Особенности технологии сбора, подготовки и транспорта некоторых перспективных участков СП «Вьетсовпетро» Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

622.692.4

ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИИ СБОРА, ПОДГОТОВКИ И ТРАНСПОРТА НЕКОТОРЫХ ПЕРСПЕКТИВНЫХ УЧАСТКОВ СП «ВЬЕТСОВПЕТРО»

ТЫ ТХАНЬ НГИА, к.т.н., генеральный директор

М.М. ВЕЛИЕВ, д.т.н., доцент, главный специалист высшего класса

СП «Вьетсовпетро» (Вьетнам, г. Вунгтау, ул. ЛеЛой, д. 105).

E-mail: ttnghia@vietsov.com.vn, E-mail: vellev.rd@vietsov.com.vn

Б.Н. МАСТОБАЕВ, д.т.н., проф., завкафедрой транспорта и хранения нефти и газа

ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (Россия,

450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1).

E-mail: mastoba@mail.ru

Рассмотрена система разработки новых месторождений и перспективных участков шельфа Южного Вьетнама с целью расширения ресурсной базы углеводородного сырья. Сделана оценка перспективности открытых блоков. Предложены меры по предотвращению образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в трубопроводе и повышения перепада давления. Представлены расчеты параметров транспорта нефти и оценочный теплогидравлический расчет при максимальной производительности трубопровода.

Ключевые слова: ресурсная база углеводородов, асфальтосмолопарафиновые отложения, депрессаторы, газожидкостная смесь.

В связи с естественной выработкой запасов открытых месторождений блока 09-1, перед СП «Вьетсовпетро» остро стоит проблема падения объемов добычи нефти. Снижение темпов падения добычи а также ее стабилизация в дальнейшем на рентабельном уровне являются актуальными задачами, решению которых уделяется особое внимание на текущем этапе развития предприятия. Для успешной реализации этого направления в ближайшей и долгосрочной перспективе необходимо активно и своевременно проводить комплекс геолого-разведочных мероприятий по восполнению ресурсной базы углеводородного сырья. Для достижения этой цели разработан план геолого-разведочных работ (ГРР) на период 2013— 2020 годов, включающий направления и объемы исследований по поиску новых месторождений и перспективных участков на территории блока 09-1 и оценке перспективности открытых блоков с целью расширения зоны деятельности СП «Вьетсовпетро» [1, 2].

1. Блок 09-3/11

Добыча нефти на структурах блока 09-3 предполагается из олигоцена и фундамента при строительстве блок-кондукторов (БК) на структуре DoiMoiNam ^С^М^ и на структуре SoiB (БК-БВ). Так как рассматриваемые структуры находятся на относительно небольшом расстоянии от месторождений «Дракон» и «Белый Тигр», предполагается, что нефть структуры DoiMoiNam аналогична нефти БК RC-DM (месторождение «Южный Дракон-Дой Мой»), а нефть структуры SoiB нефти БК-14 (месторождение «Белый Тигр») [3].

Нефти, как RC-DM, так и БК-14, являются высокозастыва-ющими и высокопарафинистыми и характеризуются свойствами, приведенными в табл.1.

Большое содержание парафина является причиной сложного реологического поведения нефти. При температурах транспорта, близких к температуре застывания, происходит интенсивное образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутренней поверхности трубопроводов, ограничение прокачиваемости добываемой продукции по трубопроводам, повышение гидравлических потерь, и тем самым создается угроза «замораживания» нефтепровода.

При вводе в эксплуатацию скважин на структурах DoiMoiNam и SoiB необходима обработка их продукции депрессаторами. С учетом обычно низкой температуры на устье скважин при предполагаемых дебитах необходимо предусматривать подачу реагентов в каждую скважину на глубину по импульсным трубкам. На период пуска дозировка депрессатора должна составлять 2000 ррт. При стационарной эксплуатации нефтепровода дозировка может быть снижена и определяется опытно-промышленными испытаниями реагентов.

Нефтепровод должен быть теплоизолированным. В качестве меры борьбы с образованием АСПО в трубопроводе и повышением перепада давления необходимо предусмотреть промывку трубопровода морской водой, подаваемой из системы пожаротушения и закачиваемой в него специально установленными центробежными насосами.

Максимальный объем добычи на структуре DoiMoiNam ожидается на пятый год разработки - 857 м3/сут по жидкости при обводненности 6,5%. Минимальная производительность будет наблюдаться при пуске трубопровода и составит от 200 до 400 м3/сут безводной нефти в зависимости от количества пускаемых скважин.

Максимальный объем добычи на структуре SoiB ожидается на пятый год разработки - 1309 м3/сут по жидкости

Таблица 1

Свойства нефтей RC-DM и БК-14

| Рис. 1. Схема сбора нефти блока 09-3/11

при обводненности 8,7%, минимальная производительность будет наблюдаться при пуске трубопровода и составит от 120 до 360 м3/сут безводной нефти в зависимости от количества пускаемых скважин.

Схема сбора нефти блока 09-3/11 приведена на рис. 1.

Транспорт продукции блок-кондуктора RC-DMN целесообразно осуществлять через БК RC-DM на ближайшую морскую стационарную платформу (МСП) RP-1 (месторождение «Дракон») транзитом по системе трубопроводов RC-DMN^RC-DM^RC-4^RC-5^RP-1. Для этого необходимо построить новый теплоизолированный участок нефтепровода RC-DMN^RC-DM протяженностью 5,5 км и диаметром 325 мм.

Параметры транспорта нефти и оценочный теплогидрав-лический расчет при максимальной производительности представлены в табл. 2 и 3. Так как неизвестна предполагаемая дата пуска RC-DMN и соответственно обьем добычи на RC-DM, RC-4 и RC-5, то оценка характеристик транспорта сделана для участка RC-DMN^RC-DM при давлении на RC-DM, равном 17 атм.

Транспорт продукции структуры БснВ целесообразно осуществлять транзитом через БК-14 на ЦТК-3 (центральный технологический комплекс) по системе трубопроводов БК-8В^БК-14^ЦТК-3 (в случае строительства двух БК трубопровод БК-8В2^БК-8В^БК-14^ЦТК-3). Для этого необходимо построить:

- новый теплоизолированный нефтепровод БК-8В^БК-14 протяженностью 9 км и диаметром 325 мм (в случае строительства одного БК);

- новый теплоизолированный нефтепровод БК-8В2^БК-8В^БК-14 протяженностью 11 км и диаметром 325 мм (в случае строительства двух БК).

Параметры транспорта нефти и оценочный теплогидрав-лический расчет транспорта при максимальной производительности по участку БК-8В2^БК-8В^БК-14 представлены в табл. 4 и 5. Объем добычи на БК-8В2 и БК-8В принят одинаковым, давление на БК-14 принято равным 18 атм.

Общая протяженность транспорта продукции RC-DMN на RP-1 составляет 24 км, БК-8В2 на ЦТК-3 -19 км. Как следует из результатов оценочных расчетов, при максимальной производительности давление на RC-DMN может составить 21,5 атм, а на БК-8В2 - 25 атм, что достаточно высоко и может повлиять отрицательно на дебит скважин. При пуске нефтепровода с малой производительностью (120-360 м3/сут по жидкости) также может наблюдаться высокое давление вследствие низкой скорости транспорта и охлаждения продукции. Все эти факторы могут привести к повышению давления и остановке трубопровода. Поэтому на блок-кондукторах структур DoiMoiNam и 8с1В для обеспечения надежного процесса транспорта рекомендуется насосная откачка продукции при помощи мультифазных

Таблица 3

Результаты оценки характеристик транспорта продукции по трубопроводу RC-DMN^RC-DM

Свойства нефти RC-DM БК-14

1. Плотность при 20 °С, кг/м3 870 831

2. Содержание парафинов, % масс. 17,2-20,3 22

3. Содержание смол и асфальтенов, % масс. 13,3-20 2,85

4. Температура застывания нефти, °С 35-37 35

Таблица 2

Параметры транспорта по трубопроводу RC-DMN^RC-DM

Параметры транспорта Продукция,транспортируемая по участку

1. Производительность, т/сут 857

2. Обводненность, % 6,5

3. Длина трубопровода, км 5,5

4. Диаметр трубопровода, мм 325x16

ЦТП-2 бк-2

25116 / ^ "С- (¡25*16

Я

I «ЦентрОл!

I г

"С-5 /

¡5*16 У-5 км

.-Д.

/ \

«ЮжНый

"С-ОМ

«Юго - восточный Драхон»

- ГЖС (ГНН)

планируемые трубопроводы ГЖС (ГНН)

RC-DMN RC-DM

Сепарация давление, температура, атм °С температура, давление, атм °С

1. С установкой предварительного отбора газа 19,5 50 17,0 33,0

2. Без установки предварительного отбора газа 21,5 50 17,0 32,9

Таблица 4

Параметры транспорта по трубопроводу БК^^БК^^БК-П

Продукция,

транспортируемая

Параметры транспорта по участку

БК^^

БК^ БК-14

1. Производительность, т/сут 655 1309

2. Обводненность, % 8,7 8,7

3. Длина трубопровода, км 2 9

4. Диаметр трубопровода, мм 325x16 325x16

насосов с энергетическим питанием от генератора или кабеля с ближайшей платформы.

На структуре DoiMoiNam при увеличении объема добычи со второго года разработки целесообразно сепарировать газ в УПОГ (установка предварительного отбора газа) и осуществлять его сбор по системе трубопроводов RC-DMN^RC-DM^RC-4^RC-4^RP-3 на компрессорную платформу месторождения «Дракон» (КПД). Для этого необходимо строительство газопровода C-DMN^RC-DM протяженностью 5,5 км и диаметром 325 мм.

Вследствие того что на БК-14 отсутствует отделение и сбор газа, продукция поступает в виде газожидкостной смеси (ГЖС) на ЦТК-3, где сепарируется. По этой причине продукцию структуры SoiB придется также транспортировать в виде ГЖС с последующей сепарацией на ЦТК-3.

Продукция структуры DoiMoiNam будет поступать на стационарную платформу RP-1, которая является центральной и куда кроме собственной продукции поступает продукция RC-DM, RC-4, RС-5. В перспективе на RP-1 необходимо осуществлять предварительный сброс воды. Для этого буферная емкость (БЕ) RP-1 должна быть модернизирована в трехфазный сепаратор, а также установлена система очистки и сброса попутно добываемой воды. Сброс и очистка попутной воды структуры SoiB будет производиться на ЦТК-3.

2. Месторождение «Белый Медведь»

Блок-кондуктор ОТС-1 месторождения «Белый Медведь» будет располагаться на расстоянии 6 км к югу от БК-14 и БТ-7 месторождения «Белый Тигр» и на расстоянии 9,5 км на восток от RC-1 и RC-3 участка «Северо-Восточный Дракон» [3]. После определения местоположения ОТС-1 и трассировки фактическая длина рассчитываемых трубопроводов может измениться.

При строительстве СТС-1 на нем будет располагаться сепаратор для предварительного отбора газа и учета нефти. После предварительной сепарации имеется возможность продукцию в виде газонасыщенной нефти (ГНН) под собственным давлением направлять по нефтепроводу, а отделенный газ - по газопроводу. При малой производительности транспорта возможна откачка продукции в виде ГЖС без сепарации.

Нефть месторождения «Белый Медведь» высокопара-финистая и высокозастывающая, с большим содержанием асфальто-смолистых веществ, поэтому нефтепровод должен быть теплоизолированным. Кроме того, продукция должна обрабатываться депрессорными присадками с дозировкой 1500 ppm для улучшения реологических характеристик и снижения температуры застывания нефти. Способ подачи депрессаторов - двухточечный: на устье скважин и в скважины на глубину около 2000 м по импульсным трубкам. Вид депрессаторов определется после испытания скважин и лабораторных исследований нефти.

Продукцию месторождения «Белый Медведь» целесообразно транспортировать на ближайшую БК-14 на расстояние 6 км, а оттуда вместе с продукцией БК-14 направлять по существующему трубопроводу диаметром 325 мм и длиной 7,7 км на ЦТК-3 для дальнейшей подготовки. Схема трубопроводов нефти, ГЖС, ППД, попутного газа и газа газлифта приведена на рис. 2.

Максимальная добыча по жидкости на месторождении «Белый Медведь» составит 1455 т/сут при отсутствии воды, количество попутного и газлифтного газа -148,4 тыс. м3/сут. Максимальная производительность трубопровода БК-14^ЦТК-3 составит 2399 т/сут при обводненности 0,2%, а количество попутного и газлифтного газа -342,4 тыс. м3/сут.

Параметры транспорта продукции скважин по трубопроводу GTC-1^БК-14^ЦТК-3 при максимальной производительности и результаты выполненных теплогидравлических расчетов приведены в табл. 6 и 7. Рассмотрено два варианта: отделение газа в УПОГ с последующим транспортом газонасыщенной нефти и без отделения газа с транспортом продукции в виде газожидкостной смеси.

Согласно расчетам, диаметр нефтепровода GTC-1 ^ БК-14 должен составлять 323,8 мм, требуемое давление на стояке GTC-1 при использовании УПОГ будет равным 17,5 атм, давление на стояке БК-14 - 16,7 атм. Без УПОГ при транспорте продукции в виде ГЖС давление на стояке GTC-1 составит 23,3 атм, на стояке БК-14 -20,3 атм. При большой производительности трубопровода (более 1000 т/сут на участке GTC-1^БК-14 и/или более 1500 т/сут на участке БК-14^ЦТК-3) попутный газ месторождения «Белый Медведь» целесообразно сепарировать

Таблица 5

Результаты оценки характеристик транспорта продукции по трубопроводу БК-SB2^БК-SB^БК-14

БК^2 БК^ БК-14

Сепарация давление, температура, атм °С давление, атм температура, °С давление, температура, атм °С

Без установки предварительного отбора газа 25 50 22,5 40 18,0 30,5

БК-2

| Рис. 2. Схема трубопроводов нефти, ГЖС, ППД, попутного газа, газа газлифта месторождения «Белый Медведь»

ЦТП-2 УБН-4 Л^ЦТк-3

10,6 км

<---ГЖС

.......газлифт

<-ППД (в перспективе)

-4. - . — газ попутный, Fast tract нефть

GTC-1

«Белый Медве ь»

Таблица 6

Параметры транспорта добываемой продукции по трубопроводу GTC-1^БК-14^ЦТК-3 при максимальной производительности

Параметры транспорта GTC-1 БК-14 ЦТК-3

1. Длина, м 6000 7700

2. Диаметр, мм 323,8x15,9 325x16

3. Производительность, т/сут 1455 2399

4. Обводненность, % 0 0,2

5. Объем попутного газа, тыс. м3/сут 70,4 227,4

6. Объем газлифтного газа, тыс. м3/сут 78,0 115,0

в УПОГ, а продукцию скважин транспортировать в виде газонасыщенной нефти.

Минимальный объем добычи на ОТС-1 при пуске трубопровода ОТС-1^БК-14 составит 240 т/сут при отсутствии воды, количество попутного и газлифтного газа - 21,6 тыс. м3/сут. Целесообразно при пуске и начальном периоде эксплуатации трубопровода ОТС-1^БК-14 применять транспорт продукции в виде ГЖС с возможностью промывки трубопровода морской водой с последующей сепарацией газа на ЦТК-3. По мере роста производительности трубопровода попутный газ месторождения «Белый Медведь» целесообразно сепарировать в УПОГ и направлять через БК-14 по существующему трубопроводу длиной 10,6 км и диаметром 426 мм на БК-2 и далее на ЦКП (центральная компрессорная платформа) для дальнейшей подготовки и компримирования. Возможен также вариант направлять газ после БК-14 на КПД месторождения «Дракон» по системе газопроводов БК-14^RC-1^RР-2^RР-3. Диаметр газопровода от ОТС-1 до БК-14 должен составлять 219 мм, протяженность - 6 км.

Обводненная продукция месторождения «Белый Медведь» должна направляться на ЦТК-3, где попутная вода будет отделяться и утилизироваться.

3. Месторождение «Белый Заяц»

Месторождение «Белый Заяц» расположено в пределах блока 09-1 на континентальном шельфе юга СРВ в северо-северо-западном направлении от месторождения «Белый Тигр» и в 120 км от города-порта Вунгтау, являющегося основной производственно-технической базой СП «Вьетсовпетро». Блок-кондуктор ТИТС-1 месторождения «Белый Заяц» располагается на расстоянии 8,0 км к северо-северо-западу от МСП-6 месторождения «Белый Тигр» [3].

Нефть месторождения «Белый Заяц» высокопара-финистая и высокозастывающая, с большим содержанием асфальтосмолистых веществ, поэтому нефтепровод должен быть теплоизолированным. Кроме того, продукция должна обрабатываться депрессорными присадками с дозировкой 1000 ррт для улучшения реологических характеристик и снижения температуры застывания нефти. Дополнительно, необходимо иметь возможность обработки продукции деэмульгатором с дозировкой 35-50 ррт для осуществления путевой деэмульсации нефти. Оптимальный способ обработки продукции химреагентами - это подача смеси депрессатора и деэмульгатора в скважины на глубину около 2000-2500 м по импульсным трубкам. Кроме того, необходимо иметь резервную точку подачи на устье скважин. Вид депрессаторов при пуске трубопровода - аналогичный депрессаторам, используемым

Таблица 7

Результаты теплогидравлических расчетов транспорта добываемой продукции по трубопроводу GTC-1 ^БК-14^ЦТК-3 при максимальной производительности

GTC-1 БК-14 ЦТК-3

Сепарация давление, атм температура, °С давление, атм температура, °С давление, атм температура, °С

1. С установкой предварительного отбора газа 17,5 50 16,7 44,5 15,0 37,5

2. Без установки предварительного 23,3 50 20,3 45 15,0 38

отбора газа

на месторождении «Дракон» (такие как УХ-7484, Sepaflux ES-3363 или смесь VX-7484/Sepaflux-3363 с TPD-1210). Далее, при стационарной работе транспорта необходим подбор наиболее эффективных депрессаторов и оптимизация их дозировки.

На ThTC-1 должен иметься сепаратор для предварительного отбора газа и учета нефти. Продукцию месторождения «Белый Заяц» целесообразно транспортировать в виде ГЖС на ближайшую МСП-6 на расстояние 8 км по теплоизолированному трубопроводу диаметром 273 мм. Далее возможна одноступенчатая сепарация продукции ^ТС-1+МСП-6 в НГС (нефтегазовый сепаратор) МСП-6 с последующим безнасосным транспортом на МСП-4 или же двухступенчатая сепарация продукции ^ТСИ на МСП-6 вместе с продукцией МСП-6 с последующей насосной откачкой дегазированной обводненной нефти ThTC-1 + МСП-6 на ЦТП-2 (ЦТК-3). Схема трубопроводов ГНН, ГЖС, ППД, попутного и компримированного газа приведена на рис. 3.

Максимальная добыча по жидкости на месторождении «Белый Заяц» произошла в 2014 году и составила 1554,6 т/сут по жидкости при обводненности 4,3%, количество попутного и газлифтного газа будет составлять 223,1 тыс. м3/сут. Максимальная суммарная добыча МСП-6+ThTC-1 в 2014 году составила 2554,8 т/сут по жидкости при обводненности 31,5%, а количество попутного и газлифтного газа - 362,2 тыс. м3/сут.

Транспорт продукции месторождения «Белый Заяц» будет осуществляться в два этапа:

1) транспорт продукции ^ТСИ в виде ГЖС до МСП-6, одноступенчатая сепарация продукции ThTC-1+МСП-6 в НГС МСП-6 с последующим безнасосным транспортом на МСП-4, поступление продукции в БЕ МСП-4 и насосная откачка дегазированной обводненной продукции на ЦТП-2 (ЦТК-3);

2) транспорт продукции ^ТСИ в виде ГЖС, двухступенчатая сепарация продукции ThTC-1+МСП-6 на МСП-6 и насосная откачка дегазированной обводненной продукции на ЦТП-2 (ЦТК-3).

Давление на ^ТСИ будет одинаковым и составит 14,5 атм.

Минимальный объем транспорта продукции ^ТСИ наблюдался в начальный период при пуске трубопровода. Для обеспечения безопасного транспорта необходимо с самого начала эксплуатации блок-кондуктора предусмотреть возможность промывки трубопровода водой из

| Рис. 3. Схема трубопроводов ГЖС, нефти, ППД, попутного и компримированного газа месторождения «Белый Заяц»

системы ППД (при остановке добычи или повышении перепада давления вследствие образования АСПО).

В зависимости от этапа транспорта на МСП-6 будет производиться двухступенчатая или одноступенчатая сепарация газа из продукции месторождения «Белый Заяц» вместе с продукцией МСП-6. В случае одноступенчатой сепарации на МСП-6 газ первой ступени сепарации будет направляться на МКС (малая компрессорная станция) по существующему газопроводу диаметром 325 мм и длиной 1,55 км, а газ второй ступени сепарации будет отделяться в БЕ МСП-4, а затем - дожиматься до давления первой ступени сепарации и также направляться на МКС. В случае двухступенчатой сепарации на МСП-6 газ первой ступени сепарации будет направляться на МКС по существующему газопроводу диаметром 325 мм и длиной 1,55 км, а газ второй ступени сепарации будет сжигаться на факеле МСП-6.

Обводненная продукция месторождения «Белый Заяц» должна направляться на ЦТП-2 (ЦТК-3) для централи-рованой подготовки вместе с продукцией месторождения «Белый Тигр», где попутная вода будет отделяться и утилизироваться.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Кханг Н.Т., Шон Н.В.Ч., Там Л.Д., Велиев М.М. Оптимальный вариант ускоренного ввода в эксплуатацию новых месторождений на шельфе Южного Вьетнама // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2007. № 4. С. 24-28.

2. Кханг Н.Т., Ван Н.Т., Ахмадеев А.Г., Велиев М.М. Совершенствование технологии сбора и транспорта добываемой продукции на месторождении «Белый Тигр» // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2010. Вып. 4 (82). С. 41-48.

3. Хай Л.В., Нгиа Т.Т., Велиев М.М. и др. Геологическое строение и нефтегазоносность шельфовых нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро». СПб.: Недра, 2016. 515 с.

PECULIARITIES OF TECHNOLOGY OF GATHERING, PREPARING AND TRANSPORT OF SOME PERSPECTIVE SITES OF JV «VIETSOVPETRO»

TU THAN NGHIA, Ph. D. General Director Specialist of the highest class Joint Venture «Vietsovpetro» (105 Le Loist.,Vung Tau, VietNam). VELIEV M.M., Dr. Sci. (Tech.), Assoc. Prof., Chief Specialist of the highest class E-mail: ttnghia@vietsov.com.vn, E-mail: veliev.rd@vietsov.com.vn

MASTOBAEV B.N., Dr. Sci. (Tech.), Prof., Head of Department of Transport and Storage of Oil and Gas

Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Republic of Bashkortostan,

Russia).

E-mail: mastoba@mail.ru ABSTRACT

The article considers system of development of new fields and promising areas of continental shelf of southern Vietnam with the aim of expanding the hydrocarbon resource base. The assessment of the prospects of open blocks was carried out. It was proposed measures for the prevention of formation of asphaltene-resin-paraffin deposits (ARPD) in the pipeline and increase of the pressure drop. The article also provides calculations of the parameters of oil transport and assessment thermal-hydraulic calculation at maximum performance of the pipeline. Keywords: resource base of hydrocarbons, asphalt-resin-paraffin deposits, depressors, gas-liquid mixture.

REFERENCES

1. Kkhang N.T., Shon N.V.CH., Tam L.D., Veliyev M.M. Optimum version of the accelerated commissioning of new deposits on the shelf of Southern Vietnam. Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov, 2007, no. 4, pp. 24-28 (In Russian).

2. Kkhang N.T., Van N.T., Akhmadeyev A.G., Veliyev M.M. Improvement of the technology of collecting and transporting the extracted products at the «White Tiger» deposit. Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov, 2010, no. 4 (82), pp. 41-48 (In Russian).

3. Khay L.V., Ngia T.T., Veliyev M.M. Geologicheskoye stroyeniye i neftegazonosnost' shel'fovykh neftyanykh mestorozhdeniy SP «<Vyetsovpetro» [The geological structure and oil and gas content of the offshore oil fields of JV «Vietsovpetro»]. St. Petersburg, Nedra Publ., 2016. 515 p.