"Узбекнефтегаз" реконструирует ДКС на "Шуртаннефтегазе" за $48 млн. Дкс это нефть


Дожимная компрессорная станция - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Дожимная компрессорная станция

Cтраница 1

Дожимные компрессорные станции предназначены Ш1Я поддержания проектом разработки месторождения давления, обеспечивающего необходимую добычу газа на газовых и газо-конденсатных промыслах при падении пластового давления.  [1]

Дожимные компрессорные станции вводятся в состав УКПГ для обеспечения рабочих параметров технологии промысловой обработки газа и поддержания давления подачи газа в магистральный газопровод. Они располагаются перед или после установок технологии.  [2]

Дожимные компрессорные станции так же, как и другие объекты промысла, являются источником загрязнения окружающей среды. Наиболее существенным узлом ДКС, являющимся источником выбросов вредных веществ, являются выхлопные трубы турбоагрегатов, свечи пуска и свеча факела, через которую стравливается пропан-бутановая фракция при остановке агрегата.  [3]

Дожимная компрессорная станция включает машинный зал, блок охлаждения и сепарации га / за, систему циркуляции воды используемой для охлаждения газа и компрессора, и блок регенерации отработанных масел.  [5]

Дожимная компрессорная станция включает машинный зал, блок охлаждения и сепарации газа, систему циркуляции воды, используемой для охлаждения газа и компрессора, и блок регенерации отработанных масел.  [7]

Дожимная компрессорная станция обеспечивает комприми-рование отбензиненного газа, поступающего с установки переработки, и подачу его в магистральные трубопроводы природного газа или другим потребителям. Дожимная компрессорная станция состоит из машинного зала холодильных компрессоров и турбодетандера, а также наружной установки, в состав которой входит и наружное оборудование воздушной компрессорной.  [8]

Дожимные компрессорные станции ( ДКС), как известно, вводятся в эксплуатацию с целью увеличения темпов отбора из газовых и газоконденсатных залежей, пластовое давление в которых понижено настолько, что давление в промысловом коллекторе или в магистральном газопроводе ограничивает дебиты скважины.  [9]

Межпромысловая дожимная компрессорная станция, введенная в эксплуатацию в 1975 г., осуществляет перекачку газа Ефремовского и Кегичевского месторождений. От МДКС газ подается в газопроводы ШПК и ЕДК.  [10]

Ввод дожимной компрессорной станции связан с большими капитальными вложениями и эксплуатационными затратами. Отсрочить ввод компрессорной станции можно снижением потерь давления на пути движения газа: пласт - скважина - газосборная сеть. Наибольшие потери давления приходятся на ствол скважины. Следовательно, чтобы отдалить ввод дожимной компрессорной станции, необходимо увеличивать диаметр скважины.  [11]

Далее вводится дожимная компрессорная станция, что обеспечивает сохранение постоянного уровня добычи ( ПД) при снижающемся устьевом давлении.  [12]

Вопросы размещения дожимных компрессорных станций в технологической схеме подготовки газа решают на основе анализа технико-экономических показателей. Так, ДКС первой ступени сжатия может быть размещена до турбохолодильной установки, ДКС второй ступени сжатия - после нее. В случае если газ подготавливают к транспорту с помощью установок абсорбции или адсорбции, которые работают при определенном давлении, ДКС размещают до таких установок.  [13]

С пуском дожимной компрессорной станции ( ДКС), которая устанавливается перед УКПГ, технология осушки и основные рабочие параметры остаются неизменными, но перед ДКС размещается узел предварительной сепарации, а после ДКС - воздушные холодильники, которые в условиях северных месторождений большую часть года могут обеспечивать оптимальную температуру газа, поступающего на абсорбционную осушку.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

ДКС - это... Что такое ДКС?

Тип Деятельность Год основания Расположение Продукция Число сотрудников Сайт
ЗАО «ДКС»

Закрытое акционерное общество

Производитель кабеленесущих систем и электорощитового оборудования

1998

Тверь, Россия

кабеленесущие системы, электрощитовое оборудование, система для прокладки трасс кондиционирования

>1500

http://www.дкс.рф

Компания ДКС — российский производитель кабеленесущих систем.

Дата основания компании — 15 августа 1998 года. На сегодняшний день ДКС располагает несколькими собственными фабриками в России, на Украине, в Италии, Венгрии и Румынии, а также большим складским комплексом в Твери и Новосибирске. Департамент продаж и маркетинга находится в Московском офисе, а региональные представительства компании расположены в Санкт-Петербурге, Екатеринбурге, Новосибирске, Хабаровске, Самаре и Краснодаре. Система менеджмента качества ДКС сертифицирована на соответствие международному стандарту качества ISO 9001.

Номенклатура ДКС насчитывает более 10000 компонентов и аксессуаров, объединенных в 4 основных группы - кабельные каналы, пластиковые трубы, металлические лотки и электрощитовое оборудование. Многие продукты, производимые группой ДКС, являются инновационными для электротехнического рынка. Благодаря активной работе по исследованию и разработке новых материалов и продуктов, ДКС обладает обширным перечнем собственных патентов.

Предпочтение продукции ДКС было отдано при поставках на многие значимые объекты, в том числе: московский Кремль, МИД РФ, резиденция Президента РФ «Горки-9», нефтепровод ВСТО «Транснефть», заводы «Toyota» (Санкт-Петербург), «Nissan»(Санкт-Петербург), «Renault-Автофрамос» (Москва), аэропорт «Шереметьево», спортивные сооружения корпорации «Олимпстрой» в Красной Поляне (г. Сочи), здание Верховной Рады (Киев, Украина), Укрсоцбанк (Киев, Украина), Национальный театр (Милан, Италия), музей Науки и Техники (Милан, Италия), аэропорт "Orio al Serio" (Бергамо, Италия), метро г. Лозанна (Швейцария), заводы Alstom (Каир, Египет). Совместно с компаниями Световые Технологии и Siemens, Дом Правительства России был полностью укомплектован электротехническим оборудованием.

Ссылки

dic.academic.ru

"Узбекнефтегаз" реконструирует ДКС на "Шуртаннефтегазе" за $48 млн

Национальная холдинговая компания (НХК) "Узбекнефтегаз" в 2011-2013 гг. проведет реконструкцию дожимной компрессорной станции (ДКС) на унитарном дочернем предприятии "Шуртаннефтегаз" (Гузар, Кашкадарьинская область Узбекистана) стоимостью $48 млн, сообщил агентству "Прайм" в понедельник представитель руководства холдинга.

Он уточнил, что "Узбекнефтегаз" разработал технико-экономические расчеты проекта, предусматривающие модернизацию шести газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на ДКС общей мощностью 12 млрд куб. м газа в год. Реализация проекта позволит увеличить выходное давление на ДКС и повысить надежность работы ГПА. Срок реализации проекта - три года.

Финансирование проекта будет осуществляться за счет собственных средств "Узбекнефтегаза". Тендер на закупку необходимого оборудования планируется объявить в конце 2011 г.

"Шуртаннефтегаз" в настоящий момент осуществляет эксплуатацию 7 нефтяных и 4 газоконденсатных месторождений. Поставки газа на предприятие осуществляются с газоконденсатного месторождения Шуртан - одного из самых крупных в Узбекистане, эксплуатируемого с 1980 г. Ежегодно здесь добывается около 15 миллиардов кубометров природного газа, что составляет 25% от его общей добычи в республике.

В 2007-2008 гг. на предприятии "Шуртаннефтегаз" были построены вторая, третья и четвертая очереди установки подготовки пропан-бутановой смеси со строительством ДКС мощностью 9 млрд куб. м газа и производительностью 135 тыс. тонн сжиженного газа в год. Это позволило довести мощности производства сжиженного газа на предприятии до 175 тыс. тонн.

Мощности НХК "Узбекнефтегаз" позволяют обеспечивать добычу природного газа в объеме порядка 70 млрд куб. м и жидких углеводородов - в объеме 8 млн тонн в год.

По данным статистики, добыча природного газа в Узбекистане в январе-июне 2011 г. снизилась на 4,1% по сравнению с аналогичным периодом 2010 г. - до 32,306 млрд куб. м, добыча нефти и газового конденсата снизилась на 7% - до 1,870 млн тонн. Об этом сообщает РИА Новости.

oilcapital.ru

Премиум Инжиниринг запустила дожимную компрессорную станцию на месторождении Одопту-море // Компании // Новости

 

30 июня компания Премиум Инжиниринг запустила в эксплуатацию дожимную компрессорную станцию (ДКС) и установку подготовки газа на месторождении Одопту-море для компании РН-Сахалинморнефтегаз (дочернее общество Роснефти).

Нужно сказать, что рынок ДКС и установок по осушке газа стремительно развивается.

Это понятно, потому что повсеместно растет использование газа. ДКС позволяют поддержать необходимое давление газа для работы трубопровода. А установка по осушке газа на самом деле еще и очищает газ,  отделяя пар, метанольные воды и этиленгликоли, которые вообще то должны сжигаться , но делается это не везде. 

На рынке появляются новые игроки. Однако, конкуренция пока незначительна. Работы хватает всем, еще и не успевают.

Тенденция такова. что российские компании сотрудничают с зарубежными компаниями , специализирующимися на поставках ДКС, установок подготовки газа.

В области технологий  Премиум Инжиниринг сотрудничает с американской компанией Red Mountain Energy, что гарантирует использование надёжных инновационных решений.

Прямой конкурент, компания Энергаз сотрудничает ссо швейцарской Enerproject, есть просто российские компании.

В рамках контракта компания также выполнила проектные работы, в частности был подготовлен комплект рабочей документации по зданию ДКС и площадки прилегающего технологического оборудования, входящего в комплект поставки.

На месторождении Одопту-море были поставлены шесть компрессорных установок Ajax общей производительностью 350 млн кубометров газа в год и одна установка осушки газа для дожимной компрессорной станции. Основное технологическое оборудование для ДКС произведено на ведущих предприятиях США. 

Природный газ из скважин северного и южного кустов месторождения Одопту-море по трубопроводу подается на ДКС, далее дожимается, поступает на установку осушки газа и идет по газопроводам потребителю.

Промышленная добыча на месторождении ведется более 10 лет. Скважины на Одопту-море – одни из наиболее продуктивных в Сахалинморнефтегазе.

Запуск ДКС дал возможность полной утилизации попутного нефтяного газа и, как следствие, дополнительной поставки голубого топлива потребителям. Им, в первую очередь, обеспечиваются Ногликский и Охинский районы Сахалина, а также Охинская ТЭЦ и Ногликская газотурбинная электростанция.

Как отмечают представители РН-Сахалинморнефтегаз, «ввод ДКС Одопту-море проводился в рамках Целевой газовой программы Роснефти. Цель реализуемой программы – добиться утилизации попутного нефтяного газа в размере 95%, обеспечить максимальную экономическую эффективность посредством использования ПНГ для выработки электроэнергии, поставок в единую систему газоснабжения для удовлетворения потребностей внутреннего рынка, а также за счет использования для переработки и обратной закачки в нефтяные пласты для поддержания пластового давления. С начала июля благодаря новой ДКС удалось поднять уровень использования попутного нефтяного газа на месторождении Одопту-море и в целом по компании до 95%».

Гендиректор Премиум Инжиниринг А. Бочарова прокомментировала реализованный проект: «При работе над проектом мы старались максимально учесть экономическую целесообразность и экологические проблемы региона. Существующие на сегодняшний день на месторождении Одопту технологии добычи не позволяют осуществлять утилизацию попутного газа. Запуск ДКС позволяет направить этот ценный углеводород на хозяйственные нужды».

РН-Сахалинморнефтегаз – одно из старейших нефтедобывающих предприятий России, ведет свою деятельность на острове Сахалин. Сахалинморнефтегаз выполняет функции оператора по более чем 30 лицензиям на разработку нефтегазовых месторождений Сахалина. 

 

Есть ли перспективы у рынка ДКС?

neftegaz.ru

ДКС - это... Что такое ДКС?

  • ДКС — Диэлектрические кабельные системы название разных компаний организация, техн. ДКС дожимная компрессорная станция нефт., газ энерг. ДКС денежно кредитная система фин …   Словарь сокращений и аббревиатур

  • ДКС — ЗАО «ДКС» Тип Закрытое акционерное общество Деятельность Производитель кабеленесущих систем и электорощитового оборудования …   Википедия

  • ДКС — демпферно копирующая система (газотурбинная двигателя) денежно кредитная система департамент консульской службы (МИД РФ) депозитарно клиринговая система дожимная компрессорная станция дом культуры строителей …   Словарь сокращений русского языка

  • дкс — дотискна компресорна станція …   Гірничий енциклопедичний словник

  • СТО Газпром 2-2.3-066-2006: Положение о внутритрубной диагностике трубопроводов КС и ДКС ОАО «Газпром» — Терминология СТО Газпром 2 2.3 066 2006: Положение о внутритрубной диагностике трубопроводов КС и ДКС ОАО «Газпром»: 3.1.7 авария: Разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте,… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Документы кодированной связи (ДКС) —   ручные шифры, применяемые для осуществления кодированной связи. ДКС в зависимости от их назначения подразделяются на кодовые, сигнально кодовые, переговорные, сигнальные и другие таблицы, а также системы кодирования топографических карт …   Контрразведывательный словарь

  • ГТД-ДКС — газотурбинный (турбореактивный) двигатель с демпферно копирующей системой Словарь: С. Фадеев. Словарь сокращений современного русского языка. С. Пб.: Политехника, 1997. 527 с …   Словарь сокращений и аббревиатур

  • (Г)ДКС — (газо)дожимная компрессорная станция на газовых ТЭЦ энерг …   Словарь сокращений и аббревиатур

  • ГТД-ДКС — газотурбинный двигатель с демпферно копирующей системой …   Словарь сокращений русского языка

  • Компрессорная станция —         (a. compressor plant, compressor station; н. Verdichteranlage, Verdichtungsanlage; ф. station de compression; и. estacion de compresores) предназначена для компримирования природного газа при его транспортировании и хранении. Пo виду… …   Геологическая энциклопедия

  • Моралес, Эво — Президент Боливии Президент Боливии с января 2006 года (избран на второй срок в конце 2009 года), лидер партии Движение к социализму и отраслевого профсоюза производителей коки (с 1988 года). В 2002 году неудачно баллотировался в президенты. В… …   Энциклопедия ньюсмейкеров

  • universal_en_ru.academic.ru

    Диссертация на тему «Разработка методов повышения эффективности эксплуатации системы "пласт-скважина-шлейф-ДКС-УКПГ" на газовых промыслах Крайнего Севера» автореферат по специальности ВАК 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

    1. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов A.B. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа.- М. РАН, Институт проблем нефти и газа, 2004.- 520 с.

    2. Закиров С.Н. Анализ проблемы «Плотность сетки скважин — нефтеотдача».- М.: Издательский Дом «Грааль», 2002.- 314 с.

    3. Крылов А.П., Белаш П.М., Борисов Ю.П., Бучин А.Н., Воинов В.В. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений.- М.: Гостоптехиздат, 1962.- 730 с.

    4. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ / Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений,- М.: Гостоптехиздат, 1957.- С. 116139.

    5. Ермилов О.М., Гордеев В.Н., Гацолаев A.C. и др. Применение математического моделирования при разработке крупных газовых месторождений Западной Сибири.- Новосибирск.: СО РАН.- 2003.- 78 с.

    6. Закиров С.Н. Разработка газовых,газоконденсатных и нефтегазоконден-сатных месторождений.-М.:Недра, 1989.-334 с.

    7. Масленников В.В., Крылов Г.В., Маслов В.Н. и др. Геолого-геофизическое моделирование малоамплитудных сеноманских газовых залежей Западной Сибири и концептуальные подходы к их освоению.- М.: ИРЦ Газпром, 2000.- С. 243.

    8. Облеков Г.И., Гордеев В.Н., Облеков Р.Г., Маслов В.Н., Лапердин А.Н. и др. Подсчет запасов свободного газа месторождений предприятия Надым169

    9. Афанасьев А.П., Лапердин А.Н. Оценка возможности разрушения пород-коллекторов газа в эксплуатационных скважинах // Проблемы освоения газовых и газоконденсатных месторождений севера Тюменской области: тр. ВНИИЭгазпрома.- М.: 1981.- Вып. 10.- С. 48-51.

    10. Подсчет начальных запасов свободного газа сеноманской залежи Медвежьего месторождения по методу падения пластового давления: Отчет о НИР/ТюменНиигипрогаз: руководитель Е.М. Нанивский,-Тюмень: 1987.

    11. Уточненный проект разработки Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации: Отчет о НИР / ТюменНИИГипрогаз; Руководитель В.Н. Маслов.- Тюмень: 2000.- 477 с.

    12. Лапердин АН. Оперативный подсчет запасов газа по Медвежьему месторождению // Тез. докл. конф. молодых ученых и специалистов «Дела и мысли молодых на освоение сибирских недр»,- Тюмень: 1978.- С. 9.

    13. Подсчет запасов свободного газа в сеноманских залежах месторождений Севера Тюменской области по состоянию на 01.01.1986 г.: Отчет о НИР / Главтюменьгеология: авт. Ф.З. Хафизов.- Тюмень: 1986.

    14. Анализ текущего состояния разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения: Отчёт НИР ИТЦ ООО "Газпром Добыча Надым": Руководилотель Ю.Архипов-Надым 2008.-96 с.

    15. Проект разработки сеноманской залежи месторождения Медвежье: Отчёт о НИР ТюменНИИГипрогаз; Руководитель В.Н. Маслов.-Тюмень: 1989.-416 с.

    16. Анализ технических решений, применяемых при ремонтах скважин на месторождениях севера Тюменской области: Отчет о НИР; Шифр работы 230-В7/95 / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель A.B. Кустышев.- Тюмень: 1997.- 73 с.

    17. Чупова ИМ, Дмитрук В.В. Результаты контроля за продвижением газоводяного контакта на Медвежьем месторождении. // НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений».- М.: ИРЦ Газпром.- № 4.- 2001.- С. 82-87.

    18. Провести анализ технического состояния скважин и скважинного оборудования, выдать рекомендации по повышению их надежности: Отчет о

    19. НИР; Шифр работы 81/85 / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель В.Я. Протасов.-Тюмень: 1985. Отв. исполнит. A.B. Кустышев.

    20. Материалы по межколонным газопроявлениям на эксплуатационных скважинах месторождения Медвежье: Отчет о НИР / СКНИЭ ТюменНИИгипрогаз; Руководитель В.Е. Карачинский.- Надым: 1981.- 81с.

    21. РД 00153761-203-99. Технологический регламент по эксплуатации скважин с предельно допустимыми межколонными давлениями на месторождениях предприятия «Надымгазпром» / A.B. Кустышев, Т.И. Чижова, H.A. Шестакова и др.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1999. 34 с.

    22. Проект разработки сеноманской газовой залежи Медвежьего газокон-денсатного Месторождения на заключительной стадии эксплуатации: Отчёт о НИР ООО ТюменНИИГипрогаз; Руководитель В.Н. Маслов.- Тюмень: 2005.-480 с.

    23. A.c. 1599419 СССР, С 09 К 7 / 02. Состав аэрированной промывочной жидкости для ремонта скважин / Ф.А. Гусейнов, A.M. Расулов и др. (СССР).-№4369066/24-03; Заяв. 15.12.89; Опубл. 15.10.90, Бюл. № 38.

    24. Клещенко И.И., Кустышев A.B., Минаков В.В. Технологический раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных скважин // Известия вузов: Нефть и газ.- Тюмень: ТюмГНГУ, 1997.- № 6.- С. 109. ■

    25. РД00158758-225-01.-Технологический регламент по глушению скважин технологическими растворами на месторождениях ООО "Газпром Добыча Надым"/ A.B. Кустышев, Т.И. Чижова, А.Г. Глухенысий и др.-ТюменНИИГипрогаз, 2001.-36 с.

    26. Маслов В.Н., Кустышев A.B., Масленников В.В. Научно-техническое обеспечение работ по капитальному ремонту скважин // Состояние и проблемы капитального ремонта скважин: Материалы НТС ОАО «Газпром» М.: ИРЦ Газпром, 1995, с 144-152.

    27. Съюмен Д., Эллис Р., Снайдер Р. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах. Пер. с англ. / Пер. и ред. М.А. Цайгера.- М.: Недра, 1986.-176 с.

    28. Свидетельство на полезную модель № 5422 RU, Е 21 В 43/08. Устройство для предотвращения пескования скважин / Я.И. Годзюр,

    29. A.B. Кустышев, О.Г. Иваш и др. (РФ).- № 96110529; Заяв. 28.05.96; Опубл. 16.11.97. Бюл. №11.

    30. Пат. 2112867 RU, С1 кп.6 Е 21 В 37/08. Устройство для очистки скважинного фильтра / Я.И. Годзюр, Н.В. Михайлов, A.B. Кустьппев и др. (РФ).-Na 96109219; Заяв. 14.05.96. Опубл. 10.06.98.

    31. Пат. 2188304 RU. Способ промывки песчаной пробки в условиях ремонта скважин // А.Г. Ананенков, В.И. Кононов, О.М. Ермилов, В.К. Голубкин,

    32. B.В. Дмитрук и др.- № 2001135515; Заяв. 28.12.01; Опубл. 27.08.02; Бюл. № 24.

    33. Молчанов А.Г., Вайншток СМ., Некрасов В.И. и др. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибкой трубы.- М.: Академии горных наук.-2000.- 224 с.

    34. Надымгазпром: геотехномониторинг в криолитозоне // Ремизов В.В., Березняков А.И., Осокин А.Б., Попов А.П., Решетников JI.H., Смолов Г.К., М.: ИРЦ Газпром, 2001147 с.

    35. РД00158758-227-01 Технологический регламент по ремонту скважин с применением колтюбинговых установок на месторождениях ООО «Газпром Добыча Надым» / A.B. Кустышев, А.Г. Глухенький, В.В. Дмитрук и др. Тюмень: ТюменНИИГипрогаз, 2001.-78 с.

    36. Глухенышй А.Г. Совершенствование процессов охлаждения сырого газа в аппаратах воздушного охлаждения на газовых промыслах.-Новосибирск: Издательство СО РАН, 2007.-83 с.

    37. ОСТ 51.40-93. Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия. — М.: Издательство стандартов. 1993. 7 с.

    38. Бекиров Т.М. Влияние пластовых параметров месторождения на работу установок обработки газа // Подготовка и переработка газа и газового конденсата. 1983.-№ 1.-С. 1-3.

    39. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. -М.: ООО «Недра Бизнесцентр», 1999, - 596 с.

    40. Давлетов K.M., Кононов В.М. Аппарат воздушного охлаждения сырого газа с внешней рециркуляцией воздуха. Новосибирск: СО РАН, 2006. - 284 с.

    41. Бахмат В.Г., Еремин Н.В., Степанов O.A. Аппарат воздушного охлаждения на компрессорных станциях. СПб: Недра, 1994, 102 с.

    42. Степанов O.A., Иванов В.А. Охлаждение газа и масла на компрессорных станциях. JL: Недра, 1982, 143 с.

    43. Методические указания по технологическим расчетам систем адсорбционной осушки газа. / Тюмень: ТюменНИИгипрогаз. 1979. 56 с.

    44. Бекиров Т.М. Промысловая и заводская обработка природных и нефтяных газов. М.: Недра. - 1980. - 292 с.

    45. Галанин И.А., Бородина И.И. Влияние различных факторов на показатели установки осушки газа // Реф. Сб. Подготовка и переработка газа и газового174конденсата. -М.: ВНИИЭГазпром. 1978. -№ 6. - С. 7-17.

    46. Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов. М.: Химия, 1987.-265 с.

    47. Жданова Н.В., Халиф A.JI. Осушка углеводородных газов. М.: Химия, 1984, 189 с.

    48. Давлетов К. М., Чугунов JI.C., Кашицкий Ю.А. Результаты исследований работы аппаратов воздушного охлаждения газа в условиях северных месторождений // Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата: Обз. инф. -М.: ИРЦ Газпром, 1998. 42 с.

    49. Истомин В.А., Якушев B.C. Газовые гидраты в природных условиях. -М.: недра, 1992,-236 с.

    50. Макогон Ю.Ф., Малышев А.Г., Седых А.Д. и др. Временная инструкция по предупреждению и ликвидации гидратов в системах добычи и транспорта газа. М.: ВНИИГАЗ, 1983, - 132 с.

    51. Бык Ш.С., Макогон Ю.Ф., Фомина В.И. Газовые гидраты М.: Химия, 1980,-280с.

    52. Макогон Ю.Ф. Гидраты природных газов. М.: «Недра», 1974,-208с.

    53. Гройсман А.Г., Савин А.З. Теплофизические свойства газовых гидратов. Новосибирск; Недра, 1985, 168 с.

    54. Измерения неравномерности температуры стенки выходного участка те-плообменной трубы ABO фирмы "Крезо-Луар" / Кононов В.И., Давлетов K.M.,175

    55. Иванов В.Я. и др. // НТС. Сер.: Газификация, Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа / ИРЦ Газпром. 2000. -№1.-С. 7-15.

    56. Работоспособность трубопроводов. Сопротивляемость разрушению ч. 2. / Воронин Е.Е., Ланчаков Г.А. и др. / М.; ООО Недра - Бизнесцентр, 2001 - 350 с.

    57. Шевтель И.Т. Основные характеристики и параметры промышленных терморезисторов-термометров сопротивления — "Приборы и системы управления", 1971, №9, С. 32-36.

    58. Преображенский В.П. Теплотехнические измерения и приборы. М.: Энергия, 1978. - 704 с.

    59. Гайдукеевич А.И. Приборы для измерения и регулирования температуры. Номенклатурный справочник. — М.: ЦНИИТЭИприборостроение, 1978, 148 с.

    60. Михеев М.В., Михеев И.М. Основы теплопередачи. М.: Энергия, 1973, - 320 с.

    61. Технологические расчеты систем абсорбционной осушки газа (справочное пособие). «ТюменНИИГипрогаз», 2001-148с.

    62. Петрунин А.Н. Методы и техника измерения параметров газового потока. М.; Машиностроение, 1996. - 380 с.

    63. ГОСТ 3044-84 Преобразователи термоэлектрические. Номинальные статические характеристики преобразования. Изд. стандартов, 1986, - 56 с.

    64. Жданова Н.В., Халиф A.JI. Осушка углеводородных газов. М.: Химия, 1984. - 192 с.

    65. Барков И.И., Шаронов К.Г., Рожнов A.M. и др. Влияние примесей на смолообразование и термическую стабильность диэтиленгликоля // Химия и технология топлив и масел, 1976. № 9. - С. 35-36.

    66. Глухенький А.Г. Применение присадки «К» при подготовке газа на месторождении Медвежье // Сб. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.-М. ООО «ИРЦ Газпром». 2008.-№31. С. 72-74

    67. Жила Н.П., Ключева Э.С. Методы очистки гликолей от тяжелых углеводородов и продуктов деструкции // Обз. информ. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ВНИИЭгазпром, 1990. -40 с.

    68. Дю Пар М.С., Руни П.С, Бэкон Т.Р. Сопоставление лабораторных и промышленных данных о химической стойкости смесей МДЭА и ДЭА // Нефтегазовые технологии, 1999. № 4. - С. 57-58.

    69. Елистратов A.B., Истомин В.А. Оборудование для регенерации гликолей // Газовая промышленность, 2003. № 3. - С. 58-59.

    70. Дубина Н.И., Ефимов Ю.Н. Технологические и экономические аспекты утилизации вторичного ДЭГА на Уренгойском ГНКМ // Обз. ин-форм. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ИРЦ Газпром, 1999. - 55 с.

    71. Дубина Н.И., Ефимов Ю.Н. Очистка абсорбента на УКПГ Уренгойского ГНКМ // Обз. информ. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ИРЦ Газпром, 2003. - 39 с.

    72. В.А. Истомин, М.В. Елистратов, А.В. Елистратов. Применение гликолей для абсорбционной осушки природных газов.Физико-химические аспекты. М: ООО "ИРЦ Газпром", 2004.

    73. Gallaugher A.L., Hibbert Н. Studies on Reactions Relating to Carbohydrates and Polysaccharides. LV. Vapor Pressure of the Polyethylene Glycols and Their Derivatives //Am. Chem. Soc, V.59, 1937, p. 2521-2525.

    74. Ambrose D., Hall D.J. Thermodynamic properties of 1,2-etandiol (ethylene glycol) and bis (2-hydroxyethyl) ether (diethylene glycol) // J. Chem. Thermodynamics, 1981, v. 13, № l,p. 61-66.

    75. Гордиенок Н.И., Фрейдин Б.Г. Кинетические данные для прогнозирования допустимых сроков хранения дизтиленгликоля // Журнал прикладной химии, 1990. № 1. - С. 132-135.

    76. Коуль A.JL, Ризенфельд Ф.С. Очистка газа. М.: Недра, 1968. -392 с.

    77. Pears R.L., Protr J.E., Lyon G.W. Dry gas to low dew points // International Hydrocarbon Processing, 1972, v. 51, № 12, p. 79-81.

    78. Д.Л. Катц, Д.Корнелл, P. Кобояши и др. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. М.: Недра, 1965. - 676 с.

    79. Жданова Н.В., Халиф А.Л. Осушка углеводородных газов. М.: Химия, 1984.- 192 с.

    80. Халиф А.Л., Зиновьева A.M. Регенерация дизтиленгликоля при повышенной температуре //Газовая промышленность, 1978. № 2. -С. 21-22.

    81. Ланчаков Г.А., Кульков А.Н., Зиберт ПК. Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчета оборудования. -М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. 279 с.

    82. Барков И.И., Шаронов К.Г., Рожнов А.М. и др. К вопросу о смолообразовании и ухудшении массообмена в экстракторе при извлечении ароматических углеводородов дизтиленгликолем // Химия и технология топлив и масел, 1975. -№ 12.-С. 25-27.

    83. Барков И.И., Шаронов К.Г., Рожнов A.M. и др. Влияние примесей на смолообразование и термическую стабильность дизтиленгликоля // Химия и технология топлив и масел, 1976. № 9. - С. 35-36.

    www.dissercat.com

    Официальный сайт АО «Гипровостокнефть»

    АО «Гипровостокнефть» - ведущий в нефтяной отрасли России комплексный научно-исследовательский и проектно-изыскательский институт. «Гипровостокнефть» внес большой практический вклад в развитие нефтяной промышленности Поволжья, Татарии, Башкирии, Удмуртии, Республики Коми, Ненецкого автономного округа, Сибири, Северного Кавказа, Азербайджана, Узбекистана, Казахстана, Украины и Белоруссии. За 70 лет работы в институте накоплен бесценный опыт проектирования, уникальные разработки института в области эксплуатации нефтяных месторождений применяются во всем мире, а специалисты неоднократно становились лауреатами Государственных премий. Сегодня институт продолжает участие в масштабных программах развития отрасли для нефтегазовых компаний в разных странах.

    С 2004 года АО «Гипровостокнефть» входит в состав группы компаний АО «Зарубежнефть».

    30+скважин

    применение информационной системы управления бурением

    44%

    используемого ПО – собственная разработка

    172 000+

    записей в БД оборудования

    130 000+

    выпущено проектных документов

    18%

    рост производительности труда

    80+

    научно-проектных работ

    260+

    проектно-изыскательских работ

    1,7 млн

    человеко-часов

    www.gipvn.ru