CC BY
90КОМПЛЕКСНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ УРЕНГОЙСКОГО НГКМ В УСЛОВИЯХ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКОЙ, ВАЛАНЖИНСКОЙ И АЧИМОВСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ
УДК 622.279
А.Ю. Корякин, ООО «Газпром добыча Уренгой»
(Новый Уренгой, РФ), [email protected]
A.И. Ермолаев, д.т.н., проф., ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина» (Москва, РФ), [email protected] П.П. Слугин, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ),
И.В. Игнатов, ООО «Газпром добыча Уренгой»,
B.Ф. Кобычев, ООО «Газпром добыча Уренгой»,
Залежи месторождений Большого Уренгоя условно разделены на три этажа газоносности. Первый (сеноманский) и второй (валанжинский) этажи газоносности долгое время находятся в эксплуатации, а третий этаж (ачимовский) только вводится в разработку. Одной из проблем при эксплуатации объектов добычи газа в период падающей добычи является высвобождение мощностей оборудования подготовки и компримирования газа. В статье сообщается о разработанных в ООО «Газпром добыча Уренгой» технических решениях по повышению загрузки существующего оборудования.
На первом этапе были внедрены специальные схемы подготовки валанжинского конденсатсодержащего газа с компримированием подготовленного газа на дожимных компрессорных станциях рядом расположенных сеноманских промыслов. На втором этапе были внедрены схемы совместной эксплуатации сеноманских промыслов. Эти инновации позволили повысить загрузку и эффективность эксплуатации существующих газоперекачивающих агрегатов. Дальнейшие перспективы ООО «Газпром добыча Уренгой» связаны с вводом в разработку ачимовских залежей. Для сокращения капитальных затрат на освоение этих залежей предлагается задействовать оборудование низкотемпературной сепарации и дожимной компрессорной станции одной из валанжинских установок подготовки газа, а также дожимной компрессорной станции сеноманской установки подготовки газа.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: УСТАНОВКА КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА, ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИЙ АГРЕГАТ, ЗАГРУЗКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ, СОВМЕСТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПРОМЫСЛОВ, АЧИМОВСКАЯ ЗАЛЕЖЬ, УСТАНОВКА ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА.
ООО «Газпром добыча Уренгой» создано 5 декабря 1977 г. Приказом Министерства газовой промышленности СССР для разработки Уренгойского нефтегазоконден-сатного месторождения (НГКМ), находящегося в Пуровском и Надымском районах Ямало-Ненецкого автономного округа. Площадь Уренгойского НГКМ, одного из крупнейших месторождений
в мире, расположенных на суше, составляет более 5 тыс. км2.
В разрезе месторождений Большого Уренгоя выделено три этажа газоносности (рис. 1): верхний этаж - сеноманские газовые залежи, залегающие на глубине 1030-1280 м; средний этаж -нижнемеловые нефтегазокон-денсатные залежи, образующие самостоятельные месторождения
(Уренгойское, Ен-Яхинское, Севе-ро-Уренгойское и Песцовое), залежи этих месторождений относятся к валанжинским (неокомовским) отложениям, в которых выделяется до 17 газоносных пластов на глубинах от 1700 до 3340 м; нижний этаж - ачимовские нефте-газоконденсатные залежи, располагаются на глубине от 3550 до 4000 м. Разработка сеноманских,
Koryakin A.Yu., Gazprom dobycha Urengoy (Novy Urengoy, Russian Federation), [email protected] Ermolaev A.I., Doctor of Sciences (Engineering), Professor, Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education "Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)" (Moscow, Russian Federation), [email protected]
Slugin P.P., Gazprom PJSC (Saint Petersburg, Russian Federation), [email protected] Ignatov I.V., Gazprom dobycha Urengoy LLC, [email protected] Kobychev V.F., Gazprom dobycha Urengoy LLC, [email protected]
Integrated use of the field objects of the Urengoyskoe oil and gas field at the development of the Cenomanian, Valanginian, and Achimov deposits
Deposits of the Bolshoe Urengoyskoe field are conditionally divided into three gas columns. The first (Cenomanian) and the second (Valanginian) gas columns are in operation for a long time, and the third gas column (Achimov) is just being put into development. The release of capacity of the gas treatment and gas compression equipment is one of the problems in the operation of gas production facilities in the period of declining production. The article reports on technical solutions developed by Gazprom dobycha Urengoy LLC to increase the utilization of existing equipment.
At the first stage, the special schemes for the treatment of the Valanginian condensate-containing gas were introduced, with compression of the treated gas at the booster compressor stations of the adjacent Cenomanian fields. At the second stage, the schemes for joint exploitation of the Cenomanian fields were introduced. These innovations have made it possible to increase the utilization and efficiency of operation of existing gas pumping units.
Further perspectives of Gazprom dobycha Urengoy LLC are associated with the commissioning of Achimov deposits. It is proposed to use low-temperature separation equipment and booster compressor station of one of the Valanginian gas treatment plants, as well as a booster compressor station of the Cenomanian gas treatment unit, to reduce capital costs for the development of these deposits.
KEYWORDS: INTEGRATED GAS TREATMENT UNIT, GAS PUMPING UNIT, TECHNOLOGICAL EQUIPMENT LOAD, JOINT FIELD OPERATION, ACHIMOV DEPOSITS, PRELIMINARY GAS TREATMENT UNIT.
Рис. 1. Геологический профиль Уренгойского НГКМ
Fig. 1. Geological profile of the Urengoyskoe oil and gas condensate field
валанжинских и ачимовских залежей осуществляется с 1978, 1985 и 2008 г. соответственно.
При обустройстве Уренгойского месторождения была применена групповая децентрализованная схема сбора. Ее особенностями являются обработка углеводородного сырья на нескольких установках комплексной подготовки газа (УКПГ) большой производительности и подача от них продукции в газотранспортную систему через межпромысловый коллектор (МПК). В эксплуатации находятся 16 УКПГ для добычи газа из сеноманской за -лежи, 5 УКПГ - из валанжинской, 2 центральных пункта сбора (ЦПС) для добычи нефти и 2 УКПГ для добычи газа из ачимовских залежей. Сбор подготовленного газа осуществляется в МПК, который связывает УКПГ и ЦПС с головными компрессорными станциями. Конденсат транспортируется по системе трубопроводов на завод по подготовке конденсата к транспорту (ЗПКТ)
ООО «Газпром переработка», а нефть направляется в конден-сатопровод «Уренгой - Сургут».
На месторождениях Большого Уренгоя для подготовки сеноман-ского газа была применена технология абсорбционной осушки ди-этиленгликолем, а для подготовки
валанжинского газа - технология низкотемпературной сепарации (НТС). В целях поддержания необходимого давления на выходе с установок подготовки газа были введены дожимные компрессорные станции (ДКС) на сеноманских УКПГ. Они состоят из двух цехов
СЕНОМАНСКАЯУКПГ
Cenomanian gas processing plant
ПЛАСТОВЫМ ГАЗ С СЕНОМАНСКОИ ЗАЛЕЖИ
Reservoir gas from the Cenomanian deposit k ТЦ-1 TTs-1 k.
r j k r
ЦОГ Gas treatment unit
1-Я СТУПЕНЬДКС 1st stage of booster compressor station
2-Я СТУПЕНЬ ДКС 2nd stage of booster compressor station
МПК
Interfield
ТЦ-2 trunk pipeline
TTs-2 r
ВАЛАНЖИНСКАЯ УКПГ
Valanginian gas processing plant
ПЛАСТОВЫМ ГАЗ С ВАЛАНЖИНСКОИ ЗАЛЕЖИ Reservoir gas from the Valanginian deposit
ЦОГ Gas treatment unit
ДКС
Booster compressor station
УНТС Low-temperature separator
НСПК Condensate feeding pump plant
Газопровод Gas pipeline
Конденсатопровод Condensate pipeline
Рис. 2. Схема совместной эксплуатации сеноманской и валанжинской УКПГ
Fig. 2. Scheme of joint operation of the Cenomanian and Valanginian gas processing plants
компримирования с газоперекачивающими агрегатами (ГПА) единичной мощностью 16 МВт. На валанжинских УКПГ собственные ДКС введены на четырех установках с ГПА единичной мощностью 10 МВт, еще на одной установке (УКПГ-11В) планируется ввод ДКС.
Максимальная добыча сено-манского газа была достигнута в 1987 г. По сравнению с пиковым уровнем добыча газа к настоящему времени сократилась примерно в пять раз, что привело к снижению загрузки цехов очистки (ЦОГ), осушки и компримирова-ния газа, избыток мощностей основного технологического оборудования на сегодняшний день составляет около 80 %. Для обеспечения необходимой загрузки сепараторов и аппаратов осушки газа производится вывод из эксплуатации технологических ниток. На ДКС такое решение применить невозможно из-за высокой единичной мощности установленных ГПА. Поэтому основной проблемой дожимного комплекса является снижение загрузки оборудования, так как это снижает эффективность процесса компримирования газа и приводит к увеличению потребления топливного газа.
НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ
В целях оптимизации производственной инфраструктуры, высвобожденной из процессов подготовки и транспорта углеводородов, в ООО «Газпром добыча Уренгой» разрабатываются мероприятия по перепрофилированию основных фондов или ликвидации в случае отсутствия дальнейшей необходимости в них. Важной задачей является эффективное использование существующего дожимного комплекса и комплекса по подготовке товарного газа, в том числе для подготовки про -дукции, добытой из неокомских и ачимовских залежей.
В настоящее время при ком-примировании газа одного промысла работа ГПА вторых ступеней сжатия осложняется их низкой загрузкой, что приводит к непроизводительному использованию топливного газа. Для ре -шения вышеуказанной задачи на месторождениях Большого Уренгоя уже внедрены различные схемы, обеспечивающие повышение загрузки производственных мощностей и оптимальный технологический процесс подготовки и компримирования углеводородов. В условиях за-
держки строительства ДКС для валанжинских промыслов были внедрены инновационные технологические схемы совместной эксплуатации сеноманских и валанжинских промыслов (рис. 2). На пяти газоконденсатных промыслах (ГКП) установки подготовки сеноманского и валан-жинского газа расположены на одних технологических площадках, что позволило использовать мощности сеноманских ДКС для компримирования товарного газа валанжинских промыслов [1].
За счет новых схем был оптими -зирован процесс подготовки углеводородного сырья и обеспечен проектный выход нестабильного конденсата, улучшились условия работы ГПА сеноманских УКПГ. Важными достоинствами реализованных технических решений явились отложенный на несколько лет ввод валанжинских ДКС и снижение их мощности.
Полученный опыт совместной эксплуатации сеноманских и валанжинских промыслов был использован при объединении сеноманских УКПГ [2]. В настоящее время реализованы схемы совместной эксплуатации УКПГ-3 и УКПГ-4, УКПГ-6 и УКПГ-7, УКПГ-12 и УКПГ-15. Благодаря подаче газа
газовая промышленность добыча газа и газового конденсата
№ 7 | 771 | 2018 г.
ГОЛОВНАЯ УКПГ
Head gas processing plant
ПЛАСТОВЫМ ГАЗ С СЕНОМАНСКОИ ЗАЛЕЖИ УКПГ-12
Reservoir gas from the Cenomanian deposit of UKPG-12
ТЦ-1 ЦОГ-12
f TTs-1 Л L. f TsOG-12
1-Я СТУПЕНЬ ДКС-12 1st stage of DKS-12 k. 2-Я СТУПЕНЬ ДКС-12 2nd stage of DKS-12
Л k r
МПК
Interfield
ТЦ-2 trunk pipeline
TTs-2 f
УКПГ-САТЕЛЛИТ
Satellite gas processing plant
ПЛАСТОВЫМ ГАЗ С СЕНОМАНСКОИ ЗАЛЕЖИ УКПГ-15
Рис. 3. Схема совместной эксплуатации сеноманских УКПГ в группе
Fig. 3. Scheme of joint operation of Cenomanian gas processing plants in a group
Характеристики УКПГ Characteristics gas processing plants
Количество
Количество ГПА, Мощность ДКС*, Загрузка ДКС на технологических Загрузка УКПГ на
УКПГ ед. МВт 2018 г.*, % ниток УКПГ, шт. 2018 г.**, %
Gas processing Number of gas Capacity of booster Load of booster Number of Load of gas
plant pumping units, compressor compressor station technological lines processing plant for
units station*, MW for 2018 *, % of gas processing 2018 **, %
plant, units
1АВ 4 30 37,5 8 59,7
2В 4 30 24,2 6 37,8
5В 3 20 47,1 4 60,9
8В 3 20 27,4 7 55,8
* - при резервировании одного ГПА на каждой ступени. ** - при резервировании одной технологической нитки.
* - when one gas pumping unit is reserved. ** - when one processing train is reserved.
с одних промыслов (сателлитов) на другие (головные УКПГ-4, -7, -12) из эксплуатации выводятся вторые ступени сжатия на УКПГ-сателлитах, а на головных установках повышается загрузка ГПА, что приводит к экономии топливного газа и снижению затрат на обслуживание ГПА. Снижение пластового давления ниже проектного уровня на УКПГ-15 потребовало срочного решения проблемы повышения суммарной степени сжатия для добычи газа на этом промысле. В настоящее время реализована схема (рис. 3), при которой продукция УКПГ-15 направляется на вторую ступень сжатия ДКС УКПГ-12. Суммарная
степень сжатия для газа УКПГ-15 была повышена с 6,0 до 12,0, что позволяет эксплуатировать данный промысел без проведения реконструкции до входного давления 0,5 МПа.
Проектными решениями предусмотрено дальнейшее расширение схем совместной эксплуатации промыслов.
Планируется создание следующих групп промыслов:
- 1-я группа - УКПГ-1, УКПГ-2, УКПГ-3, УКПГ-4, УКПГ-5, головная ДКС на УКПГ-4;
- 2-я группа - УКПГ-6, УКПГ-7, УКПГ-8, головная ДКС на УКПГ-7;
- 3-я группа - УКПГ-9, УКПГ-10, головная ДКС на УКПГ-9;
- 4-я группа - УКПГ-11, УКПГ-12, УКПГ-13, УКПГ-15, головная ДКС на УКПГ-12.
Валанжинские залежи Уренгойского НГКМ имеют более высокие начальные пластовые давления по сравнению с сеноманскими. Относительно умеренный темп отбора газа из валанжинских залежей позволил их разрабатывать практически с постоянным уровнем отбора, максимальные уровни добычи были достигнуты в 2004 г. По сравнению с пиковым уровнем добыча газа к настоящему времени сократилась незначительно. На данный момент загрузка технологических ниток установок низкотемпературной
©
ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЙ ПРОМЫСЕЛ Gas condensate field
УСТАНОВКИ КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ АЧИМОВСКОГО ГАЗА Achimov gas processing plants
ПРОЕКТИРУЕМАЯ УСТАНОВКА КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ АЧИМОВСКОГО ГАЗА Designed Achimov gas processing plant
\ ПРОЕКТИРУЕМАЯ УСТАНОВКА ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ 1 ПОДГОТОВКИ ГАЗА С АЧИМОВСКОГО УЧАСТКА ЗА Designed gas pre-processing plant the 3A Achimov section
Jk ПРОЕКТИРУЕМАЯ УСТАНОВКА СТАБИЛИЗАЦИИ КОНДЕНСАТА
Designed condensate stabilization plant
АЧИМОВСКАЯ ЗАЛЕЖЬ УРЕНГОЙСКОГО НГКМ
Achimov deposit of Urengoyskoe oil and gas condensate field
Лицензионные участки ачимовской залежи Уренгойскго НГКМ Licensed sites of the Achimov deposit of Urengoyskoe oil and gas condensate field
Valanginian deposit of the Urengoyskoe oil and gas condensate field
Рис. 4. Схема расположения объектов Уренгойского НГКМ
Fig. 4. Scheme of the facilities location of the Urengoyskoe oil and gas condensate field
сепарации (УНТС) и дожимного комплекса УКПГ-1АВ в среднем составляет около 60 % (см. табл.). Технологические нитки всех установок имеют производительность 5 млн м3/сут. В перспективе на валанжинских промыслах также возникнут проблемы с недоза-грузкой технологического оборудования.
ОСВОЕНИЕ АЧИМОВСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ
Для поддержания уровня производства углеводородов в условиях снижения добычи газа из сеноманских и валанжинских залежей ООО «Газпром добыча Уренгой» приступило к освоению залежей ачимовской толщи Уренгойского месторождения. Проектными решениями по обустройству участков ачимовских УКПГ предусматривается строительство шести УКПГ для подготовки газа на пяти ачимовских участках (1А-5А) (рис. 4). При снижении пласто -
вого давления на каждой установке предусмотрен ввод 1-го и 2-го цехов ДКС. В 2008 г. совместным российско-немецким предприятием ЗАО «Ачимгаз» в эксплуатацию запущен первый участок (УКПГ-31), а в 2009 г. ООО «Газпром добыча Уренгой» в эксплуатацию введен газоконденсатный промысел второго участка (УКПГ-22).
В основу технологической схемы подготовки углеводородов на УКПГ-22 и УКПГ-31 был положен процесс обработки флюида методом НТС, технологические решения выполнены по аналогии со схемой подготовки газа на валанжинских УКПГ (рис. 5).
Газовый поток проходит последовательно три ступени сепарации, различающиеся термобарическими параметрами. В отличие от валанжинских УКПГ технология подготовки газа на ачимовских промыслах предусматривает также применение специального аппарата - колонны-десорбе-
ра К-1 для извлечения метанола из водометанольного раствора (ВМР), поступающего из низкотемпературного разделителя Р-2. В отличие от неокомских залежей в пластовом ачимовском газе содержится значительный объем углеводородного конденсата с высоким содержанием тугоплавких парафинов, которые извлекаются во входном сепараторе С-1 и в колонне-десорбере К-1, что предотвращает образование тугоплавких парафинов в оборудовании, работающем при низких температурах. Очищенный от влаги и тяжелых углеводородов газ из УНТС поступает в МПК. Нестабильный конденсат направляется из УНТС на Уренгойский ЗПКТ.
На сегодняшний день загрузка ЗПКТ не позволяет перерабатывать дополнительные объемы тяжелого конденсата ачимовских залежей. Поэтому в настоящее время ООО «Газпром переработка» осуществляет строительство уста-
Рис. 5. Принципиальная схема подготовки ачимовского газа Fig. 5. Schematic diagram of Achimov gas treatment
новки стабилизации конденсата (УСК) для подготовки к транспорту конденсата с ачимовской залежи. Эксплуатация новых ачимовских промыслов будет синхронизирована с вводом УСК. При этом, учитывая темпы падения объемов добычи углеводородов валанжин-ской залежи и технологические особенности оборудования ЗПКТ, в дальнейшем возникнет необходимость дозагрузки перерабатывающих мощностей легким конденсатом.
Проектирование и ввод в эксплуатацию первого и второго участков ачимовской залежи осуществлялись одновременно с высокой загрузкой при эксплуатации газоконденсатных промыслов Уренгойского НГКМ, поэтому возможность использования оборудования НТС валанжинских промыслов для подачи ачимовского газа не рассматривалась.
В то же время выполненный прогноз показывает дальнейшее высвобождение мощностей на валанжинских газоконденсатных промыслах.
В условиях снижения загрузки валанжинских УКПГ перспективным направлением является подача на их свободные мощности газа залежей ачимовской толщи с учетом географического расположения валанжинских УКПГ и разрабатываемых ачимовских объектов. Этому требованию соответствует УКПГ-1АВ, которая расположена примерно в 10 км от УКПГ-30, предусмотренной проектными решениями для подготовки газа участка ЗА. Как отмечалось в таблице, количество технологических ниток в двух це -хах составляет 8 ед. В перспекти -ве для подготовки валанжинско-го газа достаточно будет одного технологического цеха.
ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ
Проведенный анализ показал, что для подготовки скважинной продукции 3-го ачимовского участка необходимы четыре технологические нитки производительностью 5 млн м3/сут каждая, одна из которых резервная. В соответствии с проектом разработки ввод в эксплуатацию 3-й ачимовской толщи Уренгойского НГКМ предусмотрен не ранее 2028 г.
Для минимизации затрат на обустройство залежей ачимов-ской толщи Уренгойского НГКМ ООО «Газпром добыча Уренгой» предлагает использовать для подготовки газа участка ЗА существующие мощности УКПГ-1АВ, а также 2-й ступени сжатия ДКС УКПГ-1АС. Взамен УКПГ-30 предлагается строительство установки предварительной подготовки газа (УППГ), укомплектованной минимально необходимым набором
ПЛАСТОВЫЙ ГАЗ С 3-ГО АЧИМОВСКОГО УЧАСТКА Reservoir gas from the 3rd Achimov deposit
УППГ-30 UPPG-30
10,5 км Ду 700
Газ в МПК Gas to the interfield trunk pipeline
ЗПКТ
Condensate pre-transportation preparation plant
Рис. 6. Принципиальная схема транспортировки углеводородов с УППГ-30 Fig. 6. Schematic diagram of transportation of hydrocarbons from UPPG-30
технологического оборудования, а именно пробкоуловителями и первичными сепараторами. Газ первичной сепарации с установки направляется по газопроводу диаметром 720 мм и длиной около 10,5 км для окончательной подготовки на УКПГ-1АВ. Тяжелый нестабильный конденсат транспортируется по трубопроводу диаметром 273 мм и длиной 26,5 км на УСК ООО «Газпром переработка» для подготовки к транспорту (рис. 6).
Первоначально отсепариро-ванный газ участка ЗА поступает в один из цехов УКПГ-1АВ для подготовки на УНТС. После НТС газ направляется в МПК, а облегченный ачимовский конденсат - в цех разделителей, где он будет смешиваться с валанжинским нестабильным конденсатом. Транспортировка смешанного конденсата должна осуществляться по существующему конденсатопроводу от УКПГ-1АВ до насосной станции перекачки конденсата, с которой он поступает на ЗПКТ. Дополнительный объем конденсата ачимовской толщи, полученный на УКПГ-1АВ, позволит частично компенсировать постоянно снижающийся объем жидких углеводородов валанжинской залежи, поддерживая оптимальную загрузку технологического оборудования ЗПКТ.
В дальнейшем для обеспечения параметров процесса НТС потребуется компримирование ачимовского газа. Нами предлагается использовать высвободив-
шиеся мощности ДКС УКПГ-1АВ путем смешивания валанжин-ского и ачимовского газа и совместной подготовки газа в двух цехах УКПГ-1АВ. Благодаря этому загрузка ДКС увеличится до 70 %, что позволит исключить из проекта ввод ачимовских дожимных мощностей 3-го участка и оптимально загрузить валанжинские ГПА, тем самым снизив удельное потребление топливного газа.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Предлагаемое техническое решение позволяет повысить рентабельность проекта за счет минимизации строительства основных фондов, сокращения дальнейших эксплуатационных расходов, оп-
тимизации загрузки существующего оборудования Уренгойского НГКМ.
Таким образом, в ООО «Газпром добыча Уренгой» ведется планомерная работа по созданию и внедрению инновационных технических решений на основе эффективного использования существующих мощностей оборудования, которые позволят оптимизировать процесс подготовки газа и конденсата. Использование дожимных мощностей сеноманских и валанжинских УКПГ для ком-примирования газа ачимовских участков в перспективе позволит отказаться от строительства УКПГ и ДКС на 3-м участке ачимовских отложений. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Мазанов С.В., Корякин А.Ю., Абдуллаев Р.В., Типугин А.А. Инновационные технические решения по совместной эксплуатации сеноманских
и валанжинских промыслов месторождений Большого Уренгоя // Материалы XXII Международного конгресса «Новые технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи в г. Калининграде 2014 г.». 2015. Т. 22. С. 104-109.
2. Мазанов С.В., Корякин А.Ю., Семенов В.В., Типугин А.А. Обеспечение устойчивой эксплуатации дожимного комплекса на УКПГ месторождений Большого Уренгоя // Газовая промышленность. 2015. № S720. С. 27-31.
REFERENCES
1. Mazanov S.V., Koryakin A.Yu., Abdullaev R.V., Tipugin A.A. Innovative Technical Solutions for Joint Exploitation of the Cenomanian and Valanginian Deposits of the Bolshoy Urengoy fields. Proceedings of the XXII International Congress "New Technologies of the Gas, Oil Industry, Energy and Communication in Kaliningrad 2014", 2015, Vol. 22, P. 104-109. (In Russian)
2. Mazanov S.V., Koryakin A.Yu., Semenov V.V., Tipugin A.A. Ensuring the Sustainable Operation of the Booster Complex at the Gas Processing Plant of Bolshoy Urengoy Fields. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2015, No. S720, P. 27-31. (In Russian)
