Территория Нефтегаз № 5 2015

01.05.2015 10:00 Компьютерный тренажерный комплекс процессов подготовки нефти и газа к транспорту

В настоящее время запасы все большего числа месторождений нефти и газа относятся к категории трудноизвлекаемых. При эксплуатации таких месторождений становится актуальной задача повышения энергоэффективности процессов добычи и подготовки продукции, в том числе за счет внедрения комплексных систем автоматизированного управления технологическими процессами (САУ ТП). Современные системы автоматизации технологических процессов включают в свой состав сложную технику и технологии, что обуславливает высокие требования к качеству подготовки эксплуатирующего персонала. Мировая практика подготовки операционного персонала, в том числе в нефтегазовой отрасли, свидетельствует о высокой эффективности использования компьютерных тренажерных комплексов для формирования практических навыков управления технологическими процессами. В статье представлена структура разработанного тренажерного комплекса процессов подготовки нефти и газа к транспорту, приведены основные задачи и функциональные возможности. Рассматривается использование разработанного компьютерного тренажерного комплекса процессов подготовки нефти и газа к транспорту в рамках учебного процесса. Описываются возможности формирования преподавателем учебно-тренировочных задач по моделированию процессов пуска, смены режима, планового и аварийного останова процессов подготовки нефти и газа. Приведен пример использования интерфейса программы управления тренажером (ПУТ), адаптированного под учебный процесс в высшем учебном заведении. В статье описаны особенности интерфейса ПУТ, обеспечивающего интуитивно понятную последовательность работы с элементами тренажера и позволяющего формировать отчет о результатах выполнения учебно-тренировочных задач. В заключение актуализируется состояние процесса адаптации тренажера под задачи обучающих курсов по подготовке нефти и газа к транспорту в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Ключевые слова: компьютерный тренажерный комплекс, автоматизированные системы управления технологическими процессами, установка подготовки нефти, установка комплексной подготовки газа, имитационная модель, операторский интерфейс, учебно-тренировочные задачи.

Авторы:

Р.Л. Барашкин, к.т.н., доцент кафедры автоматизации технологических процессов, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: barashkin.r@gubkin.ru;
П.К. Калашников, к.т.н., доцент кафедры автоматизации проектирования сооружений нефтяной и газовой промышленности, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: kalashnikov_pk@bk.ru;
В.Е. Попадько, к.т.н., профессор, заведующий кафедрой автоматизации технологических процессов, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: pve@gubkin.ru;
П.В. Пятибратов, к.т.н., доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, e-mail: pyatibratov.p@gmail.com

Литература:

1. Мартынов В.Г. и др. Цифровое месторождение в образовании // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 6. – С. 124–126.
2. Мартынов В.Г., Пятибратов П.В., Шейнбаум В.С. Развитие инновационной образовательной технологии обучения студентов в виртуальной среде профессиональной деятельности // Высшее образование сегодня. – 2012. – № 5. – С. 4–8.
3. Сарданашвили С.А., Швечков В.А. Построение локальных и распределенных тренажерных комплексов для производственно-диспетчерских служб газотранспортных обществ // Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2009. – № 1. – С. 172–182.
4. Попадько В.Е. и др. Имитационный стенд для тестирования алгоритмов управления объектов нефтегазовой отрасли: Справочник инженера // Интеллектуальные системы измерений, контроля, управления и диспетчеризации в промышленности. – 2014. – № 5. – С. 31–36.

Ссылка для цитирования: Барашкин Р.Л., Калашников П.К., Попадько В.Е., Пятибратов П.В. Компьютерный тренажерный комплекс процессов подготовки нефти и газа к транспорту // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2015. – № 5. – С. 27–31.

Открыть PDF

01.05.2015 10:00 Метод распознавания времени прибытия P- и S-волн микросейсмических событий с использованием вейвлетов

Использование дискретно-временного вейвлет-преобразования позволило разработать эффективный алгоритм распознавания времени прибытия продольных и поперечных микросейсмических волн. Метод основан на использовании данных об амплитуде и поляризации микросейсмических волн, рассчитанных с помощью коэффициентов вейвлет-преобразования. Алгоритм позволяет распознать фазы волн, определяет время прибытия и показывает ориентацию волн в трех измерениях, представляющих собой микроскопические колебания земной коры в момент образования трещин пород в процессе гидроразрыва пласта. Быстрое и точное распознавание микросейсмических волн очень важно для определения местоположения очага событий. Автоматические методы интересны тем, что позволяют обрабатывать данные в режиме реального времени, обеспечивают объективность в принятии решений. Однако часто оценки времени прибытия P- и S-волн из-за низкого соотношения «сигнал – шум», особенно на больших расстояниях от сейсмоприемников до источников событий, бывают недостоверными. Основной прием заключается в том, что крупные особенности сигнала обнаруживаются в вейвлет-коэффициентах на нескольких масштабах времени и направления. Распознавание P-волны выполняется построением функции, использующей информацию о поляризации, в то время как распознавание S-волны – созданием функции отношения поперечной амплитуды сигнала к продольной. Данные функции являются эффективными величинами при распознавании событий и времени их прибытия в условиях низкого соотношения «сигнал – шум». Результаты работы алгоритма сравнили с данными, рассчитанными вручную и с помощью традиционного метода отношения короткого временного окна к длинному для работ, выполненных в Западной Сибири и Оренбургской области, и были признаны достоверными.

Ключевые слова: вейвлет-преобразование, вейвлеты, микросейсмический мониторинг, продольные и поперечные волны, P- и S-волны, обработка сейсмических сигналов.

Авторы:

А.П. Веревкин, д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Автоматизация производственных процессов и производств», Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа, Россия);
И.Г. Казбулатов, аспирант, Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа, Россия), e-mail: rednaxy@mail.ru

Литература:

1. Dai H., MacBeth C. Application of Back-Propagation Neural Networks to Identification of Seismic Arrival Types. Physics of the Earth and Planetary Interiors, 1997, Vol. 101, No. 3–4. P. 177–188.
2. Allen R. Automatic Phase Pickers: Their Present Use and Future Prospects. Bulletin of the Seismological Society of America, 1982, Vol. 72, No. 68. P. 225–242.
3. Cichowicz A. An Automatic S-Phase Picker. Bulletin of the Seismological Society of America, 1993, Vol. 83, No. 1. P. 180–189.
4. Earle P.S., Shearer P.M. Characterization of Global Seismograms Using an Automatic-Picking Algorithm. Bulletin of the Seismological Society of America, 1994, Vol. 84, No. 2. P. 366–376.
5. Chung P.-J., Jost M.L., Buhme J.F. Estimation of Seismic-Wave Parameters and Signal Detection Using Maximum Likelihood Methods. Computers and Geosciences, 2001, Vol. 27, No. 2. P. 147–156.
6. Anant K.S., Dowla F.U. Wavelet Transform Methods for Phase Identification in Three-Component Seismograms. Bulletin of the Seismological Society of America, 1997, Vol. 87, No. 6. P. 1598–1612.
7. Oonincx P.J. A Wavelet Method for Detecting S-Waves in Seismic Data. Computational Geosciences, 1999, Vol. 3, No. 2. P. 111–134.
8. Zhang H., Thurber C., Rowe C. Automatic P-Wave Arrival Detection and Picking with Multiscale Wavelet Analysis for Single-Component Recordings. Bulletin of the Seismological Society of America, 2003, Vol. 93, No. 5. P. 1904–1912.
9. Daubechies I. Ten Lectures on Wavelets. The Society of Industrial and Applied Mathematics, 1992.
10. Mallat S. A Theory for Multiresolution Signal Decomposition: The Wavelet Representation. IEEE Transactions on Pattern Analysis and Machine Intelligence, 1989, Vol. 11, No. 7. P. 674–493.
11. Porat B. A Course in Digital Signal Processing. Canada, John Wiley & Sons, Inc., 1997.
12. Vetterli M., Herley C. Wavelets and Filter Banks: Theory and Design. IEEE Transactions on Signal Processing, 1992, Vol. 40, No. 9. P. 2207–2232.
13. Vetterli M., Le Gall D. Perfect Reconstruction FIR Filter Banks: Some Properties and Factorizations. IEEE Transactions on Acoustics, Speech and Signal Processing, 1989, Vol. 37, No. 7. P. 1057–1071.
14. Kanasewich E.R. Time Sequence Analysis in Geophysics. University of Alberta Press, Edmonton, 1981.
15. Stein S., Wysession M. An Introduction to Seismology, Earthquakes and Earth Structure. Blackwell Publishing Ltd., Hoboken, 2003.
16. Aki K., Richards P.G. Quantitative Seismology. University Science Books, Sausalito, 2002.

Ссылка для цитирования: Веревкин А.П., Казбулатов И.Г. Метод распознавания времени прибытия P- и S-волн микросейсмических событий с использованием вейвлетов // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2015. – № 5. – С.20–26.

Открыть PDF

01.05.2015 10:00 Совершенствование бурового инструмента для реактивно-турбинного бурения

Представлены результаты работы, направленной на совершенствование бурового инструмента для реактивно-турбинного бурения. Проведен анализ конструктивных особенностей и принципов работы агрегатов реактивно-турбинного бурения. Описаны основные преимущества данного способа бурения стволов и скважин большого диаметра. Установлено, что при работе шарошечного бурового долота с равномерно распределенными по окружности венцов зубчатыми элементами, когда все они загружены одинаково, реакция забоя приводит к паре сил, определяющей величину вращающего момента на долоте в данный момент времени. На основе анализа износа отработанных шарошечных буровых долот были выявлены основные конструктивные недостатки существующего бурового инструмента, используемого при реактивно-турбинном бурении. Изучена кинематика шарошечного бурового долота в условиях реактивно-турбинного бурения. Установлено, что: каждая шарошка бурового долота обрабатывает забой по удлиненной гипоциклоиде; в разрушении породы большее участие принимают зубья периферийных венцов шарошек, при этом вершинные венцы также участвуют в этом процессе; зубья вооружения шарошек совершают значительные проскальзывания по забою с постоянно меняющимся направлением и величиной скольжения; для обеспечения плавного вращения агрегатов реактивно турбинного бурения и уменьшения раскачки их в процессе бурения необходимо использовать долота с равномерно распределенными по окружности рабочими элементами и располагать их симметрично относительно оси агрегата. Осуществлено математическое моделирование движения зубчатого элемента вооружения шарошки бурового долота, работающего в агрегате реактивно-турбинного бурения, позволившее определить основные геометрические характеристики вооружения, оказывающие наибольшее влияние на эффективность разрушения породы забоя. На основе проведенных исследований была разработана конструктивная схема шарошечного бурового долота с разноориентированным твердосплавным зубчатым вооружением для бурения средних и твердых пород способом реактивно-турбинного бурения, позволяющая значительно повысить эффективность работы инструмента за счет обеспечения равномерного износа зубьев всех венцов вооружения и снижения энергоемкости процесса разрушения породы. Применение предложенной конструктивной схемы позволит повысить механическую скорость бурения и снизить стоимость бурения скважин большого диаметра способом реактивно-турбинного бурения.

Ключевые слова: шарошечное буровое долото, мгновенная ось вращения, проскальзывание вооружения, реактивно-турбинное бурение.

Авторы:

Д.Ю. Сериков, к.т.н., доцент, Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: serrico@rambler.ru

Литература:

1. Сериков Д.Ю. Разработка конструкции и технологии изготовления бурового инструмента для РТБ с центробежно-объемно-армированным вооружением: диcс. канд. техн. наук. – М., 1992.
2. Сериков Д.Ю., Пиканов К.А. Повышение качества проектирования вооружения бурового инструмента // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. – 2014. – № 1. – С. 59–61.
3. Сериков Д.Ю., Пиканов К.А. Методика определения положения мгновенной оси вращения шарошки бурильного инструмента // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2014. – № 5. – С. 20–22.
4. Стеклянов Б.Л. Повышение эффективности породоразрушающих буровых инструментов на основе сравнительного анализа кинетических характеристик их вооружения: дисc. докт. техн. наук. – Ташкент, 1988.
5. Ясашин В.А., Макаров Н.Г., Сериков Д.Ю. и др. Долото для реактивно-турбинного бурения. Пат. РФ на изобр. № 2090733, опубл. Б.И. № 26 от 20.09.1997.
6. Реактивно-турбинное бурение // Труды ВНИИБТ. – 1967. – Вып. 18. – С. 2–48.
7. Харин О.Н. Лекции по теоретической механике: Учебное пособие. – М.: ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. – Ч. 1.

Ссылка для цитирования: Сериков Д.Ю. Совершенствование бурового инструмента для реактивно-турбинного бурения // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2015. – № 5. – С. 38–45.

Открыть PDF

01.05.2015 10:00 Осложнения при сооружении переходов трубопроводов методом горизонтально направленного бурения

В статье предпринята попытка раскрыть и систематизировать основные причины возникновения осложнений и аварий в процессе бурения и протаскивания трубопровода при сооружении переходов трубопроводов методом горизонтально направленного бурения. Значительная часть статьи посвящена анализу статистической информации о работе предприятий, занимающихся сооружением переходов трубопроводов методом горизонтально направленного бурения (ГНБ), а также систематизации основных факторов, вызывающих осложнения и аварии при сооружении бестраншейных переходов. Авторы приходят к выводу, что сложившаяся в отрасли на данный момент ситуация ведет к увеличению количества осложнений и аварийных ситуаций в процессе бестраншейного строительства. Обосновывается мысль о том, что значительного количества осложнений при бурении можно избежать еще на этапе проектирования перехода. Предлагается способ проектирования профиля перехода, удобный для дальнейшего расчета основных параметров протяжки рабочего трубопровода. Уделено особое внимание роли буровых растворов при безаварийном бурении и расширении. Показано, что несоблюдение рецептуры бурового раствора и неправильное применение реагентов являются причиной существенного количества аварий при бурении. На основе проведенного исследования авторами предлагаются методы по предупреждению и ликвидации осложнений при строительстве таких трубопроводов. Излагаются подходы к ликвидации самых сложных аварий при протаскивании рабочего трубопровода, которые невозможно ликвидировать традиционными методами. Предлагается решение по извлечению застрявшего в грунте трубопровода с помощью выталкивания буровой установкой, а также (для особо тяжелых случаев) методы эвакуации из скважины бурового инструмента и колонны буровых труб с использованием шнуровых кумулятивных зарядов.

Ключевые слова: горизонтально направленное бурение, трубопровод, буровой раствор, бентонит, осложнения, аварии.

Авторы:

Е.С. Торопов, к.т.н., доцент кафедры машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности, Тюменский государственный нефтегазовый университет (Тюмень, Россия), e-mail: toropov_e_s@mail.ru;
В.С. Торопов, к.т.н., доцент кафедры транспорта и технологии нефтегазового комплекса, Ноябрьский институт нефти и газа – филиал Тюменского государственного нефтегазового университета в г. Ноябрьске (Ноябрьск, Россия), e-mail: 264301@mail.ru;
Ю.Д. Земенков, д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Транспорт углеводородных ресурсов», Тюменский государственный нефтегазовый университет (Тюмень, Россия), e-mail: muzemenkova@mail.ru;
И.В. Сероштанов, инженер, ОАО «Газпром трансгаз Югорск» (Надым, Россия), e-mail: serochtanov@mail.ru

Литература:

1. Брейдбурд А.И. Некоторые итоги производственной деятельности предприятий – членов МАС ГНБ в 2013 г. // Технологии мира. – 2014. – № 3. – С. 21–27.
2. Использование пневмоударной установки Hammerhead Mole в качестве вспомогательного оборудования в горизонтально-направленном бурении. – Режим доступа: http://www.ditchwitch.ru/articles/ispolzovanie-pnevmoudarnoi-ustanovki-hammerhead-mole-v-kachestve-v... v-gorizontalnom-napravlennom-burenii-39.htm.
3. Торопов Е.С., Кирьянов И.Е., Торопов B.C. Методы снижения энергозатрат в процессе протяжки трубопровода в скважину при использовании технологии наклонно-направленного бурения для сооружения промышленных объектов // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2014. – Выпуск № 4 «Нефть и газ».
4. Торопов B.C., Осыка A.B., Торопов Е.С. Протаскивание трубопровода в объемно искривленные скважины // Тезисы докладов межрегиональной молодежной научной конференции «Севергеоэкотех-2001» 21–23 марта 2001 г. – Ухта: УГТУ, 2001. – С. 70–71.
5. Фатеев. В.С. Желобообразование в процессе бурения // Вестник Института геологии Коми НЦ УрО РАН. – 2006. – № 11. – С. 11–12. 6. Шилов А.Г., Гличев В.А. Предупреждение сальникообразования при бурении в глинистых отложениях // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. – 2013. – № 4. – С. 60–62.

Ссылка для цитирования: Торопов Е.С., Торопов В.С., Земенков Ю.Д., Сероштанов И.В. Осложнения при сооружении переходов трубопроводов методом горизонтально направленного бурения // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2015. – № 5. – С. 32–37.

Открыть PDF

01.05.2015 10:00 Выявление факторов, снижающих работоспособность насосных штанг (на примере нефтяных компаний Республики Татарстан)

Установлены факторы выхода из строя колонн насосных штанг при эксплуатации скважин установками штанговых винтовых насосов с наземным приводом. Исследования проводились на основании эксплуатации скважин в четырех акционерных обществах. Всего был проанализирован и обработан статистический материал почти 669 ремонтов скважин. Выявлено, что самое большое число ремонтов имело место из-за обрывов штанг (16,6%), износа эластичного элемента (11,2%), обрыва полированного штока (7%), заклинивания ротора (4,7%) и других причин. В двух случаях, относящихся к обрыву штанг и полированного штока, проявилось низкое качество изготовления изделий заводом-производителем. Основная причина обрыва штанг заключается в искривлении оси скважин. По этой причине только на предприятии ООО УК «Шешмаойл» произошло 77% обрывов штанг. Были проанализированы инклинограммы скважин и построены графические зависимости наработки штанг от максимального угла наклона скважин при различной частоте вращения штанговой колонны. График показывает, что не только увеличение угла наклона, но и возрастание частоты вращения штанг приводит к снижению их наработки. Характер снижения наработки колонны штанг с ростом угла наклона удалось аппроксимировать линейной зависимостью. Достоверность зависимости лимитируется углом наклона скважин до 350 и частотой вращения колонны штанг 80–400 мин-1. Была рассмотрена статистическая связь между глубиной обрыва штанг и зенитным углом оси скважины. Был построен график этой зависимости и выведено корреляционное уравнение. Установлен еще целый ряд зависимостей, определяющих обрывность штанг. В частности, это обводненность продукции (в пределах 30–70%), срок службы штанг (3–6 лет), динамический уровень над приемом насоса (меньше 100 м над приемом насоса) и другое. Обрывы штанг чаще всего происходят по телу штанг (коэффициент обрывности 0,841). Частота ремонтов установок штанговых винтовых насосов с наземным приводом в последние годы снижается. Этому, в частности, способствуют новые технические средства, разработанные, запатентованные и внедряемые на скважинах ООО УК «Шешмаойл».

Ключевые слова: установка штангового винтового насоса, обрыв штанг, давление насыщения, давление на приеме насоса.

Авторы:

А.А. Исаев, ведущий инженер отдела инноваций и экспертизы, ООО УК «Шешмаойл» (Альметьевск, Республика Татарстан, Россия), e-mail: isaeff-oil@yandex.ru;
К.И. Архипов, к.т.н., профессор кафедры нефтегазового оборудования, Альметьевский государственный нефтяной институт (Альметьевск, Республика Татарстан, Россия), e-mail: ngo@agni-rt.ru

Литература:

1. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Донской Ю.А., Маляревский А.В. Почему рвутся штанговые колонны? // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2007. – № 3. – С. 34–37.
2. Исаев А.А. Совершенствование установок штанговых винтовых насосов // Инженерная практика. – 2014. – № 10. – С. 52–58.
3. Исаев А.А., Тахаутдинов Р.Ш., Валиев Р.Ф. Насосная штанга с центрирующим элементом. Патент РФ на изобретение № 2523267, МПК Е21В 17/10. Заявитель и патентообладатель – ООО НПО «Инновация», № 2013117775, заявл. 17.04.2013; опубл. 20.07.2014. Бюл. № 20.
4. Исаев А.А., Тахаутдинов Р.Ш. Блок центрирования штанг. Патент РФ на изобретение № 2534268, МПК Е21В 17/10. Заявитель и патентообладатель – ООО НПО «Инновация», № 2012112196, заявл. 29.03.2012.

Ссылка для цитирования: Исаев А.А., Архипов К.И. Выявление факторов, снижающих работоспособность насосных штанг (на примере нефтяных компаний Республики Татарстан) // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2015. – № 5. – С. 46–52.

Открыть PDF

» 01.05.2015 10:00 Максимальный уровень надежности и производительности вашего оборудования

» 01.05.2015 10:00 Современный взгляд на вездеходную технику. Знакомьтесь – вездеход «ШАМАН»

» 01.05.2015 10:00 С вездеходами «ЯМАЛ» вы решите любые транспортные задачи!

01.05.2015 10:00 Исследование возможности частичного замещения буферного объема газа на диоксид углерода на ПХГ

Частичное замещение буферного метанового газа на СО2 позволит сократить капитальные затраты на подземное хранилище газа (ПХГ) за счет уменьшения буферного объема газа. Снижения вероятности прорыва СО2 к эксплуатационным скважинам ПХГ можно достичь, закачивая СО2 в слабодренируемые и/или удаленные области ПХГ. Проведена оценка принципиальной возможности использования углекислого газа для частичной замены природного метанового буферного газа на подземном хранилище газа (ПХГ) в пористом пласте. Установлено, что частичная замена возможна на этапе сооружения, расширения или циклической эксплуатации ПХГ. Рассмотрены физико-химические процессы, возникающие при закачке СО2 в пласт-коллектор. Определены потенциальные источники углекислого газа. На примере одного из крупнейших российских ПХГ – Северо-Ставропольского – представлены результаты вычислительных исследований процесса замещения при различном размещении нагнетательных скважин и определении зоны распространения углекислого газа в пласте. Результаты показывают принципиальную возможность использования СО2 на ПХГ для замещения буферного метанового газа не только в многокупольных, но и в однокупольных залежах на действующих и создаваемых ПХГ. Наибольший эффект будет наблюдаться при хранении газа в многосводовых структурах. Предпочтительными для реализации являются ПХГ с невысоким пластовым давлением (до ≈ 9 МПа), где СО2 будет постоянно находиться в газовой фазе. Эффект обусловлен снижением капитальных затрат на создание буферного объема газа в ПХГ или его сокращением. Необходимо рассмотрение экономической целесообразности бурения новых скважин, если в периферийной области отсутствуют пригодные для нагнетания СО2 скважины.

Ключевые слова: подземное хранилище газа, комбинированный буферный объем газа, природный метановый газ, углекислый газ, смешение газов.

Авторы:

С.А. Хан, заместитель начальника Департамента – начальник Управления по подземному хранению газа Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа, ОАО «Газпром» (Москва, Россия);
А.С. Гарайшин, начальник лаборатории технологического проектирования ПХГ, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Московская обл., Россия);
И.Г. Бебешко, старший научный сотрудник лаборатории перспективных ПХГ, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Московская обл., Россия);
А.В. Григорьев, заместитель начальника лаборатории технологического проектирования ПХГ, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Московская обл., Россия);
С.С. Дейнеко, старший научный сотрудник лаборатории технологического проектирования ПХГ, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Московская обл., Россия), e-mail: S_Deyneko@vniigaz.gazprom.ru;
Н.А. Исаева, старший научный сотрудник лаборатории технологического проектирования ПХГ, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Московская обл., Россия), e-mail: N_Isaeva@vniigaz.gazprom.ru

Литература:

1. Holt, Neville. Advanced Coal Technologies with CO2 Capture. Electric Power Research Institute Global Climate Change Research Seminar, June 1–2, 2005, Washingtion D.C.
2. Рид Р., Праусниц Дж., Шервурд Т. Свойства газов и жидкостей. – Л.: Химия, 1982. – 591 с.
3. Борисов М.В., Шваров Ю.В. Термодинамика геохимических процессов: Учебное пособие. – М.: Изд-во МГУ, 1992. – 225 с.
4. Михайловский А.А., Трегуб С.И., Григорьев А.В. Мониторинг аккумулируемых и дренируемых объемов газа при его подземном хранении с использованием математических фильтрационных моделей // Наука и техника в газовой промышленности. – 2004. – № 3–4. – С. 29–33.
5. Михайловский А.А., Григорьев А.В. Исследование и прогнозирование слабодренируемых и недренируемых объемов газа на ПХГ // Газовая промышленность. – 2004. – № 5. – С. 60–62.

Ссылка для цитирования: Хан С.А., Гарайшин А.С., Бебешко И.Г., Григорьев А.В., Дейнеко С.С., Исаева Н.А. Исследование возможности частичного замещения буферного объема газа на диоксид углерода на ПХГ // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2015. – № 5. – С. 58–61.

Открыть PDF

» 01.05.2015 10:00 ПХГ России – 60 лет успешного развития

» 01.05.2015 10:00 Рациональное использование ПНГ становится устойчивой тенденцией в нефтегазовой отрасли России

01.05.2015 10:00 Перспективы внедрения инновационной технологии перекачки газа на основе утилизации теплоты выхлопных газов ГТУ

Данная статья является завершающей частью цикла статей, посвященных рассмотрению патентованной новой технологии перекачки газа, позволяющей снизить затраты энергии на сжатие перекачиваемого газа благодаря его предварительному охлаждению до входа в технологический компрессор холодом, вырабатываемым в теплоиспользующей турбохолодильной машине на основе утилизации теплоты выхлопных газов газотурбинной установки (ГТУ). Теоретические предпосылки новой технологии перекачки газа и оценка взаимосвязи удельного расхода топливного газа и температуры газа на входе в технологический компрессор в условиях эксплуатации были рассмотрены ранее («Территория «НЕФТЕГАЗ» № 12, 2014; № 3, 2015). Было показано, что новая технология перекачки газа позволяет снижать удельный расход топливного газа на единицу подачи коммерческого газа или увеличить подачу коммерческого газа при неизменном потреблении топливного газа. Основными элементами утилизационного комплекса являются турбокомпрессорный агрегат, котлы-утилизаторы, конденсаторы, испарители, насосы для подачи хладагента в змеевики котлов-утилизаторов, характеристики и необходимое количество которых определялись в ходе расчетов применительно к газоперекачивающим агрегатам различной мощности. Приведены оценочные значения затрат на внедрение новой технологии применительно к конкретной компрессорной станции. Показано, что наибольший экономический эффект достигается при варианте модернизации компрессорной станции, направленном на увеличение подачи коммерческого газа при неизменном потреблении топливного газа. Увеличение производительности технологического компрессора в зависимости от мощности газоперекачивающего агрегата составляет от 1,6 до 7,7%. Отмечено, что для увеличения пропускной способности на всем протяжении участка магистрального газопровода целесообразно модернизовать все компрессорные станции, установленные на этом участке. Оценочные расчеты показали, что использование холода, вырабатываемого на основе утилизации теплоты выхлопных газов ГТУ, позволяет при неизменном потреблении топливного газа получить дополнительный объем подачи коммерческого газа. Дисконтированный срок окупаемости проекта составляет около 4 лет.

Ключевые слова: компрессорная станция, потребление топливного газа, подача коммерческого газа, срок окупаемости.

Авторы:

Р.А. Кантюков, к.т.н., генеральный директор, ООО «Газпром трансгаз Казань» (Казань, Республика Татарстан, Россия), e-mail: info@tattg.gazprom.ru;
Р.Р. Кантюков, к.т.н., заместитель главного инженера, ООО «Газпром трансгаз Казань» (Казань, Республика Татарстан, Россия), e-mail: glavgeo@mail.ru;
М.Б. Хадиев, д.т.н., профессор, Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Казанский национальный исследовательский технологический университет» (Казань, Республика Татарстан, Россия), e-mail: mullagali@gmail.com;
И.М. Тамеев, начальник отдела, ООО «Газпром трансгаз Казань» (Казань, Республика Татарстан, Россия), e-mail: i-tameev@tattg.gazprom.ru;
И.В. Хамидуллин, к.т.н., ведущий научный сотрудник, Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Казанский национальный исследовательский технологический университет» (Казань, Республика Татарстан, Россия)

Литература:

1. Кантюков Р.А., Закиров Р.Ш., Тамеев И.М., Хадиев М.Б., Максимов В.А., Шайхиев Ф.Г. Способ перекачки газа (варианты) и компрессорная станция для его осуществления (варианты). Патент на изобретение № 2418991RU, МПК F04D 27/00. Опубл. 20.05.2011. Бюл. № 14.
2. Кантюков Р.А., Кантюков Р.Р., Хадиев М.Б., Тамеев И.М., Хамидуллин И.В. Теоретические предпосылки новой технологии перекачки газа на основе утилизации теплоты выхлопных газов ГТУ // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2014. – № 12. – С. 116–124.

Ссылка для цитирования: Кантюков Р.А., Кантюков Р.Р., Хадиев М.Б., Тамеев И.М., Хамидуллин И.В. Перспективы внедрения инновационной технологии перекачки газа на основе утилизации теплоты выхлопных газов ГТУ // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2015. – № 5. – С. 80–85.

Открыть PDF

01.05.2015 10:00 Пути совершенствования соединения «Раструб» сборно-разборных трубопроводов

В статье представлены результаты исследований по совершенствованию конструкции соединения «Раструб» сборно-разборных трубопроводов типа ПМТП и ПМТБ, применяющихся в качестве трубопроводов различного назначения на объектах нефтегазового комплекса для транспортировки нефтепродуктов, нефти и других жидкостей. Результаты проведенного анализа отказов и неисправностей, приводящих к потерям продуктов перекачки, при эксплуатации СРТ с соединением типа «Раструб» показали, что основную долю составляют потери по причине разрывов труб в соединениях. Оценка эффективности применения СРТ по показателям прочности и герметичности выявила необходимость повышения конструктивной надежности раструбных соединений данного типа. При проведении исследований основных геометрических параметров соединения «Раструб» для СРТ различных номинальных диаметров установлены соотношения размеров конструктивных элементов соединения, характеризующие его способность сопротивляться разрушению в условиях внешнего и внутреннего силового нагружения. В процессе проведенных натурных экспериментов и моделирования процесса работы взаимодействия деталей сборно-разборного соединения при многократных цикличных изменениях внутреннего давления выявлено, что наиболее опасным состоянием, вызывающим разрушение, является поворот труб в соединении на предельно возможный угол. Также установлено, что выступ манжеты имеет пониженную нагрузочную способность на смятие, поэтому при нагружении внутренним давлением во время эксплуатации СРТ может произойти разрушение соединения труб. Следовательно, при проектировании раструбных соединений труб требуется выполнение условия недопущения высокой концентрации кромочного давления при значительной силе взаимодействия деталей соединения на поверхностях контакта выступа манжеты со стальным запорным кольцом. На основании выявленных зависимостей предложена усовершенствованная конструкция сборно-разборного соединения «Раструб», с конфигурацией стального запорного кольца, имеющего плоское сечение, а также увеличенные линейные размеры заходной части манжеты и внутренней плоскости раструба, позволяющие увеличить площадь контакта при глубокой посадке манжеты в раструб, что способствует возрастанию сил трения. Внесение данных конструктивных изменений позволит существенно разгрузить кольцевое запорное устройство от изгиба, обеспечивая его устойчивое равновесие и повышая надежность соединения при обеспечении его улучшенных прочностных характеристик.

Ключевые слова: сборно-разборные трубопроводы, раструбное соединение, надежность трубопроводов, прочность соединения, стальное запорное кольцо, потери нефтепродуктов.

Авторы:

Д.А. Дроздов, младший научный сотрудник отдела трубопроводного транспорта, аспирант, Федеральное автономное учреждение (ФАУ) «25 Государственный научно-исследовательский институт (ГосНИИ) химмотологии Минобороны Российской Федерации» (Москва, Россия), e-mail: drozdov_mail@mail.ru;
А.В. Елькин, инженер лаборатории метрологии, стандартизации и катологизации, аспирант ФАУ «25 ГосНИИ химмотологии Минобороны Российской Федерации» (Москва, Россия), e-mail: cosmoshyrick@gmail.com;
А.В. Елькин, к.т.н., ведущий научный сотрудник управления технических средств и технологий нефтепродуктообеспечения, доцент ФАУ «25 ГосНИИ химмотологии Минобороны Российской Федерации» (Москва, Россия), e-mail: еlkin1961@mail.ru;
А.Ю. Прошкин, аспирант ФАУ «25 ГосНИИ химмотологии Минобороны Российской Федерации» (Москва, Россия), e-mail: cosmoshyrick@gmail.com

Литература:

1. Полевые магистральные трубопроводы повышенной производительности. Руководство по эксплуатации (РЭ). – М.: Воениздат, 1982. – 368 с.
2. Коваленко В.Г., Бойко В.В., Курятов Б.В. Сборно-разборные трубопроводы. – М.: Недра, 1972. – 200 с.
3. Шеин К.Г., Середа В.В., Данильченко И.Г. Трубопроводным войскам 50 лет / Под ред. Г.Н. Очеретина. – М.: ООО «Гралия М», 2005. – 792 с.
4. Данильченко И.Г., Анохин В.В., Лунин В.С. и др. Учебник младшего специалиста трубопроводных войск / Под ред. В.П. Булгакова. – М.: Воениздат, 1987. – 248 с.
5. Середа В.В., Кузнецов А.И., Елькин А.В., Мельников Д.И. Процессы, приводящие к потере прочности соединений полевых магистральных трубопроводов // Химическое и нефтегазовое машиностроение. – 1999. – № 7. – С. 18–20.
6. Елькин А.В., Середа В.В., Кузнецов А.И., Германович П.К. Математическая модель нагружения соединения «Раструб» // Химическое и нефтегазовое машиностроение. – 1999. – № 11. – С. 13–15.
7. Большая Советская Энциклопедия. – М.: Советская энциклопедия, 1974. – Т. 24 (I). – С. 72.
8. Елькин А.В., Середа В.В., Кузнецов А.И., Юденичев В.В. Метод системного анализа при исследовании трубных соединений «Раструб» // Автоматизация и современные технологии. – 1999. – № 10. – С. 34–37.
9. Елькин А.В., Середа В.В., Кузнецов А.И., Юденичев В.В. Анализ структурных изменений при функционировании соединения «Раструб» с позиций трибоники // Автоматизация и современные технологии. – 1999. – № 11. – С. 30–35.
10. Елькин А.В., Середа В.В., Кузнецов А.И., Германович П.К. Нагрузки в соединениях сборно-разборных трубопроводов при изгибах линии // Транспорт и хранение нефтепродуктов. – 1999. – № 11. – С. 24–27.

Ссылка для цитирования: Дроздов Д.А., Елькин А.В., Елькин А.В., Прошкин А.Ю. Пути совершенствования соединения «Раструб» сборно-разборных трубопроводов // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2015. – № 5. – С. 72–78.

Открыть PDF

01.05.2015 10:00 Обеспечение промышленной безопасности компрессорных станций путем диагностики негерметичности запорной арматуры

Методы, с помощью которых в настоящее время проводится контроль утечек природного газа (метана) на газотранспортных объектах, подразделяются на контактные и дистанционные (лазерные и инфракрасные детекторы метана; приборы бортового базирования, осуществляющие поиск утечек метана с воздуха на большом расстоянии; стационарная автоматизированная лазерная система постоянного мониторинга утечек метана на территориях компрессорных станций), с которыми также сочетаются специфические методы – органолептический, акустический, биоиндикационный, прогнознорасчетный. Описан метод определения утечек газа в запорной арматуре по регистрации виброакустического сигнала. Длительная эксплуатация запорной арматуры приводит к постепенному износу элементов уплотнения шара и, как результат, к негерметичности крана. Вследствие этого образуются перетечки газа, снижающие эффективность работы нагнетателей, или происходит сброс газа в атмосферу, приводящий к загрязнению окружающей среды. Показано, что без выявления и устранения негерметичности запорной арматуры не может быть решена основная задача – повышение эффективности транспорта газа, поэтому необходимо создать систему диагностики запорной арматуры, определяющую наличие протечек газа и их количественную оценку. Разработана методика измерения величины расхода утечки газа в кране при потере им герметичности с помощью регистрации виброакустического сигнала, так как запорная арматура является одним из основных источников производственного шума.

Ключевые слова: промышленная безопасность, газоперекачивающий агрегат (ГПА), компрессорная станция (КС), магистральный газопровод, виброакустический сигнал, диагностика запорной арматуры, вибродиагностика.

Авторы:

А.М. Короленок, д.т.н., профессор, декан факультета «Проектирование сооружений и эксплуатация систем трубопроводного транспорта», РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: korolynok.a@gubkin.ru;
Ф.Г. Тухбатуллин, д.т.н., профессор кафедры «Нефтепродуктообеспечение и газоснабжение», РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия);
Ю.В. Колотилов, д.т.н., профессор кафедры «Нефтепродуктообеспечение и газоснабжение», РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия)

Литература:

1. СТО Газпром 027-2006. Типовая программа оценки эмиссии природного газа на объектах ОАО «Газпром». – М.: ИРЦ «Газпром», 2006. – 45 с.
2. СТО Газпром 031-2007. Методика проведения измерений объемов эмиссии метана в атмосферу на объектах ОАО «Газпром». – М.: ИРЦ «Газпром»,
2007. – 61 с.
3. Байков И.Р., Китаев С.В., Шаммазов И.А. Методы повышения энергетической эффективности трубопроводного транспорта природного газа. – СПб.:
Недра, 2008. – 439 с.
4. СТО Газпром 2-1.19-214-2008. Охрана окружающей среды на предприятиях ОАО «Газпром». Производственный экологический контроль и мониторинг.
Термины и определения. – М.: ИРЦ «Газпром», 2008. – 36 с.
5. СТО Газпром 2-1.19-275-2008. Охрана окружающей среды на предприятиях ОАО «Газпром». Производственный экологический контроль. Общие
требования. – М.: ИРЦ «Газпром», 2009. – 57 с.
6. СТО Газпром 2-1.19-415-2010. Охрана окружающей среды на предприятиях ОАО «Газпром». Экологический мониторинг. Общие требования. – М.:
Газпром экспо, 2010. – 59 с.
7. Акопова Г.С., Дорохова Е.В., Попов П.Б. Оценка объемов потерь метана с утечками от технологического оборудования газотранспортных объектов
ОАО «Газпром» // Вести газовой науки: Научно-технический сборник. – 2013. – № 2 (13). – С. 63–67.
8. Юренев В.Н., Лебедев П.Д. Теплотехнический справочник. – М.: Энергия, 1976. – Т. 2. – 896 с.
9. Мунин А.Г., Самохин В.Ф., Шипов P.A. и др. Авиационная акустика. – М.: Машиностроение, 1986. – Т. 1. – 238 с.
10. Притужалов А.Д., Капитонов Н.Л., Воронцов А.В. и др. Контроль утечек в трубопроводной арматуре в процессе эксплуатации // Технологии нефти
и газа. – 2012. – № 3. – С. 50–53.
11. Зайцев Н.Л., Суханов В.И. Совершенствование методики вибродиагностического контроля трубопроводных обвязок оборудования магистральных
газопроводов // Вестник Южно-Уральского государственного университета (ЮУрГУ). – (Металлургия). – 2014. – Т. 14. – № 1. – С. 89–92.

Ссылка для цитирования: Короленок А.М., Тухбатуллин Ф.Г., Колотилов Ю.В. Обеспечение промышленной безопасности компрессорных станций путем диагностики негерметичности запорной арматуры // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2015. – № 5. – С. 68–71.

Открыть PDF

01.05.2015 10:00 Современное экологическое состояние Арктической зоны РФ и возможная динамика развития

Статья посвящена актуальному вопросу – роли экологической составляющей в ходе промышленного освоения Арктического региона. В ней рассмотрены основные экологические проблемы региона: изменение климатических условий, увеличение промышленно-хозяйственной деятельности, рост объемов транспортировки и перевалки нефтепродуктов, накопление радиоактивных отходов в морях Арктики, уязвимость прибрежных водоемов и сточных вод ввиду наличия масштабных промышленных комплексов. В работе приводится большой объем актуальных фактических данных об экологическом состоянии Арктической зоны РФ. Установлено, что основным источником антропогенного воздействия в Арктической зоне является промышленно-хозяйственная деятельность, связанная с разработкой полезных ископаемых, в особенности углеводородов. Несмотря на то что по заключению государственной экологической экспертизы несколько крупных проектов по освоению Арктической зоны РФ было приостановлено, широкомасштабное освоение недр в данном регионе продолжается. Дана характеристика потенциальных экологических рисков, связанных с наращиванием нагрузки на экосистемы при использовании Северного морского пути и с появлением новых промышленных объектов. Отмечается ежегодный прирост темпов поставок нефти и нефтепродуктов на перевалочные и припортовые терминалы, следовательно, основными потенциальными источниками загрязнения будут танкеры и береговые перегрузочные комплексы. В статье уделяется внимание проблеме сточных вод, так как Баренцево и Карское моря напрямую связаны водообменом с загрязненными заливами и губами. Отмечается существенное антропогенное воздействие атмосферного переноса загрязняющих веществ, поскольку Арктика является зоной разгрузки воздушных потоков, накопленных в среднеширотных районах. В заключение обоснован вывод о необходимости комплексного подхода к решению проблем Арктики с целью повышения экологической безопасности и обеспечения правильного баланса между защитой окружающей среды и процессом эксплуатации арктических недр.

Ключевые слова: Арктическая зона РФ, экологические риски, месторождения углеводородов (УВ), экологические проблемы Арктики, Баренцево море, защита окружающей среды, освоение и разработка.

Авторы:

К.М. Сапрыкина, ассистент кафедры геологии, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: ks.saprykina@gmail.com

Литература:

1. IV Международный форум «Арктика: настоящее и будущее»: Сборник докладов. 10–11 декабря 2014 г., Санкт-Петербург. – Режим доступа: http://2. confspb.z8.ru/Sbornik_Arktika_2014.pdf.
2. Балмасов С. Северный морской путь – опасения и ожидания // Московский комсомолец – Мурманск. – 2014. – 22 октября. – Режим доступа: http:// murmansk.mk.ru/articles/2014/10/22/severnyy-morskoy-put-opaseniya-i-ozhidaniya.html.
3. Борджерсон С. Грядущий бум в Арктике // Россия в глобальной политике. – 2013. – Режим доступа: http://www.globalaffairs.ru/number/Gryaduschiibum- v-Arktike - 16116.
4. Доклад о состоянии и об охране окружающей среды Мурманской области в 2013 г. – Н. Новгород: ИП Кузнецов Н.В., 2014. – 152 с.
5. Израэль Ю.А., Цыбань А.В. Антропогенная экология океана. – М.: Наука, 2009. – 520 с.
6. Немировская И.А. Нефть в океане (загрязнение и природные потоки). – М.: Научный мир, 2013. – 432 с.
7. Обзор состояния и загрязнения окружающей среды в Российской Федерации за 2013 г. – Режим доступа: http://www.meteorf.ru/upload/iblock/23f/ Obzor_2013_by_Chernogaeva_16072014.pdf.
8. Программа ООН по окружающей среде «Окружающая среда для будущего, которое мы хотим». – 2012. – Режим доступа: http://www.unep.org/geo/ pdfs/geo5/GEO5_report_Russian-lowres.pdf.
9. Саркисов А.А., Антипов С.В., Высоцкий В.Л. Приоритетные проекты программы реабилитации арктических морей от затопленных и затонувших ядерных и радиационно опасных объектов и необходимость международного сотрудничества // Арктика: экология и экономика. – 2012. – № 4(8). – С. 4–15.

Ссылка для цитирования: Сапрыкина К.М. Современное экологическое состояние Арктической зоны РФ и возможная динамика развития // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2015. – № 5. – С. 86–90

Открыть PDF

01.05.2015 10:00 Энергообеспечение производственных объектов в условиях Севера при кустовом строительстве скважин

При бурении скважин в условиях Севера часто энергетические затраты на теплообеспечение превышают расход энергии на непосредственное осуществление производственных операций. Вместе с тем разработка нефтяных месторождений сопровождается значительными объемами добычи попутного нефтяного газа. Поэтому при кустовом способе разработки группы скважин для осуществления тепло- и электроснабжения целесообразно применять газовые энергогенерирующие установки, функционирующие на попутном нефтяном газе, получаемом от эксплуатируемых объектов. В условиях низких температур воздуха и высокой скорости ветра теплоснабжение необходимо для обеспечения технологического процесса (подогрева бурового раствора) и для создания комфортных условий труда бригады буровиков. Одним из основных параметров теплового режима буровой вышки являются теплопотери, большая часть которых будет приходиться на инфильтрацию холодного воздуха через технологические проемы и отверстия, а также на потери теплоты через изолирующие конструкции. Авторами разработана схема энергоснабжения производственных объектов при кустовом бурении с утилизацией тепла выхлопных газов газотурбинной установки. Рассмотрен пример возможных теплопотерь и потерь на инфильтрацию холодного воздуха на примере буровой вышки ВБ-53-320, сумма теплопотерь составляет порядка 1300 кВт. В связи с необходимостью обогрева блока подготовки раствора, различных технических и жилых помещений количество необходимой тепловой энергии может возрасти в 1,5–2 раза. Суммарная мощность привода бурового оборудования для скважин средней глубины составляет 800–2000 кВт. В ходе проведенного анализа было выявлено, что на 1 кВт произведенной электроэнергии газотурбинные установки вырабатывают 2 кВт тепловой энергии, поэтому при использовании шести микротурбин мощностью по 200 кВт, работающих на попутном нефтяном газе, генерируется более 2 мВт тепловой энергии, что достаточно для энергообеспечения процесса кустового бурения. Применение микротурбин позволяет создать автономный энерготехнологический комплекс для одновременного обеспечения электрических и тепловых нагрузок потребителей. При этом увеличивается эффективность преобразования первичного энергоносителя, уменьшается себестоимость производства энергии, повышается экологичность.

Ключевые слова: энергообеспечение, кустовое бурение, попутный нефтяной газ, газотурбинный агрегат, буровой раствор.

Авторы:

Е.Л. Леушева, к.т.н., ассистент кафедры бурения скважин, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный» (Санкт-Петербург, Россия); e-mail: leusheva.ekaterina@mail.ru;
В.А. Моренов, аспирант кафедры электротехники, электроэнергетики, электромеханики, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный» (Санкт-Петербург, Россия), e-mail: morenov@spmi.ru

Литература:

1. Игнатьев М. Самоэнергообеспечение становится одной из самых актуальных отраслевых задач // Нефтегазовая вертикаль. – 2004. – № 5. – С. 72–74.
2. Калинин А.Г., Ошкордин О.В., Питерский В.М., Соловьев Н.В. Разведочное бурение: Учебник для вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 748 с.
3. Лимитовский А.М., Марков А.Ю., Меркулов М.В. Электро- и теплоснабжение геолого-разведочных работ. – М.: Недра, 1988.
4. Лимитовский А.М., Меркулов М.В., Косьянов В.А. Энергообеспечение технологических потребителей геолого-разведочных работ: Учебное пособие. – М.: ООО «ИПЦ «Маска», 2008. – 135 с.
5. Пожидаев В.М. Микрогазотурбинные электроагрегаты – новое направление в малой энергетике // Академия энергетики. – 2005. – № 4. – С. 26–33.

Ссылка для цитирования: Моренов В.А., Леушева Е.Л. Энергообеспечение производственных объектов в условиях Севера при кустовом строительстве скважин // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2015. – № 5. – С. 92–95.

Открыть PDF

Территория Нефтегаз № 5 2015

Для получения доступа к статьям авторизуйтесь или зарегистрируйтесь

Читайте в номере:

Автоматизация

Бурение

Насосы. Компрессоры

Оборудование

Отечественный производитель

Подземное хранение газа

Попутный газ

Транспорт, хранение и переработка нефти и газа

Экология

Энергетика

Подписывайтесь на нас