CC BY
75ОПЫТ МОДЕРНИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПОДГОТОВКИ ГАЗА ЗАЛЕЖЕЙ АЧИМОВСКОЙ ТОЛЩИ УРЕНГОЙСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
УДК 622.276.8
A.Ю. Корякин, ООО «Газпром добыча Уренгой» (Новый Уренгой, РФ), [email protected]
B.Ф. Кобычев, ООО «Газпром добыча Уренгой», v.f.kobychev@gd urengoy.gazprom.ru
В.В. Александров, ООО «Газпром добыча Уренгой», [email protected] И.М. Шигапов, ООО «ИВЦ «Инжехим» (Казань, РФ), [email protected]
А.И. Кагарманов, Инженерно-технический центр, филиал ООО «Газпром добыча Уренгой»
(Новый Уренгой, РФ), [email protected]
Для подготовки газа залежей ачимовской толщи Уренгойского месторождения применяется технология низкотемпературной трехступенчатой сепарации. Опыт эксплуатации участка 2А газоконденсатного промысла 22 выявил проблемы в эксплуатации сепарационного и теплообменного оборудования из-за капельного уноса жидкости из первичного сепаратора и колонны-десорбера. Минерализация уносимой водной фазы являлась причиной активизации коррозионных процессов в аппарате воздушного охлаждения и в теплообменнике «газ - конденсат». Кроме этого, унос углеводородной жидкости, содержащей тугоплавкие парафины, приводил к образованию отложений, состоящих из органических веществ, солей и продуктов коррозии. Для решения этой проблемы в ООО «Газпром добыча Уренгой» проведены испытания внутренних устройств компании ООО «ИВЦ «Инжехим» во входном сепараторе и колонне-десорбере одной из технологических ниток газоконденсатного промысла 22. Промысловые испытания показали преимущества проведенной модернизации аппаратов над проектной конструкцией. Планируется тиражирование предложенных технических решений на объектах обустройства ачимовских отложений.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: АЧИМОВСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ, НИЗКОТЕМПЕРАТУРНАЯ СЕПАРАЦИЯ, КАПЕЛЬНЫЙ УНОС, МИНЕРАЛИЗАЦИЯ, КОРРОЗИЯ, СЕПАРАЦИОННОЕ И ТЕПЛООБМЕННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, МОДЕРНИЗАЦИЯ, ВНУТРЕННИЕ ЭЛЕМЕНТЫ.
Разработка газоконденсатных залежей ачимовской толщи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) выступает приоритетным направлением развития ООО «Газпром добыча Уренгой» [1]. Эксплуатация первого ачимовского участка началась в 2008 г. на установке комплексной подготовки газа (УКПГ) 31 совместным предприятием АО «Ачимгаз», созданным с участием ПАО «Газпром», ООО «Газпром добыча Уренгой» и Wintershall Holding GmbH. С октя -бря 2009 г. ООО «Газпром добыча Уренгой» ввело в эксплуатацию газоконденсатный промысел (ГКП) 22, на котором происходит
рост добычи углеводородного сырья за счет ввода в эксплуатацию скважин. Проектом «Дополнение к Единой технологической схеме разработки залежей углеводородного сырья ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения» предусматривается до 2021 г. ввод еще трех ачимовских УКПГ и в 2028 г. - еще одной установки.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ПОДГОТОВКИ ГАЗА ЗАЛЕЖЕЙ
Технология подготовки газа залежей ачимовской толщи основана на типовой схеме трехступенчатой низкотемпературной сепарации с применением
рециркуляционной системы использования метанола (рис. 1). Для повышения эффективности использования метанола применяется специальный аппарат, колонна-десорбер К-1, в котором пластовым газом метанол извлекается из водометанольного раствора (ВМР) с низкотемпературной ступени разделения.
В соответствии с принципиальной технологической схемой газ от скважин последовательно проходит три ступени сепарации (С-1, С-2, С-3), где производится разделение жидкой и газовой фаз. В процессе движения от сепаратора к сепаратору газ охлаждается в аппарате воздушного охлаждения
Рис. 1. Принципиальная технологическая схема подготовки газа залежей ачимовской толщи на примере ГКП-22: К-1 - колонна-десорбер; С-1, С-2, С-3 - ступени сепарации; ВХ-1 - аппарат воздушного охлаждения; Т-0, Т-1, Т-2 - теплообменники «газ - газ»; Т-3 - теплообменник «газ - жидкость»; Э-1 - эжектор; Р-1, Р-2 - разделители 1-й и 2-й ступени; Рг-2 - емкость для ВМР; Н-1 и Н-2 - насосы; БЕ - буферная емкость; В-1 - выветриватель; КГН - конденсат газовый нестабильный; МПК -межпромысловый коллектор
Fig. 1. Schematic flowchart for gas treatment in the achimov sequence using the example of gas condensate field 22: К-1 - desorber column; С-1, С-2, С-3 - separation stages; ВХ-1 - air cooler; Т-0, Т-1, Т-2 - gas-to-gas heat exchangers; Т-3 - gas-liquid heat exchanger; Э-1 - ejector; Р-1, Р-2 - 1st and 2nd stage dividers; Рг-2 - reservoir for water-methanol solution; Н-1 и Н-2 - pumps; БЕ - buffer reservoir; В-1 - weathering device; КГН - unstable gas condensate; МПК - interfield trunk pipeline
A.Yu. Koryakin, Gazprom Dobycha Urengoy LLC (Novy Urengoy, Russia), [email protected] V.F. Kobychev, Gazprom Dobycha Urengoy LLC, v.f.kobychev@gd urengoy.gazprom.ru V.V. Alexandrov, Gazprom Dobycha Urengoy LLC, [email protected] I.M. Shigapov, EPC Inzhechim LLC, (Kazan, Russia), [email protected]
A.I. Kagarmanov, Engineering and Technical Center, a branch of Gazprom Dobycha Urengoy, LLC (Novy
Urengoy, Russia), [email protected]
Experience of modernization of technological equipment for gas preparation of the reserves of achimov sequence of the Urengoy oil, gas and condensate field
The low-temperature three-stage separation technology is used to prepare gas from the achimov sequence of the Urengoi field. The operating experience of section 2A of the gas-condensate field 22 revealed problems in the operation of separation and heat exchange equipment due to mist elimination of liquid from the primary separator and the desorber column. The salinity of the eliminated water phase was the cause of the intensification of corrosion processes in the air cooler and in the gas-condensate heat exchanger. In addition, the ablation of hydrocarbon liquids containing refractory paraffins, led to the formation of deposits consisting of organic substances, salts and corrosion products. To solve this problem, Gazprom Dobycha Urengoy LLC tested internal devices of the EPC Inzhekhim LLC company in the inlet separator and desorber column of one of the lines in the gas condensate field 22. Field tests showed the advantages of the upgraded devices over the designed ones. It is planned to replicate the proposed technical solutions at the achimov sequence.
KEYWORDS: ACHIMOV SEQUENCE, LOW-TEMPERATURE SEPARATION, DROP ELIMINATION, MINERALIZATION, CORROSION, SEPARATION AND HEAT EXCHANGE EQUIPMENT, MODERNIZATION, INTERNAL ELEMENTS.
ВХ-1 (в летний период) воздухом, в рекуперативном теплообменнике «газ - жидкость» Т-3 - конденсатом с низкотемпературной ступени, в теплообменниках «газ - газ» Т-0, Т-1, Т-2 - обратным
потоком сухого газа. Окончательно газ охлаждается с помощью редуцирования на эжекторе (Э-1) до температуры -30 °С. Товарный газ направляется в трубопроводы Восточного коридора межпро-
мыслового коллектора Уренгойского НГКМ.
Жидкая фаза из сепараторов направляется в разделители (Р-1, Р-2), выветриватель (В-1) и буфер -ную емкость (БЕ) для отделения
Таблица 1. Результаты расчета содержания пластовой жидкости в оборудовании ГКП-22 и коррозионной агрессивности среды Table 1. The calculation results of the reservoir fluid content in the gas condensate field equipment 22 and the corrosivity of the environment
Технологический параметр Technological parameter Входной поток Input flow Ступень сепарации 1 Separation stage 1 Колонна-десорбер Desorber column Аппарат воздушного охлаждения (в летний период) Air cooler (in summer) Теплообменник 3 Heat exchanger 3 Теплообменник 0 Heat exchanger 0 Теплообменник 1 Heat exchanger 1 Ступень сепарации 2 Separation stage 2
Рабочее давление газа, МПа Operating gas pressure, MPa 10,50 10,34 10,42 10,26 10,18 10,10 10,02 9,94
Рабочая температура, °С Operating temperature, °С 26 25 25 23 16 11 -6 -6
Парциальное давление CO2, МПа Partial pressure CO2, MPa 0,0945 0,093 0,093 0,092 0,091 0,090 0,090 0,089
Водородный показатель рН, ед. pH index, units 6,2 6,1 6,2 6,3 6,2 6,2 6,2 6,2
Общая минерализация, мг/дм3 Total mineralization, mg/dm3 2800,00 2800,00 2800,00 1723,08 1723,08 435,79 200,00 200,00
Уд. расход конденсационной воды, 0кон , г/м3 Specific consumption of condensation water, Q , g/m3 ' ^конд. ^ 0 0 0 0,025 0,33 0,435 0,58 0,58
Уд. расход пластовой воды Q^, г/мз Specific consumption of local water, Q^, g/m3 6,5 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04
Степень коррозионной агрессивности Degree of corrosivity Высокая High Высокая High Высокая High Высокая High Высокая High Средняя Medium Средняя Medium Средняя Medium
водного раствора и газа от углеводородного конденсата. Нестабильный газовый конденсат(КГН) с помощью насосов подается на завод по подготовке конденсата к транспорту.
Пластовый газ ачимовской толщи содержит в своем составе углекислый газ, парциальное давление которого достигает 0,25 МПа. Согласно п. 6.2 и п. 6.4 СТО Газпром 9.3-011-2011 [2], сте -пень агрессивности воздействия добываемого флюида на промысловое оборудование соответствует высокой, что требует ведения коррозионного мониторинга и применения ингибиторной защиты. Поэтому в оборудовании скважин применены коррозион-ностойкие материалы, а на устье скважин осуществляется подача ингибитора,который предотвра-
щает коррозию газосборных трубопроводов и входных сепараторов С-1 ГКП-22.
ПРОБЛЕМА МИНЕРАЛИЗАЦИИ УНОСИМОЙ ВОДНОЙ ФАЗЫ И КОРРОЗИЯ ОБОРУДОВАНИЯ
Важное влияние на коррозион -ные процессы оказывает наличие в пластовом газе воды и ее минерализация. На УКПГ поток газа поступает с содержанием воды 6,5-7,0 г/м3 и средними значениями общей минерализации 2500-2800 мг/дм3, что повышает степень агрессивности среды. В соответствии с п. 6.4 [2], при минерализации водной фазы > 1000 мг/дмз или рН < 7 ед. степень агрессивности среды при оценке повышают на одну степень. Техническими характеристиками сепараторов С-1регламенти-
рован капельный унос жидкости
< 0,05 г/мз. Для обеспечения минерализации водного раствора в газовом потоке перед ВХ-1
< 1000 мг/дмз предусмотрена подача в К-1 конденсационной метанолсодержащей жидкости с низкотемпературной ступени. Вследствие этого теплообменное оборудование и сепараторы второй и низкотемпературной ступени ГКП-22 должны работать в условиях низкой коррозионной агрессивности.
Тем не менее опыт эксплуатации ГКП-22 показал, что удельный выход нестабильного конденсата превышает значения, указанные в первоначальных проектных документах на 30 %. В начальный период разработки из-за малых отборов пластового газа входные сепараторы С-1
имели номинальную загрузку по жидкости и показывали эффективную работу. Ввод скважин и рост добычи газа и конденсата значительно увеличили нагрузку по жидкости на входные сепараторы С-1, что, как следствие, повлияло на эффективность их работы. Величина капельного уноса из С-1 возросла с 0,05 до 3 г/м3. Также снизились характеристики аппаратов К-1 [3], капельный унос жидкости из которых увеличился до 2 г/м3. Вследствие этого в теп-лообменное оборудование ВХ-1, Т-3, Т-0, Т-1 и сепараторы второй ступени С-2 стала поступать минерализованная пластовая вода.
В результате обследования работы оборудования ГКП-22 установлено, что минерализация водной фазы в сепараторах второй ступени С-2 составляет ~ 200 мг/дм5. В программной системе «ГазКондНефть» по модели ГКП-22 было определено количество конденсирующейся воды после аппарата воздушного охлаждения ВХ-1 и теплообменников Т-3, Т-0, Т-1 (табл. 1). По данным о составе водной фазы из промежуточного сепаратора С-2 и на основании проведенных расчетов установлено, что после К-1 в газе содержится до 0,04 г/м3 пластовой воды. В трубных пучках аппарата воздушного охлаждения ВХ-1 в летний период, а также в теплообменнике Т-3 в зимний период (когда ВХ-1 не используется) присутствует водная фаза с минерализацией > 1000 мг/дм3 и значением водородного показателя pH < 7 ед. (рис. 2). Как отмечалось выше, такая среда в аппаратах ВХ-1 и Т-3 расценивается как агрессивная с точки зре -ния воздействия на промысловое оборудование, которая приводит к его коррозии.
Влияние коррозионных процессов на работу теплообмен-ного оборудования ВХ-1 и Т-3 подтверждается анализом проб из аппаратов Т-0 и Т-1. В трубных пучках этих аппаратов обнаружены отложения, состоящие
С-1 К-1 ВХ-1 Т-3 Т-0 Т-1 С-2 Входной погон Input flow
— Нормальная минерализация
Normal mineralization -•- Минерализация при эффективной сепарации
Mineralization with efficient separation -«- Общая минерализация, мг/дм3 Total mineralization, mg/dm3
Рис. 2. Минерализация пластовой воды в технологическом оборудовании ГКП-22 Fig. 2. Mineralization of local water in the process equipment of gas-condensate field 22
Каплеуловитель прямоточный центробежный с дренирующими элементами Mist eliminator straight-flow centrifugal with drainage elements
Распределитель газожидкостного потока Gas / liquid distributor
Рис. 3. Модернизация входного сепаратора С-1 Fig. 3. Modernization of the input separator C-1
Каплеуловитель прямоточный центробежный с дренирующими элементами Mist eliminator straight-flow centrifugal with drainage elements
Распределитель газожидкостного потока Gas / liquid distributor
Рис. 4. Схема модернизации колонны-десорбера К-1 Fig. 4. Scheme of modernization of the column-desorber K-1
из тугоплавких парафинов -25 % масс. и неорганической составляющей - 75 % масс., из которой 63 % составляют продукты коррозии (соли железа). Наличие отложений в теплообменном оборудовании привело к росту гидравлических потерь до 0,3 МПа и снижению коэффициента теплопередачи с 200 до 40 Вт/(м2К). Снижение эффективности работы теплообменного оборудования потребует преждевременного ввода дожимной компрессорной станции.
ПРЕДЛАГАЕМАЯ МОДЕРНИЗАЦИЯ Для решения проблемы поступления минерализованной пластовой воды в технологическое оборудование и связанных с этим сложностей специалистами ООО «Газпром добыча Уренгой»
предложено повысить эффективность входного сепаратора С-1 и колонны-десорбера К-1.
В конце 2017 г. выполнена замена внутренних устройств входного сепаратора С-1 и колонны-десор-бера К-1 2-й технологической нитки ГКП-22 на устройства компании ООО «ИВЦ «Инжехим» (рис. 3, 4) в целях проведения их испытаний.
Для обеспечения равномерного распределения нагрузки на контактные устройства каплеулови-телей в обоих аппаратах произведена замена тангенциального узла входа газа на распределитель газожидкостного потока. Преимуществом распределителя служит то, что большая площадь выходного сечения газового потока позволяет обеспечить значительное снижение скорости очищаемого потока, что ведет
к снижению инерционных сил, сил межфазного трения, действующих на дисперсную фазу. Из-за увеличения влияния сил поверхностного натяжения и гравитации активизируется слияние капель на поверхности пластин сепара-ционных блоков и естественное стекание жидкости в нижнюю часть аппарата (рис. 3).
Кроме того, во входном сепара -торе С-1 сепарационные устройства проектного исполнения заменены на тарелки с прямоточными циклонами (каплеуловитель прямоточный) КЦРФ.067332.011. Прямоточные элементы представляют собой цилиндрические изделия, внизу которых установлены стационарные лопатки для придания вращательного движения газовому потоку. За счет использования профилированных лопаток в конструкции закручивающей части сепарационных элементов обеспечивается меньшее гидравлическое сопротивление, а также сохранение осевой составляющей вектора скорости газового потока. Внутренняя поверхность тела элемента не имеет источников волнообразования и срыва жидкостного потока. Кольцевой зазор съемника и отбойная пластина каплеуло-вителя обеспечивают наименьший отбор газового потока, что позволяет расширить диапазон эффективной работы устройства в целом.
При модернизации колонны-де-сорбера К-1 (рис. 4) в сепараци-онной части произведена замена входного устройства аналогично сепаратору С-1. Массообменные тарелки с контактно-сепараци-онными элементами заменены на тарелки с промывными элементами (каплеуловитель прямоточный промывной). За счет предусмотренных на тарелке переливных планок устанавливается уровень жидкости, который обеспечивает равномерную подачу ВМР на каждый прямоточный элемент каплеуловителя.
На верхней ступени обоих аппаратов смонтированы элемен-
МЕЖДУНАРОДНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ
ПОРШНЕВЫЕ КОМПРЕССОРНЫЕ УСТАНОВКИ 2019
МАРРИОТТ МОСКВА ГРАНД-ОТЕЛЬ 21-22 МАЯ 2019 Г.
АКТУАЛЬНЫЙ ФОРМАТ ДЛЯ ДИСКУССИЙ
КЛУБ G.O.P. (GAS. OIL. PACKAGE) ПРИГЛАШАЕТ НА IV МЕЖДУНАРОДНУЮ КОНФЕРЕНЦИЮ «ПОРШНЕВЫЕ КОМПРЕССОРНЫЕ УСТАНОВКИ 2019», КОТОРАЯ СОСТОИТСЯ В МОСКВЕ 21-22 МАЯ 2019 Г. ПО АДРЕСУ: РФ, МОСКВА, ТВЕРСКАЯ УЛ., Д. 26/1, МАРРИОТТ МОСКВА ГРАНД-ОТЕЛЬ. ЗАРЕГИСТРИРОВАТЬСЯ НА КОНФЕРЕНЦИЮ МОЖНО НА САЙТЕ КЛУБА В РАЗДЕЛЕ «СОБЫТИЯ».
УЧАСТИЕ В КОНФЕРЕНЦИИ БЕСПЛАТНОЕ.
КОНФЕРЕНЦИЯ СОБЕРЕТ СПЕЦИАЛИСТОВ, ЭКСПЕРТОВ И ЗАКАЗЧИКОВ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ РОССИИ И СТРАН СНГ, РАБОТАЮЩИХ В СФЕРЕ ПЭКИДЖА ПОРШНЕВЫХ КОМПРЕССОРНЫХ УСТАНОВОК. ОСНОВНЫЕ ТЕМЫ ДОКЛАДОВ БУДУТ КАСАТЬСЯ ПРОБЛЕМ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ.
^^ Формат выставок и семинаров, в которых я сам не раз участвовал как сотрудник инжиниринговой компании, не дает таких возможностей, как профессиональная конференция. На выставках много случайных людей и очень мало времени для общения и обмена опытом.
А в рамках конференции клуба G.O.P. собираются люди, имеющие непосредственное отношение к технике, есть возможность дискуссии поставщиков и потребителей непосредственно «вживую», причем по широкому кругу вопросов.
Такое общение нельзя организовать на стенде выставки: там нет таких возможностей и основная цель — коммерческие встречи.
Формат, который предоставляет клуб, рассчитан на целевую аудиторию, что оказалось гораздо более эффективно и выгодно отличает его от традиционных технических конференций. Ежегодные конференции с опорой на интернет-площадку клуба позволяют вынести на обсуждение наиболее интересные темы и «больные вопросы». Мне как техническому специалисту всегда было интересно послушать мнение службы эксплуатации об оборудовании, которое я собираюсь закладывать в свои проекты, услышать о новинках, рассказать о своем опыте.
Собственно, клуб G.O.P. и был задуман как очно-виртуальная площадка для постоянного общения профессионалов и развития бизнеса. J^
*7 (499) 110-34-74 • [email protected] • WWW.G-0-P.CLUB
ГЕНЕРАЛЬНЫЙ СПОНСОР
WORLD STANDARD
COMPRESSORS
золотой
СПОНСОР
СЕРЕБРЯНЫЙ СПОНСОР
инженерный центр
энергосервис
ItCMI
БРОНЗОВЫЙ СПОНСОР
^ЧИСТАЯ ЭНЕРГИЯ
ОРГАНИЗАТОР
KERUI G.O.P.
GAS. OIL.
PACKAGE.
Анд| (й Воронецкий, эксперт клуба G.O.P.,
К.Т.Н.
а) а)
~ 5,00
* ^ М8
^ 3,00
ё i 2,00
й I- 1,00
" 0,00
«
___■■
• ........
a .......... ........1 ......■ ..........-
б) b)
2,50
„ 2,00
™ 1,50 I
I 1,00
га
" 0,50 0,00
100
120
200
220
НО 160 100 Расход пластового газа, тыс. м3/ч Local gas consumption, thousand m3/h Входные сепараторы 1-й и 3-й технологических ниток Input separators of 1st and 3rd technological lines Модернизированный входной сепаратор 2-й технологической ниши Upgraded inlet separator of 2nd technological line
• Полиномиальная (Входные сепараторы 1-й и 3-й технологических ниток) Polynomial (Input separators of 1st and 3rd technological lines)
• Линейная (Модернизированный входной сепаратор 2-й технологической ниши) Linear (Modernized input separator of 2nd technological line)
240
• •
• ...
* • .-»■ ......... •
• • « ......¡»J .....;...........i • •
100
120
200
HO HO 100
Расход пластового газа, тыс. м3/ч Reservoir gas consumption, thousand m3/h
i колонна-десорбер 2-й технологической нитки Upgraded desorber column of 2nd technological line Колонны-десорберы 1-й и 3-й технологических ниток Desorber columns of 1st and 3rd technological lines • Линейная (Модернизированная колонна-десорбер 2-й технологической нитки) Linear (Modernized desorber column of 2nd technological line) - Линейная (Колонны-десорберы 1-й и 3-й технологических ниток) Linear (Desorber column of 1st and 3rd technological lines)
220
Рис. 5. Замер уносов капельной жидкости до и после модернизации: а) входной сепаратор С-1; б) колонна-десорбер К-1
Fig. 5. Measurement of drip liquid elimination before and after modernization: a) inlet separator С-1; b) column-desorber K-1
ты перекрестно-точного типа с боковой поверхностью из дренирующего материала. Эти элементы отличаются повышенной дренирующей способностью, что особенно актуально в условиях высокой жидкостной нагрузки.
По окончании реконструкции аппаратов С-1 и К-1 2-й технологической нитки проведены испытания эффективности модернизированного технологического оборудования. В целом в процессе исследований отобрано до 100 проб различных технологических флюидов и проведено до 30 замеров уносов капельной жидкости из модернизированных аппаратов. Установлено, что в результате замены внутренних устройств аппаратов достигнуто повышение эффективности се-парационного и массобменного оборудования за счет снижения уноса капельной жидкости до паспортного значения (рис. 5).
ВЫВОДЫ
Таким образом, модернизация оборудования 2-й технологической нитки ГКП-22 позволила предотвратить коррозионные процессы втеплообменном оборудовании, улучшить его характеристики, увеличить эффективность рециркуляционной системы использования метанола [4]. На основе полученного опыта рекомендовано провести аналогичную модернизацию входных сепарато-
ров и колонн-десорберов 1-й и 3-й технологических ниток ГКП-22. Кроме этого, разработанные технические решения включены в проекты дообустройства 2-го
участка (строительство УКПГ-21) и обустройства 4-го и 5-го участков (строительство УКПГ-41 и 51) залежей ачимовской толщи Уренгойского НГКМ. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Маркелов В.А., Черепанов В.В., Филиппов А.Г. и др. Обоснование стратегии освоения ачимовских отложений Уренгойского месторождения // Газовая промышленность. 2016. № 1. С. 40-45.
2. СТО Газпром 9.3-011-2011. Ингибиторная защита от коррозии промысловых объектов и трубопроводов. Основные требования. Москва: ОАО «Газпром», 2011. 39 с.
3. Корякин А.Ю., Ермолаев А.И., Колесников И.М. и др. Развитие рециркуляционных технологий использования ингибитора гидратообразования на ачимовских УКПГ Уренгойского НГКМ // Газовая промышленность. 2018. № 6 (769). С. 28-34.
4. Корякин А.Ю., Ермолаев А.И., Кагарманов А.И. Совершенствование рециркуляционных систем подачи метанола на УКПГ ачимовских отложений Уренгойского НГКМ. SPE-191742-18RPTC-MS [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://doi.org/10.2118/191742-18RPTC-MS (дата обращения: 25.03.2019).
REFERENCES
1. Markelov V.A., Cherepanov V.V., Filippov A.G., et al. Justification of the development strategy of the Achimov deposits of the Urengoy field // Gazovaya promishlennost = Gas industry. 2016, No. 1, P. 40-45. (In Russian)
2. Company Standard STO Gazprom 9.3-011-2011. Inhibitor corrosion protection of field facilities and pipelines. Primary requirements. Moscow, Gazprom OJSC, 2011, 39 p. (In Russian)
3. Koryakin A.Yu., Ermolaev A.I., Kolesnikov I.M., et al. The development of recycling technologies for the use of a hydrate formation inhibitor at gas treatment unit of achimov sequence of the Urengoi oil, gas and condensate field // Gazovaya promishlennost = Gas Industry. 2018, No. 6 (769),
P. 28-34. (In Russian)
4. Koryakin A.Yu., Ermolaev A.I., Kagarmanov A.I. Improving the recirculation systems for the supply of methanol to the gas treatment unit
of the achimov sequence of the Urengoi oil, gas and condensate field. SPE-191742-18RPTC-MS [Electronic source]. Access mode: https://doi.org/ 10.2118/191742-18RPTC-MS (access date: March 25, 2019). (In Russian)
