CC BY
7525.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
(технические науки)
DOI: 10.31660/0445-0108-2021-4-84-94
УДК 622.276.58.054.2
Проблемы при эксплуатации дожимных насосных станций в процессе разработки Имилорского месторождения
Е. Р. Шакиров1*, Н. Н. Конушина1, С. А. Леонтьев2
'Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», г. Тюмень, Россия 2Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, Россия *e-mail: ShakirovER@tmn. lukoil. com
Аннотация. В статье освещены проблемы эксплуатации дожимной насосной станции в процессе разработки нефтяного месторождения. В ходе эксплуатации обводненность продукции увеличивается, соответственно, возникает потребность в инженерных решениях, обеспечивающих сохранение пропускной способности участка, уменьшение доли воды в добываемой нефти, а также уменьшение загруженности функционирующего технологического оборудования. Практическая значимость статьи обусловлена решением вышеописанной проблемы путем проектирования дожимной насосной станции и установки предварительного сброса воды двумя независимыми этапами, что позволит ввести в работу сначала дожимную насосную станцию, затем, по мере роста добычи жидкости, установку предварительного сброса пластовой воды. Данное решение позволяет сохранять пропускную способность участка, подготавливать промысловую нефть к приему на центральные пункты приема и подготовки нефти. При проектировании и реализации первого этапа предусматриваются точки подключения, отвод земли, электропитание с учетом перспективного этапа. Ввод в работу установки предварительного сброса воды решает проблему сохранения пропускной способности участка трубопроводов до пункта приема и одновременно является источником воды для поддержания пластового давления.
Ключевые слова: дожимная насосная станция; сброс воды; реконструкция; установка предварительного сброса воды; промысловые системы сбора нефти и газа; подготовка подтоварной воды
Operation problems of booster pumping stations during the development
of the Imilorskoye oil field
Evgeny R. Shakirov1*, Natalia N. Konushina1, Sergey A. Leontiev2
'KogalymNIPIneftBranch of LUKOIL-EngineeringLLC, Tyumen, Russia 2Industrial University of Tyumen, Tyumen, Russia *e-mail: ShakirovER@tmn. lukoil. com
Abstract. The article is devoted to the problems of operating a booster pumping station in the process of developing an oil field. During operation, the water cut of the product increases, and accordingly there is a need for engineering solutions that ensure the preservation of the throughput of the site, a decrease in the proportion of water in the oil produced, and a decrease in the workload of the operating technological equipment. The practical significance of the article is due to the solution of
the above-described problem by designing a booster pumping station and installing a preliminary water discharge in two independent stages, which will make it possible to put into operation first a booster pumping station, then, as fluid production increases, a preliminary discharge of produced water. This solution allows you to maintain the throughput of the site, to prepare field oil for reception at the central points of reception and preparation of oil. When designing and implementing the first stage, connection points, land acquisition, power supply are provided, taking into account the promising stage. The commissioning of the preliminary water discharge unit solves the problem of maintaining the throughput of the pipeline section to the receiving point and, at the same time, is a source of water for maintaining reservoir pressure.
Key words: booster pumping station; water discharge; reconstruction; installation of preliminary water discharge; field oil and gas gathering systems; preparation of produced water
Введение
В течение разработки месторождения обводненность добываемой нефти растет, а свойства данной эмульсии постоянно изменяются. Для того чтобы осуществить транспорт эмульсии от скважин на пункты сбора по мере возрастания объема добывающей жидкости на промысловых трубопроводах необходимо применять меры поддержания их пропускной способности.
Это может быть либо реконструкция участка промыслового трубопровода, либо установка повысителей давления, таких как мультифазные насосные станции (МНС), дожимные насосные станции (ДНС).
Сброс воды при необходимости осуществляется на установках предварительного сброса воды (УПСВ). Как правило, они расположены на ДНС [1, 2].
На территории Западной Сибири применяется унифицированная схема системы сбора и подготовки продукции нефтяных скважин (рис. 1) (разработка институтов «Гипровостокнефь» и «ВНИИСПТнефть»), главный принцип которой — совмещение в системе гидродинамических и физико-химических процессов предварительной подготовки добываемой нефти.
Рис. 1. Общая схема унифицированной напорной герметизированной системы сбора,
подготовки нефти газа и воды
Недостатком данной системы является недостаточная «гибкость» в регулировании при повышении производительности добываемой продукции в ходе разработки месторождения, а именно повышение устьевого давления скважин и давления на насосных станциях при максимальном давлении трубопроводной сети 4,0 МПа [3].
Объект и методы исследования
Детальная проработка решений по объектам обустройства месторождения происходит на стадии проектирования.
Стадия проектирования — это решающая стадия. При проектировании еще не известны окончательные данные по разработке и эксплуатации месторождения. Поэтому очень важно учитывать все имеющиеся исходные данные и предусматривать резерв для возможных варьирований при изменении тех параметров, которые неизвестны. Построенные по проекту объекты трудно поддаются корректировке.
Основной задачей реального проектирования технологических объектов нефтедобычи является определение логической последовательности проведения процессов и соответствующих расчетов, обеспечивающих установление основных параметров процессов основных качественных и количественных характеристик потоков, участвующих в процессах; возможностей снижения массы аппаратов обвязки, строительных конструкций и прочего оборудования в целом [4].
Поскольку добываемая нефть сильно обводнена, то разумно сбрасывать попутно-добываемую воду. Сброс попутно-добываемой воды происходит на УПСВ (построенных на территории ДНС).
На рисунке 2 представлена схема ДНС Имилорского месторождения, на которой происходят сепарация (сброс газа производится на ДКС) и транспорт поступающей со скважин эмульсии.
Рис. 2. Общая схема ДНС Имилорского месторождения
Согласно работе [5], ДНС должна обеспечивать транспорт дегазированной эмульсии на пункты приема других промысловых объектов; сепарацию газа и его транспорт на газоперерабатывающий завод после первой ступени сепарации.
Далее представлено описание данной схемы (см. рис. 2).
Газонасыщенная нефтяная эмульсия поступает на входную гребенку с избыточным давлением 0,7 МПа и температурой плюс 5-11 °С.
От узла запорной арматуры газожидкостная смесь (ГЖС) по двум успокоительным трубопроводам подается на площадку сепарационной установки.
ГЖС на площадке сепарации подается под слой жидкости в аппараты первой ступени сепарации С-1. Сепараторы имеют параллельную обвязку для обеспечения их равномерной загрузки и снижения пульсаций [6]. На выходе нефтяной эмульсии из каждого сепаратора установлен регулирующий клапан Кл.1, поддерживающий уровень раздела фаз в сепараторе «газ — нефть».
После первой ступени сепарации нефтяная эмульсия направляется в печи нагрева. Для создания оптимальных условий процесса сепарации эмульсия нагревается до +40 °С [7].
После сепарации нефтяная эмульсия поступает в насосную станцию внешней перекачки нефти Н-1. На выкидных линиях установлены обратный клапан, арматура с электроприводом.
С целью увеличения срока службы трубопроводов используется защитное покрытие совместно с ингибитором коррозии, понижающим коррозионную активность [8].
На рисунке 3 представлена динамика добычи жидкости Имилорского месторождения. Из графика можно увидеть, что за первые десять лет наблюдается резкий рост добычи жидкости до его пикового значения. Далее наблюдается снижение показателей, сопровождающееся резким падением добычи нефти и повышением количества попутно-добываемой пластовой воды.
8000 | 6000 I 4000
= 3 ^ Е 2000
I °
По мере роста количества перекачиваемой жидкости растет нагрузка на оборудование. Помимо прочего, в системе «насос — гидравлическая система» растет и общее гидравлическое сопротивление, а значит необходимо создавать больший напор на насосной станции.
Максимальное давление гидравлической сети 4,0 МПа, и насосы не смогут «прокачать» добываемую жидкость уже на 5-й год функционирования ДНС (данные приведены в табл. 1). Следовательно, для функционирования сети необходимо применять специальные мероприятия.
Годы
—•—Сж тыс мЗ/год —•—Он тыс. мЗ/год —•—Св тыс. мЗ/год
Рис. 3. Динамика добычи жидкости на Имилорском месторождении
Таблица 1
Зависимость давления на насосной станции Н-1 от роста добываемой жидкости
Год м3/сут Рн т/сут Давление на Н-1, МПа
2020 5 887 2 634 2,99
2021 7 659 3 480 3,26
2022 9 351 4 101 3,63
2023 11 593 5 004 3,88
2024 14 014 6 031 4,57
Обоснование, а также данные о добыче попутно-добываемой воды, ее свойствах, количестве закачки, рекомендации по технологическим решениям для системы поддержания пластового давления отображены в проектных документах по разработке месторождения1. На Имилорском месторождении вода для поддержания пластового давления поступает как из водозаборных скважин, так и с ДНС УПСВ по принципу комбинирования источников водоснабжения [9].
УПСВ подключается между первой и второй ступенью сепарации2. Схема показана на рисунке 4.
Рис. 4. Общая схема ДНС УПСВ Имилорского месторождения
Мощность ДНС должна рассчитываться по году максимальной добычи нефти и году максимальной добычи жидкости из скважин, подключенных к ДНС3.
При дальнейшем наращивании добычи объемов поступающей продукции на ДНС потребуется установка дополнительного оборудования.
Далее представлено описание данной схемы (см. рис. 4).
1 Технологическая схема разработки Имилорского месторождения № 16С1707/16Т0304.
2 РД 39-0004-90. Руководство по проектированию и эксплуатации сепарационных узлов нефтяных месторождений, выбору и компоновке сепарационного оборудования [Электронный ресурс]. - Введ. 1990-03-20. - Режим доступа: https://ohranatruda.ru/upload/iblock/e9c/4293825153.pdf.
3 ВНТП 3-85. Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений [Электронный ресурс]. - Введ. 1986-03-01. - Режим доступа: https://docs.cntd.ru/document/1200018989.
После первой ступени сепарации нагретая в печах нефтяная эмульсия подается в проектируемые отстойники нефти. Отстойники нефти за счет особой конструкции входного узла, пакета коалесцирующих пластин обеспечивают достижение высокой глубины обезвоживания нефти и хорошего качества сбрасываемой из аппарата воды. Содержание воды в нефти на выходе не превышает 5 % [10].
Эмульсия в отстойник нефти поступает через распределитель в сепара-ционный отсек, где из нефти выделяется газ. Обезвоженная нефть всплывает вверх и попадает в сборник, а затем выводится из аппарата. Отделившаяся от нефти пластовая вода выводится из отстойника по уровню4.
Контроль качества нефти (обводненность до 5 %) обеспечивается влагомером, установленным на общем трубопроводе выхода нефти от отстойников.
Уровень нефти контролируется с помощью регуляторов Кл.2. Газ, выделившийся в отстойниках нефти, направляется в поток газа второй ступени сепарации.
В рабочем режиме частично обезвоженная нефтяная эмульсия после отстойников нефти направляется на площадку сепарации в сепараторы второй ступени С-2, где окончательно разгазируется, после чего нефтяная эмульсия направляется по промысловому трубопроводу на пункт подготовки нефти5.
Для обеспечения качества, заданного техническими условиями, вода, отделенная и дегазированная в отстойниках нефти, находящихся после первой ступени сепарации, направляется на доочистку в отстойники воды [11].
Следует отметить, что данная система очистки позволяет интенсифицировать процесс подготовки воды с применением отстоя и фильтрования под давлением, существенно снизить агрессивность воды путем исключения ее контакта с кислородом воздуха, использовать остаточное давление, существующее в системе подготовки нефти [12-14].
Отстойники воды запроектированы в горизонтальном исполнении и представляют собой цельносварную цилиндрическую емкость с эллиптическими днищами на опорах. Принцип работы отстойников воды основывается на действии гравитационных сил. За счет разной удельной массы частицы нефти и газа остаются на поверхности, очищенная вода собирается под гидрофобным слоем, образованным линией раздела сред. Механические примеси оседают в нижней части корпуса [15].
Уловленная нефть, унесенный газ сбрасываются из каждого аппарата по межфазному уровню в существующую емкость сбора конденсата.
Очищенная в отстойниках вода подается через блоки фильтров на насосную станцию внешней перекачки воды в капитальном или блочном исполнении6. Необходимо обеспечить фильтрацию подтоварной воды, поскольку содержание твердых взвешенных частиц в конечном итоге приводит к кольматации пор продуктивного пласта, что существенно снижает основные показатели разработки нефтяных месторождений. При этом воз-
4 Каталог сепарационного и колонного оборудования / ООО «Курганхиммаш». - 2015. - 194 с.
5 Строительство УПСВ Имилорского месторождения 19С3974/19Т0546.
6 Каталог продукции «ОЗНА» / АК «ОЗНА». - 2010. - 116 с.
растает потребность в завышенном количестве нагнетательных скважин, поскольку их приемистость сокращается во времени [16, 17].
В случае строительства ДНС и УПСВ различными этапами с учетом роста сбрасываемой воды и резкого уменьшения добываемой нефти при расчете оборудования на ДНС сокращается число сепарационных аппаратов второй ступени (поскольку в перспективе часть жидкости будет сброшена на установку подготовки воды) [18]. График представлен на рисунке 5.
з
2020 2022 2024 2026 202В 2030 2032 2034 2036 203Э 2040 2042 2044 2045 2046 204В ш Количество сепараторов второй ступени У-ЮО мЗ без предварительного сброса воды, шт. 9 Количество сепараторов второй ступени \/=100 мЗ с предварительным сбросом воды, шт.
Рис. 5. Количество единиц сепарационного оборудования второй ступени по годам
В качестве насосной станции внешней перекачки для воды следует использовать насосную станцию Н-1, проектируемую на первом этапе (строительство ДНС). При строительстве УПСВ для перекачки нефти необходимо предусмотреть насосную станцию внешней перекачки нефти [19]. На ней будут установлены насосы меньшей производительности.
Рис. 6. Эй-модель проектной УПСВ на ДНС Имилорского месторождения
ДНС и УПСВ изображены на рисунке 6. Синим пунктиром обозначены блоки оборудования УПСВ, введенные в работу на уже построенной и функционирующей ДНС. Зеленым цветом выделены водоводы, желтым — технологические трубопроводы нефтегазоводяной смеси до и после сепарации.
Для осуществления перекачки воды существующая насосная станция Н-1 переоборудуется при строительстве УПСВ. Переоборудование насосной станции заключается в снятии с центробежных насосов рабочих колес, при этом происходит снижение напора, развиваемого насосом с сохранением характеристик по производительности [20].
В случае проектирования насосной станции внешней перекачки нефти Н-2 производительность рабочих насосных агрегатов определяют по максимальному количеству нефти, поступающей на насосную станцию. Для функционирования трубопроводной сети нужно подбирать оборудование с учетом необходимого давления нагнетания (данные приведены в табл. 2).
Таблица 2
Зависимость давления на насосной станции Н-2 от роста добываемой жидкости (после строительства УПСВ)
Годы Ож, м3/сут Qn, т/сут Давление на Н-2, МПа
2020-2030 3 291-8 378 2 628-6 732 2,57-3,76
2030-2040 8 378-2 961 6 732-2 467 3,76-2,43
2040-2050 2 961-1 628 2 467-1 407 2,43-1,65
Суммарная производительность насосов принимается из расчета их работы в течение 23 часов в сутки.
В связи с падающей динамикой добычи нефти подбор производительности насосов из типового ряда выполнен с учетом максимальной производительности рабочих насосов ЦНС. Согласно характеристике насоса ЦНС 180, рабочий диапазон производительности составляет от 130 до 220 м3/ч. К установке принято 2 рабочих насосных агрегата типа ЦНС 180. В насосной нефти предусмотрена установка одного резервного агрегата, в соответствии с ГОСТ Р 58367-2019 7.
Насосная перекачка нефти предназначена для перекачки нефти с 5 %-й обводненностью. Схема обвязки насосных агрегатов — параллельная.
На рисунке 7 видно, что с уменьшением добычи нефти в 2040 году дебит нефти становится ниже минимальной производительности подобранных насосов. Для обеспечения стабильной работы насосной станции целесообразна замена насосов при снижении дебита нефти ниже пороговых значений рабочей характеристики. В качестве замены предусмотрены насосы типа ЦНСн-105. Насосное оборудование принятао согласно каталогу8.
7 ГОСТ Р 58367-2019. Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование [Электронный ресурс]. - Введ. 2019-03-12. - Режим доступа: https://docs. cntd.ru/document/1200163249.
8 Центробежные многосекционные насосные агрегаты типа ЦНС, ЦНСг, ЦНСн, ЦНСм, ЦНСк / АО «Русгидромашмаркет». - 2018. - 23 с.
^ i o ±
ct 0
2,66 2,74 2.81 2,05 2,85 2,84 2,80 2,75
2,34 1,70 2,51
1,32 195 J¿i-
0,95 1,34* 1.39 1,12 0,94 0,78 0,65
--^0,99 0,55 0,48 С.41 С.36
0,61
2 020 2 022 2 024 2 026 2 028 2 030 2 032 2 034 2:036 2 03S 2040 2 042 2 044 2 046 2 Ш
Насосы ЦНС180 для переначки обезвоженной нефти Насосы ЦНС 240 для переначки подтоварной воды
Рис. 7. Количество единиц действующего насосного оборудования в Н-1, Н-2 по годам
Выводы
При проектировании площадочных объектов системы сбора и подготовки нефти и газа необходимо учитывать изменение количества добываемой жидкости, а также гидравлические параметры транспортной сети (с учетом развития месторождения). Уже на этапе создания технологических схем следует учитывать перспективы реконструкций объектов капитального строительства, отвод земли под установку дополнительного оборудования и коммуникаций, перспективные точки подключения для оборудования, дополнительные секции в насосных станциях для регулирования гидравлической сети. Учет оборудования и диаметров труб необходимо предусматривать таким образом, чтобы можно было обеспечить их оптимальную загрузку. При проектировании электрических сетей необходимо предусматривать питание с учетом резерва, который сможет обеспечить функционирование всего объекта при максимальной его загруженности.
Библиографический список
1. Земенков, Ю. Д. Техника и технологии сбора и подготовки нефти и газа / Ю. Д. Земенков [и др.]. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2015. - 160 с. - Текст : непосредственный.
2. Ситенков, В. Т. Технологическое проектирование обустройства нефтяных месторождений / В. Т. Ситенков. - Москва : ВНИИОЭНГ, 2007. - 456 с. - Текст : непосредственный.
3. Ишмурзин, А. А. Процессы и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды : учебное пособие / А. А. Ишмурзин, Р. А. Храмов. - Уфа : УГНТУ, 2003. -145 с. - Текст : непосредственный.
4. Каспарьянц, К. С. Проектирование обустройства нефтяных месторождений / К. С. Каспарьянц. - Самара : САМВЕН, 1994. - 415 с. - Текст : непосредственный.
5. Тронов, В. П. Системы сбора скважинной продукции и первичная подготовка нефти / В. П. Тронов, Е. Ф. Захарова. - Альметьевск, 2003. - 59 с.
6. Лутошкин, Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды / Г. С. Лутошкин. - Москва : Недра, 1979. - 320 с. - Текст : непосредственный.
7. Каспарьянц, К. С. Процессы и аппараты для объектов промысловой подготовки нефти и газа / К. С. Каспарьянц, В. И. Кузин, Л. Г. Григорян. - Москва : Недра, 1977. -254 с. - Текст : непосредственный.
8. Каплан, Л. С. Технология и техника воздействия на нефтяной пласт / Л. С. Каплан. -Октябрьский, 2000. - 181 с. - Текст : непосредственный.
9. Королев, М. С. Оптимизация систем поддержания пластового давления / М. С. Королев. - Санкт-Петербург : Недра, 2013. - 175 с. - Текст : непосредственный.
10. Байков, Н. М. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды / Н. М. Байков, Г. Н. Позднышев, Р. И. Мансуров. - Москва : Недра, 1981. - 261 с. - Текст : непосредственный.
11. Сваровская, Н. А. Подготовка, транспорт и хранения скважинной продукции : учебное пособие / Н. А. Сваровская. - Томск : ТПУ, 2004. - 268 с. - Текст : непосредственный.
12. Ягафаров, А. К. Разработка нефтяных и газовых месторождений : учебное пособие /
A. К. Ягафаров, И. И. Клещенко, Г. П. Зозуля [и др.]. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2010. - 396 с. -Текст : непосредственный.
13. Епонский, В. А. Эксплуатация систем заводнения пластов / В. А. Японский. -Москва : Недра, 1987. - 193 с. - Текст : непосредственный.
14. Еронин, В. А. Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях. -Москва : Недра, 1973. - 200 с. - Текст : непосредственный.
15. Леонтьев, С. А. Технологический расчет и подбор стандартного оборудования для установок систем сбора и подготовки скважинной продукции : учебное пособие / С. А. Леонтьев, Р. М. Галикеев, М. Ю. Тарасов. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2015. - 123 с. - Текст : непосредственный.
16. Тронов, А. В. Научное обоснование и создание комплекса технологий очистки нефтепромысловых вод для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений : специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» : диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук / Тронов Анатолий Валентинович. - Бугульма : Недра, 2001. - 323 с. - Текст : непосредственный.
17. Зейгман, Ю. В. Эксплуатация систем ППД при разработке нефтяных месторождений : учебное пособие / Ю. В. Зейгман. - Уфа : Нефтегазовое дело, 2007. - 231 с. - Текст : непосредственный.
18. Крайнова, Э. А. Экономика и организация проектирования нефтегазовых объектов : учебное пособие / Э. А. Крайнова. - Москва : Нефть и газ, 2009. - 98 с. - Текст : непосредственный.
19. Гребнев, В. Д. Строительство нефтегазопромысловых объектов : учебное пособие /
B. Д. Гребнев. - Пермь, 2012. - 115 с. - Текст : непосредственный.
20. Земенков, Ю. Д. Эксплуатация насосно-силового оборудования на объектах трубопроводного транспорта : учебное пособие / Ю. Д. Земенков, Ю. В. Богатенков, А. Н. Гульков [и др.] ; под общей редакцией Ю. Д. Земенкова. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2010. -504 с. - Текст : непосредственный.
References
1. Zemenkov, Yu. D., Aleksandrov, M. A., Markova, L. M., Dudin, S. M., Podorozhnikov, S. Yu., & Nikitina, A. V. (2015). Tekhnika i tekhnologii sbora i podgotovki nefti i gaza. Tyumen, Tyumen State Oil and Gas University Publ., 160 p. (In Russian).
2. Sitenkov, V. T. (2007). Tekhnologicheskoe proektirovanie obustroystva neftyanykh mestorozhdeniy. Moscow, VNIIOENG Publ., 456 p. (In Russian).
3. Ishmurzin, A. A., & Khramov, R. A. (2003). Protsessy i oborudovanie sistemy sbora i podgotovki nefti, gaza i vody. Ufa, Ufa State Petroleum Technological University Publ., 143 p. (In Russian).
4. Kasparyants, K. S. (1994). Proektirovanie obustroystva neftyanykh mestorozhdeniy. Samara, SAMVEN Publ., 415 p. (In Russian).
5. Tronov, V. P., & Zakharova, E. F. (2003). Sistemy sbora skvazhinnoy produktsii i pervichnaya podgotovka nefti. Almetyevsk, 59 p. (In Russian).
6. Lutoshkin, G. S. (1979). Sbor i podgotovka nefti, gaza i vody. Moscow, Nedra Publ., 320 p. (In Russian).
7. Kasparyants, K. S., Kuzin, V. I., & Grigoryan, L. G. (1977). Protsessy i apparaty dlya ob''ektov promyslovoy podgotovki nefti i gaza. Moscow, Nedra Publ., 254 p. (In Russian).
8. Kaplan, L. S. (2000). Tekhnologiya i tekhnika vozdeystviya na neftyanoy plast. Ok-tyabrsky, 181 p. (In Russian).
9. Korolev, M. S. (2013). Optimizatsiya sistem podderzhaniya plastovogo davleniya. St. Petersburg, Nedra Publ., 175 p. (In Russian).
10. Baykov, N. M., Pozdnyshev, G. N., & Mansurov, R. I. (1981). Sbor i promyslovaya podgotovka nefti, gaza i vody. Moscow, Nedra Publ., 261 p. (In Russian).
11. Svarovskaya, N. A. (2004). Podgotovka, transport i khraneniya skvazhinnoy produktsii. Tomsk, Tomsk Polytechnic University Publ., 268 p. (In Russian).
12. Yagafarov, A. K., Kleshchenko, I. I., Zozulya, G. P., Zeigman, Yu. V., Rogachev, M. K., & Shlein, G. A. (2010). Razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy. Tyumen, Tyumen State Oil and Gas University Publ., 396 p. (In Russian).
13. Eponskiy, V. A. (1987). Ekspluatatsiya sistem zavodneniya plastov. Moscow, Nedra Publ., 193 p. (In Russian).
14. Eronin, V. A. (1973). Podderzhanie plastovogo davleniya na neftyanykh mestorozhdeni-yakh. Moscow, Nedra Publ., 200 p. (In Russian).
15. Leontiev, S. A., Galikeev, R. M., & Tarasov, M. Yu. (2015). Tekhnologicheskiy raschet i podbor standartnogo oborudovaniya dlya ustanovok sistem sbora i podgotovki skvazhinnoy produktsii. Tyumen, Tyumen State Oil and Gas University Publ., 123 p. (In Russian).
16. Tronov, A. V. (2001). Nauchnoe obosnovanie i sozdanie kompleksa tekhnologiy ochistki neftepromyslovykh vod dlya povysheniya effektivnosti razrabotki neftyanykh mestorozhdeniy. Diss. ... dokt. tekhn. nauk. Bugulma, Nedra Publ., 323 p. (In Russian).
17. Zeigman, Yu. V. (2007). Ekspluatatsiya sistem PPD pri razrabotke neftyanykh mestorozhdeniy. Ufa, Neftegazovoe delo Publ., 231 p. (In Russian).
18. Krainova, E. A. (2009). Ekonomika i organizatsiya proektirovaniya neftegazovykh ob''ektov. Moscow, Neft' i gaz Publ., 98 p. (In Russian).
19. Grebnev, V. D. (2012). Stroitel'stvo neftegazopromyslovykh ob''ektov. Perm, 115 p. (In Russian).
20. Zemenkov, Yu. D., Bogatenkov, Yu. V., Gul'kov, A. N., Zemenkova, M. Yu., Tyryl-gin, I. V., Dudin, S. M.,... Petryakov, V. A. (2010). Ekspluatatsiya nasosno-silovogo oborudo-vaniya na ob''ektakh truboprovodnogo transporta. Tyumen, Tyumen State Oil and Gas University Publ., 456 p. (In Russian).
Сведения об авторах
Шакиров Евгений Робертович, инженер 1-й категории отдела разработки и экспертизы информационных моделей Управления по проектированию направления проектно-изыскательских работ, филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «Когалым-НИПИнефть», г. Тюмень, e-mail: Shakiro-vER@tmn. lukoil. com
Конушина Наталья Николаевна, главный специалист управления типизации и унификации проектов направления проект-но-изыскательских работ, филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИ-ПИнефть», г. Тюмень
Леонтьев Сергей Александрович, д. т. н., профессор кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Information about the authors
Evgeny R. Shakirov, Engineer of the 1st
category of the Department for the Development and Examination of Information Models of the Design Department of the Design and Survey Work, KogalymNIPIneft Branch of LUKOIL-Engineering LLC, Tyumen, e-mail: ShakirovER@tmn.lukoil.com
Natalia N. Konushina, Chief Specialist of the Department for Typification and Unification of Projects in the Direction of the Design and Survey Work, KogalymNIPIneft Branch of LUKOIL-Engineering LLC, Tyumen
Sergey A. Leontiev, Doctor of Engineering, Professor at the Department of Development and Exploitation of Oil and Gas Fields, Industrial University of Tyumen
