинг газа, концентрации насыщенного ДЭГ. Выявлены и обоснованы параметры ДЭГ для эффективной осушки газа на стадии падающей добычи.

3. Усовершенствована система коагуляции мелкодисперсной жидкости в фильтр-патронах многофункциональных аппаратов осушки посредством увеличения эффективной площади фильтрации в разработанных фильтр-патронах за счет использования двух фильтрующих слоев и изменения направления потока газа с целью уменьшения жидкостной нагрузки на основной фильтрующий слой (патенты РФ № 2136351 и № 2153918).

4. Разработан алгоритм прогноза условий осушки газа в течение всего периода эксплуатации месторождения для различных схем подключения ДКС к УКПГ.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ

1. Разработана технология эффективной эксплуатации и ремонта скважин в условиях обводнения, межколонных перетоков и водопоглощения.

2. На основе анализа результатов комплексного обследования УКПГ разработаны и внедрены новые фильтрующие элементы абсорбционных аппаратов, рекомендации по совершенствованию работы ABO и установок регенерации ДЭГ.

3. Даны рекомендации по прогнозированию работы УКПГ с различными вариантами подключения ДКС в течение всего периода разработки месторождения.

РЕАЛИЗАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ В ПРОМЫШЛЕННОСТИ

На Уренгойском НГКМ внедрены следующие технологии.

1. Технология ликвидации межколонных и заколонных газопроявлений успешно реализована на скважинах №11062, 12091, 11053.

2. Разработанным блокирующим составом проведено глушение 25 газовых скважин и получены следующие результаты: способность сохранять фильтрационную характеристику пласта при освоении скважин; средний объём поглощаемой жидкости глушения сократился в 5 - 9 раз; сроки капитального ремонта и освоения скважин уменьшились в 2 - 3 раза.

3. Водоизоляционные работы по ограничению притока пластовой воды по новым технологиям проведены с положительным результатом более чем в 20 скважинах.

4. По результатам комплексных обследований УКПГ по определению эффективности работы основного технологического оборудования проведен регрессионный анализ статистического материала, что позволило рекомендовать график проведения ревизий и модернизаций технологических ниток УКПГ.

5. Определены и реализованы оптимальные режимы работы установок регенерации ДЭГ на УКПГ.

6. Модернизированные фильтр-патроны внедрены на УКПГ - 2, 8 Уренгойского НГКМ, что позволило снизить унос ДЭГ с осушенным газом до 1 - 5 г/тыс.м3 и довести межремонтный период аппаратов осушки газа до 2-х лет.

7. Разработаны и реализованы технологические и конструктивные решения по повышению эффективности работы ABO. Для охлаждения сырого газа после ДКС перед последующей осушкой рекомендован способ ступенчатого регулирования температуры охлажденного газа после ABO.

8. На основе комплексного обследования УКПГ - 2 при работе по схемам "ДКС-2 - УКПГ - ДКС-Iм и "УКПГ - ДКС-1 - ДКС-2" рекомендованы технологические схемы осушки для различных стадий разработки месторождений.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ Основные результаты диссертационной работы обсуждались: на научно-практической конференции ученых и специалистов ООО "Уренгойгазпром" (г. Новый Уренгой, апрель 1990 г.); на Х-й юбилейной научно-технической конференции ООО "Уренгойгазпром" (г. Новый Уренгой, октябрь 1993 г.); на XI-й научно-технической конференции ООО "Уренгойгазпром" (г. Новый Уренгой, ноябрь 1994 г.); на научно-техническом совете РАО "Газпром" (г. Саратов, октябрь 1995 г.); на 2-й Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России (г. Москва, сентябрь 1997 г.); на научно-технической конференции "Проблемы нефтегазового комплекса России" (г. Уфа, май 1998 г.); на научно-техническом совете РАО "Газпром" (пос. Развилка, ВНИИГаз, февраль 1998 г.), на Международной научно-технической конференции (г. Уфа, октябрь 2000 г.) и др.

Диссертационная работа выполнялась в соответствии с программой долгосрочной стратегии развития ОАО "Газпром", тематическим планом важнейших научно-исследовательских работ ОАО "Газпром" и ООО "Уренгойгазпром".

ПУБЛИКАЦИИ. Основное содержание работы изложено в 27 статьях и тезисах докладов, монографиях и 4 авторских свидетельствах и патентах.

В развитие теории и практики эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений значительный вклад внесли отечественные и зарубежные специалисты: Бас-ниев К.С.[Ъекиров T.mJ^ Берго Б.Г., Березняков А.И., Бухгалтер Э.Б., Бузинов С.Н., Гриценко А.И., Гужов H.A., Гухман Л.М., Дегтярев Б.В., Ермилов О.М., ЗибертГ.К., Зотов Г.А., Истомин В.А., Кабанов Н.И., Касперович А.Г., Кащицкий Ю.А., Клюсов В.А., Коротаев Ю.П., Кубанов А.Н, Кульков А.Н., Лакеев В.П., Ланчаков Г.А., Маслов В.П., Михайлов Н.В., Мурин В.И., Островская Т.Д., Петров В.Н., Ремизов В.А., Сиротин A.M., Смирнов B.C., Сулейманов P.C., Тер-Саркисов P.M., Толстов В.А., Тривус Н.В.,

Туревский E.H., [Халиф А.Л.|, [Худяков О.Ф.|, [Ширковский А.И.|, Шмыгля П.Т., Макогон

Ю.Ф., Бехар, Бишну, Кэмпбел, Ларие, Минкинен, Палерма, Роже, Слоан и многие другие.

Базовые фундаментальные знания по проектированию разработки и обустройства газовых и газоконденсатных месторождений позволили в 70-80 годы в кратчайшие сроки освоить гигантские месторождения Севера Западной Сибири - Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и другие. За эти годы накоплен огромный опыт эксплуатации месторождений в экстремальных природно-климатических условиях, требующий тщательного анализа и дальнейшего использования при освоении новых месторождений Западной Сибири и п-ва Ямал. Автор в своей работе рассмотрел узкий круг вопросов, связанных с осложнениями при разработке сеноманской залежи Уренгойского НГКМ и проанализировал ряд технологических приемов, позволяющих совершенствовать систему добычи, сбора и подготовки природного газа.

Автор выражает благодарность специалистам газовой отрасли, работникам ООО «Уренгойгазпром», ученым ВНИИГАЗ, УГНТУ и НТЦ, все коллегам за полезные замечания и рекомендации при выполнении диссертационной работы и существенную помощь во внедрении разработок.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Дудов, Александр Николаевич

ВЫВОДЫ

1. Проведен анализ эффективности технологической схемы осушки газа при работе по схеме ДКС-2 - УКПГ - ДКС-1 и выявлено следующее:

- повышается температура контакта процесса осушки, так как в летний период практически невозможно с применением ABO охлаждать газ до температуры сырьевого газа (температура газа перед УКПГ);

-в зимний период невозможна безгидратная эксплуатация ABO сырого газа при обеспечении интегральной температуры на выходе с ABO ниже 18-20 °С из-за неравномерности охлаждения газа по рядам трубок ABO;

- при размещении всех ступеней ДКС перед УКПГ с каждой установки газ будет отводиться при давлении магистрального газопровода (МГ). На каждую УКПГ требуются соответствующие капиталовложения для обеспечения работы системы и резервирования мощностей ДКС. По этой причине, в ряде случаев, принимается схема, когда часть мощностей на дожатие газа устанавливается перед каждой УКПГ, а другая часть размещается централизованно перед МГ. Осушенные потоки газа со всех УКПГ подаются на единую площадку, где смесь дожимается до требуемого давления и подается в магистральные газопроводы;

- размещение ступеней сжатия газа до и после установок осушки, при сохранении проектных значений добычи газа или ее незначительном сокращении, потребует реконструкции абсорберов (или ввод новых технологических ниток) с тем, чтобы обеспечить их нормальный гидравлический режим работы;

-при размещении ДКС до УКПГ необходима дорогостоящая модернизация

ABO.

2. Проведен анализ эффективности технологической схемы осушки газа при работе по схеме УКПГ - ДКС-1 - ДКС-2. Установлено:

-создается возможность централизации мощностей ДКС на одной или нескольких площадках. Благодаря этому, возможно некоторое ускорение темпов строительства, снижение числа резервных агрегатов, уменьшение числа обслуживающего персонала, нет необходимости строительства ЦОГ и т.д.;

- ввиду подачи на дожатие осушенного газа повышается надежность работы газоперекачивающих агрегатов. Это увеличивает межремонтный срок эксплуатации агрегатов.

Однако размещение ДКС после установок осушки имеет ряд недостатков, из которых можно указать следующие:

- со снижением давления требуется более глубокая осушка газа для того, чтобы он отвечал требованиям ОСТ 51.40-93. Опыт эксплуатации установок абсорбционной осушки показывает, что в случае соблюдения технологического режима, обеспечения эффективной работы массообменных элементов абсорберов и поддержания высокого качества циркулирующего в системе гликоля на установке осушки газа Уренгойского месторождения можно достичь "точку росы" газа по воде минус 20 °С и несколько ниже. При снижении давления ниже определенного уровня невозможно будет осушить газ до требуемой ОСТ 51.40-93 "точки росы". Следует отметить, что без ухудшения гидравлической характеристики газопровода можно установить несколько большее значение "точки росы" газа по воде и снизить значение давления процесса осушки газа, при котором можно получить кондиционный газ. Для этого необходимо разработать ТУ вместо действующего ОСТа;

- при сохранении объема добьгчи газа снижение давления приведет к повышению скорости газа в абсорбере, что увеличило бы гидравлические потери гликоля с обработанным газом, ухудшились бы также качественные показатели товарного газа. Следовательно, для обеспечения нормальной работы потребовалось бы ввести в эксплуатацию новые технологические нитки;

Предварительные расчеты и обработка статистической информации по режимам эксплуатации основного оборудования УКПГ-2 сеноманской залежи показывают, что размещение ДКС П-ой очереди 1-ой ступени за УКПГ позволит обеспечить требуемые параметры качества подготовки газа при незначительном увеличении потерь ДЭГ, которые можно избежать путем модернизации основного оборудования (силами предприятия "Уренгойгазпром"). По предварительным расчетам фактор скорости по аппаратам не будет превышать проектного. Результаты исследований показывают, что при размещении ДКС I и II ступени за УКПГ и при ожидаемых давлениях и отборах газа на УКПГ-2 (данные взяты из проекта разработки проекта ВНИИГАЗ) будет обеспечиваться качество подготовки газа. Унос ДЭГ на проектном оборудовании при этом изменяется незначительно (в пределах 10 %).

3. В технологическом плане выявлены следующие перспективные решения Уренгойского НГКМ:

- работа газового промысла по двухступенчатой схеме осушки газа (на примере УКПГ-3);

- предварительная осушка газа по схеме УКПГ - ДКС - ДКС, реализованная на УКПГ-2;

- подача метанола в нижний ряд теплообменных трубок секции и рециркуляция его через ABO;

- распределение расхода газа с увеличением от верхнего к нижнему ряду при сохранении среднего расхода по секции ABO.

4. Проведен анализ работы ABO и выявлены основные конструктивные и технологические недостатки, что дало возможность рекомендовать технологические пути решения проблем охлаждения сырого газа.

5. В конструкторском плане возможны следующие решения по повышению эффективности работы ABO:

- целесообразно на раме секции вдоль потока газа установить перегородку в виде металлической полоски или уголка, прикрывающего хотя бы одну нижнюю теп-лообменную трубку у рамы. Тем самым сократится количество циркулирующего у рамы холодного воздуха и уменьшится возможность локального гидратообразования;

- разработать и установить регулирующее устройство, чтобы перекрывать частично или полностью проходное сечения в зоне лопастей вентилятора на нижнем коробе (возможности для этого есть);

- деформировать оребрение нижнего ряда трубок пучков в нижней части оребрения в секторе 60. 70° трубки ребра до горизонтального положения ребер.

6. Организационные меры для обеспечения безгидратного режима охлаждения газа ABO включают в себя следующее:

- освобождение входного коллектора ABO от накапливающейся жидкости. Эта жидкость может эпизодически выносится в ABO, попадать в теплообменные трубки и способствовать гидратообразованию;

- если работает один вентилятор на секции, то с целью более быстрой эвакуации конденсирующейся при охлаждения жидкости и зародышей гидратов лучше, если будет включен вентилятор у выхода газа из секции;

- опыт эксплуатации ABO сырого газа на ДКС УКПГ-7 показывает, что вместо трех вариантов режима охлаждения (варьирование только включением-выключением вентиляторов) при варьировании и отключением секций и, соответственно, увеличением скоростей потока газа в теплообменных трубках (в том числе и нижних) в оставшихся в работе секциях (до трех-четырех) имеем не менее тридцати вариантов.

Этот метод может позволить без дополнительных капитальных затрат обеспечить достаточно надежную эксплуатацию ABO сырого газа в широком диапазоне температур;

- для снижения вероятности загидрачивания теплообменных трубок в дополнение к опыту УКПГ-7 предлагается организовать работу ABO в интервале температур, где нижний предел обеспечивает безгидратный режим эксплуатации работающих секций, а верхний предел интервала служит ориентиром для включения еще одной секции без увеличения вероятности последующего загидрачивания. Верхний предел определяет также экономическую целесообразность работы ABO. Если температура выше этого предела, то неоправданно повышаются эксплуатационные затраты на осушку газа.

7. Существующая технология и параметры системы осушки газа на УКПГ-2 на сегодняшний момент обеспечивают качество подготовки газа в летний и зимний период по работе УКПГ-2 по схеме "УКПГ-ДКС-ДКС".

8. Соответствие температуры «точки росы» ОСТ 51.40-93 при работе УКПГ в летний период по схеме «УКПГ-ДКС-ДКС» ожидается до 2005 г.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Для условий падающей добычи газа (падение давления, обводнение пластов, межколонные перетоки, водопоглощение) на УНГКМ разработаны новые технологические растворы и технологии их применения при строительстве скважин и производстве ремонтно-изоляционных работ (РИР): а) составы растворов, образующих в процессе смешения и продвижения в за-трубном пространстве высоковязкую дисперсную систему, позволяющую эффективно ликвидировать межколонные и заколонные газопроявления и увеличить продолжительность эффекта герметизации неплотных соединений эксплуатационной колонны, каналов и трещин в цементном камне путем повышения эффективной вязкости, структурно-механических свойств и устойчивости закачиваемой смеси (патент РФ № 2144130).

Технология ликвидации межколонных и заколонных газопроявлений успешно реализована на скважинах №11062, 12091, 11053. б) для эффективной блокировки поглощающих пластов в скважине в качестве блокирующей жидкости использовать композицию из двух и более составов, образующих в процессе смешения вязкую структуру, обладающую высокими адгезийны-ми и обратимыми свойствами (патент РФ № 2144608).

Разработанным блокирующим составом проведено глушение 25 газовых скважин и получены следующие результаты: способность сохранять фильтрационную характеристику пласта при освоении скважин; средний объем поглощаемой жидкости глушения сократился в 5 - 9 раз; сроки капитального ремонта и освоения скважин уменьшились в 2 - 3 раза. в) для эффективной изоляции подошвенных вод осуществлять закачку суспензии минерального вяжущего на органической основе и жидкости отверждения, причем в качестве суспензии минерального вяжущего используется цементный раствор, затворенный на водном растворе гликоля концентрацией 75 - 80 масс. % (этиленгли-коль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ) или триэтиленгликоль (ТЭГ)), в количестве 40-50 % от массы цемента.

Водоизоляционные работы по ограничению притока пластовой воды по новым технологиям проведены с положительным результатом более чем в 20 скважинах.

2. Разработана номограмма для определения концентрации регенерированного

ДЭГ в зависимости от следующих исходных параметров - температуры и давления в испарителе, расхода стриппинг газа, концентрации насыщенного ДЭГ.

Выявлены и обоснованы параметры ДЭГ для эффективной осушки газа: концентрация РДЭГ - 99,3 % масс., концентрация НДЭГ -96% масс., содержание легких углеводородов не более 0,5 % масс., содержание железа менее 0,5 % масс., содержа-ние минеральных солей в ДЭГ до 10000 - 12000 мг/дм .

Результаты комплексных обследований УКПГ по определению эффективности работы основного технологического оборудования позволили рекомендовать график проведения ревизий и модернизаций технологических ниток УКПГ. Регрессионным анализом статистического материала работы оборудования по осушке газа на УКПГ уточнены эмпирические зависимости потерь ДЭГ от фактора скорости по различным типам аппаратов.

3. Установлено, что увеличение эффективной площади фильтрации разработанных фильтр-патронов для многофункциональных аппаратов за счет использования двух фильтрующих слоев и изменения направления потока газа позволяет уменьшить жидкостную нагрузку на основной фильтрующий слой и снизить потери ДЭГ с осул шенным газом в капельном виде до 1 - 5 г/тыс.м газа и увеличить межремонтный период до двух и более лет (патенты РФ №2136351 и №2153918).

4. На основе комплексного обследования УКПГ - 2 впервые обоснованы рациональные схемы подключения ДКС по схемам "УКПГ-ДКС-ДКС", "ДКС-УКПГ-ДКС", "ДКС-ДКС-УКПГ", позволившие прогнозировать необходимые условия осушки газа в течение всего периода эксплуатации месторождения. Разработаны и реализованы технологические и конструктивные решения по повышению эффективности работы ABO.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Дудов, Александр Николаевич, Новый Уренгой

1. ОСТ 51.40-93 "Требования к качеству газа".- М.: Изд-во стандартов, 1993.

2. Бекиров Т.М. Системный подход к установлению показателей качества природного газа // Материалы научно-технического Совета РАО "Газпром", 1996,- С. 74 88.

3. Масленников В.В., Маслов В.Н., Кучеров Г.Г., Пономарев А.Н. Прогноз обводнения фонда эксплуатационных сеноманских газовых скважин / Сб. НТС "Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса".- М.: Недра, 1999,- С.

4. Сливнев B.JI. Повышение эффективности эксплуатации скважин на многозалежных объектах нефтегазоконденсатных месторождений,- Автореф. дисс. на со-иск. уч. степ. канд. техн. наук.- Уфа, 2000,- 24 с.

5. Патент СССР № 1771507. Е 21 В 33/138 М., 1992,- Б.И.- №

6. Патент СССР № 2047745. Е 21 В 43/2 М., 1988,- Б.И., №

7. Патент СССР № 1828912 Е 21 В 33/138 М., 1993,- Б.И., №

8. Патент РФ № 2136844 Е21 В 33/138 М, 1999.- Б.И., №

9. П.Закиров С.Н., Коротаев Ю.П., Вяхирев Р.И. Активное воздействие на водонапорный режим с целью увеличения компонентоотдачи пласта / ОИ Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений,- М.: ВНИИГаз, 1981,-Вып.8.-С. 12- 17.

10. Гухман JI.M. Подготовка газа северных газовых месторождений к дальнему транспорту. Л.: Недра, 1980. - 161 с.

11. Кафаров В.В. Основы массопередачи. -М.: Высшая школа, 1972. 496 с.

12. Рамм В.М. Абсорбция газов. -М.: Химия, 1976. -656 с.

13. Кашицкий Ю.А., Зиберт Г.К., Сун А.М. Анализ состояния абсорбционного оборудования. -Газовая промышленность, 1980, №1, 21-24 с.

14. Пятничко А.И., Крушневич Т.К. Абсорбционное оборудование повышенной производительности для обработки газа. -М.: ВНИИЭГазпром, 1986, 41 с. (Обз. Ин-форм. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата, вып. 1).

15. Молоканов Ю.К. Процессы и аппараты нефтегазопереработки. -М.: Химия, 1980 407 с.

16. Кемпбел Д.М. Очистка и переработка природных газов. М.: Недра, 1977.349 с.

17. Берлин М.А., Волков Н.П. И др. Сбор, подготовка и переработка нефтяного газа за рубежом // Нефтепромысловое дело: ОИ. -М., 1986. -Вып. 10 (9117)-48 с.

18. Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов. М.: Недра, 1987.256 с.

19. Иванович Б.И., Тагиев В.Г., Тункеев Л.Е. Оптимизация режима работы объектов промысловой подготовки газа // Подготовка и переработка газа и газового конденсата: ОИ. -М., -1981. -Вып. 4-42 с.

20. Винокур А.Е., Халиф A.JL, Гуревский E.H. Подготовка к транспорту газа с малым конденсатным фактором // Подготовка и переработка газового конденсата: ОИ. -М., 1982. -Вып. 8-46 с.

21. Хафизов А.Р., Чеботарев В.В., Абызгильдин А.Ю. Процессы абсорбционного разделения при подготовке газа. -Уфа: УГНТУ, 1997. 140 с.

22. Богатых К.Ф. Автореферат диссертации на соискание уч. ст. док. техн. наук,- Уфа, 1991,- 48 с.

23. Земанек П., Заховал Ч., Ялинек Я. Вклад фирмы ГЛИТЧ в развитие нефтегазопереработки (к 85-летию создания фирмы)//Актуальные проблемы состояния и развитие нефтегазового комплекса России: тез. НТК,- М., 1997,- С. 245.

24. Хафизов А.Р. Автореферат диссертации на соиск. уч. ст. докт. техн. наук "Повышение эффективности технологических процессов сокращения технологических потерь при подготовке углеводородного сырья".- Уфа, 1998.

25. Истомин В.А., Ефимов Ю.Н. Усовершенствованная технологическая схема двухстадийной абсорбционной осушки газа на северных месторождениях // Сб. науч.трудов: Актуальные проблемы освоения газовых месторождений Крайнего Севера. -М.: ВНИИГАЗ, 1995. -с.59-72.

26. Гузов В.Ф. Модернизация многофункциональных аппаратов // Газовая промышленность,- М.:Недра, 1992,- №1,- С. 17-19.

27. Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России.- М.: Недра, 1999-473 с.

28. Pat. #1.282.494. (Gr. Br.) Apparatus for dehydrating organic liquids./ Reid L.S.

29. Pat . #3.616. 598. (USA) Method and system for reconcentrating liquid absorbent. / Toral A.J.

30. Pat. #3.648.434. (USA) Glycol regeneration using eductor blash separation. / Gravis Ch. K., Hondson R.A.

31. Pat. #3.824.177. (USA) Method and system for reconcentration solute rich liquid absorbent. / Honerkamp J.D.

32. Кузьмина А.С. Растворы гликолей для глубокой осушки газа // Газовая промышленность, 1974,- №5.- С.37-38.

33. Pat.#3.209.519. (USA) Absorption process and apparatus. / Lloyd T. Hendrix.

34. Pat. #3.233.390. (USA) Apparatus reconctntrating liquid desiccant. / Meyers1. Ch.O.

35. Виленский Л.М., Кашитский K.A., Ярмизина Э.К. Установки регенерации гликолей // Науч.-техн. Обз. / Серия: Подготовка и переработка газа и газового конденсата.-М.: ВНИИЭгазпром, 1973.- 48 с.

36. Халиф А.Л., Жданова Н.Ч., Попов В.А. и др. Пути интенсификации осушки природного газа растворами гликолей // Науч.-техн. обз./Серия: Переработка газа и газоконденсата.- М.: ВНИИЭгазпром, 1977. 23 с.

37. Smith R/S/ Gas dehydration process upgraded.- Hydrocarbon Processing, 1990,-V. 69,-№1,-P. 75-77.

38. Бекиров Т.М., Изотов Н.И. О подготовке газа к транспортированию по упрощенной схеме.- В сб.: Транспорт, переработка и использование газа в народном хозяйстве,- М.: ВНИИГАЗпром, 1984.- №10,- С. 1 6.

39. Осушка газа при низких температурах контакта / Т.М. Бекиров, С.Т. Пашин, В.И. Елистратов, Л.Г. Чикалова, Т.А. Солодоникова.-В сб.: Подготовка, переработка и использование газа.- М.: ВНИИЭгазпром, 1986,- Вып. 6,- С. 5-9.

40. Ланчаков Г.А., Ефимов Ю.Н., Истомин В.А., Кульков А.Н. Совершенствование технологии абсорбционной осушки на Уренгойском ГКМ при подключении

41. ДКС второй очереди //Сб. науч. тр. Актуальные проблемы освоения газовых месторождений Крайнего Севера,- М.: ВНИИГАЗ, 1995. С. 73-84.

42. Оценка эффективности научно-технических решений, реализованных на нефтегазодобывающих объектах ОАО "Газпром" / Материалы НТС ОАО "Газпром".-М„ 1999,-212 с.

43. Давлетов K.M. Комплексная очистка диэтиленгликоля на абсорбционных установках осушки газа месторождения Медвежье //Сб. науч. тр. /Повышение эффективности освоения месторождений Крайнего Севера.-М.: Недра, 1997. С. 354-362.

44. Жданова Н.В., Халиф А.Л. Осушка природных газов,- М.: Недра, 1984.172 с.

45. Ланчаков Г.А., Юпосов В.А., Щипачев В.Б. Эффективность абсорбционного оборудования на газовых месторождениях Тюменской области. -М.: ИРЦ Газпром, 1994- 24 с.

46. Бекиров Г.М., Кабанов Н.И., Ланчаков Г.А. и др. Повышение эффективности работы УКПГ Уренгойского месторождения в компрессорный период эксплуатации. М.: ИРЦ Газпром, 1996 49 с.

47. Юпосов В.А. Повышение эффективности промысловой подготовки газа с использованием диэтиленгликоля в условиях Западной Сибири: Автореферат диссертации на соис. уч. ст. канд. техн. наук,- Тюмень, 1998,- 28 с.

48. Гриценко А.И., Истомин В.А. Актуальные направления исследований по совершенствованию технологий добычи природного газа в осложненных условиях.-М.: ИРЦ Газпром, 1994.- С. 205-207.

49. Бекиров Т.М., Губек В.Е., Сулейманов В.А. и др. Комплексный подход к сбору, подготовке и транспортированию газа в районах Крайнего Севера // ОИ серия: подготовка и переработка газа и газового конденсата. -М.: ВНИИОЭНГ, 1991. 61 с.

50. Бекиров Е.М. Пути интенсификации процессов промысловой и заводской обработки газа // ОИ. сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата,- М.: ВНИИЭгазпром, 1987,- Вып. 6,- 43 с.

51. Кабанов Н.И. и др. Основные направления реконструкции и технологического перевооружения объектов добычи и подготовки к транспорту газа и газового конденсата //Материалы научно-технического Совета РАО Газпром. -М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, 1996. с. 3-8.

52. Рассоловская С.Г. Технология подготовки газа в период компрессорной эксплуатации Уренгойского газоконденсатного месторождения //Материал научно-технического Совета РАО Газпром. -М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, 1996. с. 33-52.

53. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. // Справочное руководство в 2-х томах. Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова, М.: Недра, - 1984.

54. Туревский E.H., Елистратов В.И., Кубанов А.М. и др. Новые технические решения при обустройстве Ямбургского ГКМ // Обзорная информация Сер. "Подготовка и переработка газа и газового конденсата", Вып. 5 М.: ВНИИЭгазпром. -1988.

55. Патент РФ 1350447. Способ подготовки углеводородного газа к транспорту. / Бурмистров А.Г., Истомин В.А., Лакеев В.П., Сулейманов P.C., Кульков А.Н., Ко-лушев Н.Р., Ставицкий В.А.- № 4072598. Заявлено 30.05.86; Опубл. Бюл. №41 -1987.

56. Патент РФ 1606827. МКИ В01Д 53/26. Способ подготовки углеводородного газа к транспорту. / Истомин В.А., Лакеев В.П., Салихов Ю.Б, и др. Бюл. № 42 // Открытия. Изобретения. - 1990.

57. Патент РФ 1636658 СССР, МКИ F 25 В 11/00. Способ подготовки газа газо-конденсатных месторождений к транспорту. / Царев И.Н., Колушев Н.Р., Салихов Ю.Б. и др. Бюл. № 11. Заявл. 01.07.88; Опубл. 23.03.91.

58. Патент РФ 1669574. Устройство для распыления и впрыска жидкости в поток газа. / Криштафович А.Г., Плужников Г.С., Заворыкин А,Г.

59. Чугунов Л.С., Давлетов K.M., Кашицкий Ю.А., Игнатьев М.П., Ярхо С.А., Ермилов О.М. Результаты исследований работы аппаратов воздушного охлаждения газа в условиях северных месторождений, РАО "ГАЗПРОМ", М., - 1998.

60. Николаев В.В. Комплексная технология глубокой очистки и разделения природного газа Оренбургского месторождения, РАО "ГАЗПРОМ", М., 1998.

61. Чугунов Л.С., Давлетов K.M., Фесенко С.С., Игнатьев М.П., Кашицкий Ю.А., Ярхо С.А., Ермилов О.М. Способы регулирования процессов охлаждения газа в аппаратах воздушного охлаждения в условиях месторождений Крайнего Севера, РАО "ГАЗПРОМ", М., 1998.

62. Коротаев Ю.П. и др. Подготовка газа к транспорту М.: "Недра" - 1973,с.240.

63. Истомин В.А., Лакеев В.П., Ставицкий В.А. и др. Новая технология промысловой обработки газа.// Материалы научно-технической конференции "Проблемы освоения нефтегазовых месторождений Западной Сибири" М.: ИРЦ Газпром, -1993.

64. Толстов В.А., Ланчаков Г.А., Кульков А.Н., Ставицкий В.А. и др. Опыт эксплуатации и модернизации сепарационного оборудования на объектах добычи газа северных месторождений.// М., Журнал "Химическое и нефтяное машиностроение", 1995,-№ 12.

65. Патент РФ 1466782. Способ подготовки природного газа к транспорту. // Бурмистров А.Г., Истомин В.А., Губяк В.Е., Лакеев В.П., Кульков А.Н., Кабанов Н.И., Ставицкий В.А. № 4248594. Заявлено 26.05.87 - Выдано 15.11.88.

66. Толстов В.А., Ибрагимов И.Э., Ставицкий В.А. Совершенствование конструкции многофункциональных абсорберов осушки газа. // М., Журнал "Химическое и нефтяное машиностроение" № 6, - 1996.

67. Толстов В.А., Кочанова Т.В., Ставицкий В.А. Повышение надежности работы абсорберов осушки газа в течение межремонтного цикла. // М., Журнал "Химическое и нефтяное машиностроение" № 6, - 1996.

68. Бекиров Т.М., Халиф А.Л., Анисонян A.A., Сперанский Б.В., Воронин В.И., Кашицкий Ю.А. Оптимизация режимов работы установок осушки газа. // Серия "Подготовка и переработка газа и газового конденсата", № 9, - М.: ВНИИЭгазпром, - 1985.

69. Бекиров Т.М., Кузьмина A.C., Фролочкин Н.Г., Ефимов Ю.Н., Кабанов Н.И. Повышение эффективности работы установок осушки газа. // Серия "Передовой производственный опыт в газовой промышленности", вып. 4, М.: ВНИИЭГазпром, -1989.

70. Ютюсов В.А., Щипачев В.Б., Мокроносов А .Л. Инструкция по модернизации многофункциональных аппаратов подготовки газа. Тюмень, ТюменНИИги-прогаз, - 1986.

71. Изосимова Н.П. Обессоливание гликолей на установках осушки газа Тюменской области // сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата, М.: ВНИИЭГазпром, вып. 10, - 1979.

72. Макогон Ю.Ф., Малышев А.Г., Седых А.Д., Унароков К.Л., Топчев Ю.И. Временная инструкции по предупреждению и ликвидации гидратов в системах добычи и транспорта газа. М.: ВНИИГаз, - 1983.

73. Маслов В.М., Концепции анализа и совершенствования техники и технологии промысловых подготовки и транспорта газа. Ташкент: Фан, - 1997.

74. Балыбердина И.Т. Физические методы переработки и использования газа. -М.: Недра. 1988, 248 с.

75. Дудов А.Н., Ставицкий В.А., Абсалямова А.Х., Назаренко Т.С., Истомин В.А. Опыт нормирования и прогнозирования технологических потерь ДЭГ на УКПГ

76. Клюсов В.А., Щипачев В.Б., Гузов В.Ф., Салихов Ю.Б. Опыт эксплуатации многофункциональных аппаратов на Уренгойском месторождении // Обз. информация. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата.- М.: ВНИИГазпром, 1997,- Вып.4,- 26 с.

77. Дудов А.Н., Ахметов A.A., Шарипов A.M., Хадиев Д.Н., Киряков Г.А., Жуковский К.А. Способ ликвидации заколонных газопроявлений в скважине. Патент РФ № 2144130 С 17 Е 21 В 33/138 от 10.01 2000.

78. Дудов А.Н., Ахметов A.A., Ширипов A.M., Киряков Г.А., Хадиев Д.Н., Жуковский К.А. Способ блокировки поглощающих пластов в скважине. Патент РФ № 2144608 С 17 Е 21 В 33/138 от 20.01 2000.

79. Бекиров Т.М., Кузьмина A.C., Гуревский E.H., Халиф A. JI. Исследование процесса осушки газа при низких температурах контакта. Газовая промышленность. 1988. -№3. с. 49-50.

80. Моргунов Р.Д., Селихова Е.К., Фурман И.Я. Развитие газовой промышленности и анализ технико-экономических показателей // Экономика, организация и управление в газовой промышленности: ОИ. -М., 1976. -52 с.

81. Ремизов В.Р. Энергетическая стратегия России. Повышение эффективности освоения газовых месторождений Крайнего Севера. Сборник научных трудов. -М.: Недра, 1997, -655 с.

82. Стратегия развития газовой промышленности России. Под общей редакцией проф. Вяхирева Р.И. и главного корреспондента Макарова A.A. М.: Энерго-томиздат, 1997. -944 с.

83. Дудов А.Н., Ставицкий В.А., Хафизов А.Р. Совершенствование процесса подготовки газа в условиях падающей добычи / Сб. науч. тр. Научно-технические достижения и передовой опыт в нефтегазовой промышленности.- Уфа:УГНТУ, 1999.-С. 234-238.

84. Истомин В.А., Лакеев В.П., Сулейманов P.C., Кульков А.Н., Ставицкий В.А. Новая технология промысловой обработки газа,- В сб.: Проблемы освоения нефтегазовых месторождений Западной Сибири. М.: ИРЦ Газпрома, 1994. С. 115-117.

85. Кабанов А.Н., Сулейманов В.А., Туревский E.H. Анализ вариантов подготовки газа Бованенковского ГКМ и условий эксплуатации газопровода,- Газовая промышленность, 1994, №3.С.8-10.

86. Дудов А.Н., Кульков А.Н., Ставицкий В.А., Ефимов Ю.Н., Истомин В.А. Обеспечение качества подготовки углеводородного сырья, добываемого на промыслах Уренгойского ГКМ. В сб. НТС по качеству газа. М.: ИРЦ Газпром, 1998, февраль, с. 43 -.56.

87. Клюсов В.А., Касперович А.Г. Анализ эффективности работы систем абсорбционной осушки природного газа. Обз. инф. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ВНИИЭгазпром, 1984, вып. 9, 53 с.

88. Зиберт Г.К. Глушко И.К., Галдша Л.Б. Пути совершенствования технологического оборудования подготовки и переработки природных газов. Обз. инф. Сер. Химическое и нефтеперерабатывающее машиностроение. — М.: ЦИНТИХИМ-Нефтемаш, 1986, 37 с. 37 с.

89. Инструкция по модернизации многофункциональных аппаратов подготовки газа / В.А. Клюсов, В.Б. Щипачев. А.Л. Мокроносов. РД 9510-73-86, утв. 20 июня 1986г. Ю.И. Топчевым,- Тюмень: ТюменНИИГипрогаз, 1986, 34 с.

90. Елистратов A.B. Современное состояние и пути интенсификации абсорбционной осушки газа.- В сб.: Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа, 1997, № 11. С. 26 35.

91. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. — М.: ИРЦ Газпром, 1997, № 9— 10. С. 23-39.

92. Клюсов В.А., Касперович А.Г. Анализ эффективности работы систем абсорбционной осушки природного газа // Обз. информация. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ВНИИЭГазпром, 1984,- Вып. 9,- С.8-13.

93. Гухман Л.М., Минаков В.В., Клюсов В.А. О совершенствовании технологии абсорбционной осушки для северных месторождений природного газа // Обз. информация. Сер. Переработка газа и газового конденсата. М.: ВНИИЭГазпром, 1976,- Вып.З.

94. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата -М.: Недра, 1999,-596 с.

95. Хафизов А.Р., Зайнуллин В.Ф., Соколовский A.B. Совершенствование процессов осушки природного газа // Проблемы разработки газовых и газоконденсат-ных месторождений: Тез. докл. НТК.- М., 1996,- С.91-92.

96. Богатых К.Ф. и др. Изготовление пакетов регулярных насадок // Химическое и нефтяное машиностроение.- М., 1987.- №5.- С. 29-31.

97. Патент № 2108851 Способ осушки углеводородного сырья /Хафизов А.Р. Абызгильдин Ю.М. Б.И., 1998,-№ 11.

98. Борьба с отложениями солей при добыче и обработке природного газа. Серия "Переработка газа и газового конденсата",- ВНИИЭГазпром, 1976.

99. Соловьев С.И., Михельман А.И. К вопросу обессоливания диэтиленгли-коля. Нефть и газ,- №2,- 1974.

100. Регенерация абсорбентов // Газовая промышленность. Серия "Подготовка и переработка газа и газового конденсата".-М.: ВНИИЭГазпром,- №3.- 1985.

101. Отчет по теме "Разработка технологического регламента на проектирование опытно-промышленной установки по очистке ВДЭГа от примесей",- М.: ВНИИГАЗ, 1995.

102. Бекиров Т.М., Кабанов Н.И. и др. О возможности использования триэти-ленгликоля на установках осушки газа. Серия: Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа.- М.: ИРЦ Газпром, 1995,- № 9-10.

103. Гликоли и опыт их применения в нефтяной и газовой промышленности. Обзор зарубежной литературы. Серия: Газовое дело.- М.ВНИИОЭНГ, 1970.

104. Лисовский В.Ф., Виленский П.М., Гибкин В.И. и др. Перевод на триэти-ленгликоль установки осушки газа // Газовая промышленность. 1997,- № 11.- С. 48 -49.

105. Инструкция по расчету влагосодержания природного газа.- Тюмень, 1982.-59 с.

106. Исследование и подбор новых видов сорбентов с целью создания новых, высокоэффективных конструкций и узлов абсорберов ЦКБН // Отчет по теме 41-69,-Подольск, 1970.

107. Разработать технические и проектные решения, обеспечивающие подачу кондиционного газа в системы магистральных газопроводов с промыслов // Заключительный отчет по теме 31 77,- Тюмень: ТюменНИИГипригаз, 1980.

108. Oil and gas J., 1957, v. 55, № 38, pp. 107 112.

109. Давлетов K.M. Принципы регулирования охлаждения газа в ABO применительно к Северным месторождениям // НТС. Сер. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа/ ИРЦ Газпром. 1997. -№9 - 10. - с. 45-52.

110. Истомин В.А., Ставицкий В.А. и др. Методы автоматического регулирования расходов ингибиторов гидратообразования в системах сбора и промысловой подготовки газа северных газоконденсатных месторождений. -М.: ИРЦ Газпром, 1996, с. 60.

111. Кононов В.И. и др. Газопромысловая система "Надымгазпрома",- Газовая промышленность.- № 5.- 1999,- с.38.

112. Пучкин А.Е. Аналитическое исследование гидравлических характеристик коллекторных систем теплообменных аппаратов,- М. "Теплоэнергетика", № 12, 1972 г.

113. Малафеев Н.Я. Гидравлический расчет коллекторов пароперегревателей. ОБТИ Главкотлотурбопром (ЦКТИ), 1940 г.

114. Идельчик Е.И. Аэродинамика промышленных аппаратов. М.-Л: "Энергия", 1964 г.

115. Гриценко А.И., Истомин В.А. и др. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. М.: ОАО "Издательство "Недра", 1999. - 473 с.

116. Энциклопедия газовой промышленности. 4-е изд. Пер. с франц. / Ред. пер. К.С. Басниев. М.: Акционерное общество "Твант", 1994. -884 с.

117. Смирнов А.Д., Антипов K.M. Справочная книга энергетиков.- М.: Энер-гоатомиздат, 1984,- С 166 177.

118. Теплотехнический справочник / Под ред. В.Н. Юренева и П.Д. Лебеде-М.: "Энергия", 1975.- С. 527.