СИСТЕМА УТИЛИЗАЦИИ И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА
ASSOCIATED OIL GAS UTILISATION AND USE SYSTEM

Предлагаемое изобретение относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использовано преимущественно при отработке нефтяных месторождений.
Известны способы разработки и комплексы оборудования для отработки газовых месторождений, включающие бурение на месторождении газовых скважин, отбор газа из месторождения, сбор газа из скважин с помощью газопромыслового оборудования, очистку, обезвоживание и осушку газа, а также доставку газа по магистральным газопроводам высокого давления удаленным центрам и регионам потребления газа (технологии компримированного (сжатого) газа или так называемые технологии КПГ) [1, 2]. Однако эти способы и технологии, базирующиеся, главным образом, на трубопроводных системах транспортирования газа, его накоплении и хранении в крупных подземных хранилищах (ПХГ), располагающихся вблизи основных регионов и центров энергопотребления (вблизи конечных потребителей газа) являются весьма капиталоемкими и эффективны только при разработке крупных высокопродуктивных месторождений природного газа, находящихся в относительно доступных регионах на суше или в прибрежных шельфовых зонах, а также при наличии близко расположенных от газовых месторождений и магистральных трубопроводных транспортных систем и коридоров емких рынков сбыта и конечных потребителей газового топлива.
Известны также способы и комплексы оборудования для отработки газовых месторождений с использованием процессов ожижения природного газа метана, доставки газа к регионам и центрам его потребления в сжиженном виде, т.е. путем преобразования исходного топлива (энергоносителя) в своеобразный промежуточный продукт в виде криогенной жидкости с последующей регазификацией этого промежуточного продукта - сжиженного природного газа, осуществляемой после доставки его к местам потребления газа [3, 4]. Однако и эти известные технологии, объединяемые таким общим понятием, как технологии СПГ, являются также весьма дорогостоящими и эффективны только при освоении и эксплуатации крупных газовых месторождений и требуют наличия очень сложной и дорогостоящей инфраструктуры по сжижению, транспортировке, перевалке и хранению сжиженного природного газа, а также по его регазификации.
К тому же известные способы и оборудование для отработки газовых месторождений по технологиям сжатого (КПГ) и сжиженного природного газа (СПГ) являются достаточно опасными по условиям транспортировки и хранения газа, что в еще большей степени удорожает производство в газовом бизнесе и отрицательно сказывается на эффективности других производств, использующих газ в качестве исходного энергоносителя (топлива) или в качестве другого какого-то исходного ресурса.
Известен способ транспортирования или хранения гидратов газов путем помещения газового гидрата в подходящее транспортное средство или в контейнер при транспортировании или хранении газогидрата в адиабатических условиях, получаемых путем его изоляции или охлаждения [5]. Однако известный способ не увязан с другими звеньями технологической цепи добычи, переработки и использования природного газа и не обеспечивает сам по себе реализацию потенциальных возможностей повышения эффективности газового бизнеса в рыночных условиях.
Известен способ добычи и транспортировки природного газа из газовых и газогидратных морских месторождений, включающий добычу газа скважинами, его переработку в гидратное состояние и транспортировку на передвижном средстве [6]. Однако дискретный - циклический характер производственного процесса по добыче и транспортировке газа, заложенный в самой идее этого известного способа, предполагающей поочередное осуществление стадий добычи и транспортировки газа, не обеспечивает высокой производительности работ и снижает эффективность использования дорогостоящего оборудования.
Существующие технологии переработки, транспорта (доставки) и использования компримированного и сжиженного газа (технологии КПГ и СПГ) являются сравнительно опасными и сопровождаются иногда крупными авариями, что зачастую сдерживает более широкое использование газообразного топлива (например, в автомобильном и других средствах транспорта) и снижает эффективность эксплуатации нефтегазовых месторождений.
Известные системы доставки углеводородов, основанные на технологиях КПГ и СПГ, не обеспечивают возможностей эффективного решения проблемы низконапорного газа, неизбежно возникающей на поздних стадиях отбора газа и эксплуатации газовых месторождений. При этом освоение и эффективная (то есть коммерчески выгодная) разработка малых газовых месторождений и вовсе не осуществимы.
Особенно острой проблемой для нефтегазового комплекса России в настоящее время является проблема утилизации и использования попутного нефтяного газа (ПНГ) при разработке нефтяных месторождений, в особенности в условиях Западной Сибири, севера Красноярского края и других регионов с суровым арктическим климатом. При этом, как известно, в России из-за отсутствия эффективных систем и способов утилизации и использования попутного нефтяного газа, на нефтепромыслах с помощью факелов сжигаются десятки миллиардов кубических метров ПНГ, что приводит к значительному отрицательному воздействию на окружающую среду и фактически к многомиллиардным экономическим потерям, а попутный нефтяной газ, как ценнейшее сырье для газохимической переработки безвозвратно теряется.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ отработки газовых месторождений и реализующий его комплекс оборудования [7] (прототип).
Однако известные способ и комплекс оборудования не могут обеспечить утилизацию, сбор и доставку попутного нефтяного газа на газоперерабатывающие предприятия, поскольку сепарация нефти, в особенности на достаточно крупных нефтяных промыслах и соответственно сжигание ПНГ на факелах, осуществляется на большой площади разобщенных и достаточно удаленных друг от друга нефтепромысловых объектов и газоперерабатывающих предприятий и мощностей.
Целью предлагаемого изобретения является повышение экономической эффективности отработки, главным образом нефтяных месторождений, в экстремальных климатических условиях эксплуатации месторождений.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является максимально полная утилизация (сохранение) попутного нефтяного газа на всех ступенях сепарации нефти и экономичная его доставка на нефтепромысловые (корпоративные) или централизованные газохимические предприятия (ГПЗ) для последующего наиболее выгодного использования ПНГ.
Поставленная цель достигается тем, что в системе утилизации и использования попутного нефтяного газа (ПНГ), включающей дожимные насосные станции (ДНС) с одним или несколькими централизованными пунктами сбора и подготовки нефти (ЦПС) с установленными на них сепараторами и устройствами разгазирования нефти, а также нефтепромысловый (корпоративный) или централизованный газоперерабатывающий завод, дожимные насосные станции и централизованные пункты сбора и подготовки нефти дополнительно снабжены газогидратными реакторами - гидратизаторами ПНГ и газонаполнительными установками, подключенными к выходам устройств сепарации нефти, каждая насосная дожимная станция соединена с соответствующим ей пунктом централизованного сбора и подготовки нефти с помощью трубопроводно-контейнерного пневмотранспортного устройства кольцевого (двухтрубного) или циклического (однотрубного) действия, выходы газогидраторов ПНГ и газонаполнительных устройств соединены с соответствующими входами трубопроводно-контейнерных пневмотранспортных устройств, причем пункты централизованного сбора и подготовки нефти ЦПС имеют входные каналы для приема, аккумулирования и временного хранения ПНГ, поступающего с дожимных насосных станций, а также связаны через дополнительные трубопроводно-контейнерные пневмотранспортные устройства промежуточные терминалы аккумулирования, хранения и выдачи ПНГ, обеспечивающие доставку попутного нефтяного газа на нефтепромысловый (корпоративный) или централизованный газоперерабатывающий завод, причем трубопроводно-контейнерные пневмотранспортные устройства имеют три вида подвижного состава соответственно для зимнего - газогидратного и «летнего» - газово-жидкостных режимов утилизации и транспортирования ПНГ на газоперерабатывающие заводы.
1
m
1
m+1
1
m+1
1
m+1
1
n
Предлагаемая система показана на фигурах 1-4. На фиг.1 изображены: 1…1 - дожимные насосные станции (ДНС) нефтяного промысла; 2…2 - газогидратные реакторы (гидратизаторы ПНГ); 3 - центральный пункт сбора и подготовки нефти (ЦПС нефтепромысла); 4…4 - трубопроводно-контейнерные пневмотранспортные устройства непрерывного (кольцевого) типа или циклического действия (однотрубные); 5…5 - газонаполнительные установки и 6 - промысловый (корпоративный) газоперерабатывающий завод. На фиг.2 представлена предлагаемая система утилизации и использования ПНГ крупного нефтяного промысла для случая с несколькими пунктами централизованного сбора и подготовки нефти и одним корпоративным или централизованным газоперерабатывающим заводом (ГПЗ) большой мощности, где изображены: 7 - промысловый (корпоративный) или централизованный газоперерабатывающий завод (ГПЗ) большой мощности и 8…8 - автономные (в той или иной степени) для каждого ЦПС подсистемы утилизации и сбора ПНГ. На фиг.3 представлена предлагаемая система утилизации и использования ПНГ при разработке месторождения с одним пунктом централизованного сбора и переработки нефти. Здесь изображены все те же элементы системы, что и на фиг.1, однако имеется и дополнительный элемент 9 - представляющий собой промежуточный терминал для аккумулирования и временного хранения утилизируемого ПНГ, а также для его выдачи на существующую в регионе транспортную инфраструктуру (автомобильную, железнодорожную и т.д.). На фиг.4 представлена предлагаемая система при разработке крупного месторождения с несколькими ЦПС, где изображены все те же элементы, что и на фиг.1-3 соответственно.
1
m
1
m
1
m
m+1
m+1
m+1
1
m+1
Предлагаемая система утилизации и использования ПНГ выполнена следующим образом (фиг.1). На каждой из дожимных насосных станций (ДНС) 1…1 установлены соответственно газогидратные реакторы (гидратизаторы ПНГ) 2…2, подключенные к устройствам первой ступени сепарации нефти данной ДНС, а каждая ДНС дополнительно связана с пунктом централизованного сбора и подготовки нефти 3 (ЦПС) через одно, соответствующее ей из 4…4, трубопроводно-контейнерное пневмотранспортное устройство непрерывного (кольцевого) типа или циклического действия (однотрубное). В свою очередь на ЦПС 3, где осуществляются последующие ступени сепарации нефти (обычно вторая и третья) также установлены гидратизаторы ПНГ 2 и газонаполнительные установки 5, которые в зависимости от установленного на данный момент времени режима работы системы утилизации и использования ПНГ, подключаются к выходам сепараторов нефти централизованного пункта сбора и подготовки нефти 3, который с помощью еще одной трубопроводно-контейнерной пневмотранспортной установки 4 подключен к промысловому (корпоративному) газоперерабатывающему предприятию 6. Каждая из газонаполнительных установок 5…5 при необходимости может дополнительно наделяться и функциями наполнения контейнеров - танков (подвижной состав ТКПТ третьего вида) нефтью. Такое выполнение предлагаемой системы позволяет при необходимости обеспечить комплексную и максимально полную утилизацию всех основных продуктов отработки месторождения, а именно - нефти и ПНГ в рамках единой трубопроводно-контейнерной пневмотранспортной (ТКПТ) инфраструктуры, т.е. без необходимости строительства и эксплуатации промыслового нефтепровода со всеми вытекающими отсюда последствиями.
1
n
m+1
При отработке крупного нефтегазового месторождения (фиг.2) система выполняется аналогичным образом за счет того, что все нефтепромысловые объекты в зоне действия каждого ЦПС 3 объединены в совокупности как бы в автономные подсистемы 8…8. Каждая из этих подсистем через соответствующую трубопроводно-контейнерную пневмотранспортную установку 4 связана с ГПЗ большой мощности 7.
m+1
1
m
В целом по производительности трубопроводно-контейнерные пневмотранспортные установки 4 могут выполняться (при необходимости) со значительно большими параметрами, поскольку на ЦПС 3 в любом случае не только производится дальнейшая сепарация нефти, но на них суммируются (складываются) грузопотоки (ПНГ в том или ином виде) от сепарации нефти на первой ступени со всех предшествующих дожимных насосных станций 1…1.
m+2
Структурное и конструктивно-технологическое выполнение предлагаемой системы предусматривает и наличие в ней (при необходимости) промежуточного терминала 9 (фигурах 3 и 4) для аккумулирования и временного хранения утилизируемого ПНГ, а также для его выдачи на существующую в регионе транспортную инфраструктуру (автомобильную, железнодорожную и т.д.). Такая необходимость возникает в тех случаях, когда газоперерабатывающие предприятия (ГПЗ) 7 находятся достаточно далеко от нефтепромысла или, например, когда по тем или иным причинам ГПЗ 7 имеет ограничения по приему ПНГ на переработку. Место для сооружения терминалов 9, их конструктивные особенности, производственные мощности в системе при этом устанавливается по всей совокупности факторов и обстоятельств, влияющих на максимально полную утилизацию и эффективное использование ПНГ, в том числе с учетом климатических и сезонных факторов, имеющих место при отработке месторождений. В частности, промежуточные терминалы 9 могут быть выполнены по типу промышленных холодильных комбинатов (аккумулирование и хранение газогидратов ПНГ), газгольдерных станций, комбинации тех и других и т.п.). На фиг.5 показаны те же элементы (подсистемы), что и на фигурах 1-4 соответственно. Здесь, как видно, промежуточные терминалы хранилища 9 дополнительно снабжены гидратизаторами попутного нефтяного газа 2.
1
m+1
1
m+1
1
m+1
Важной особенностью выполнения предлагаемой системы является также то, что подвижной состав трубопроводно-контейнерных пневмотранспортных установок выполняется в двух или даже в трех (в зависимости от конкретных условий применения системы) вариантах, а именно: в виде вагонеток для транспортирования насыпных (сыпучих) грузов, поскольку газогидраты ПНГ могут рассматриваться в качестве обычных насыпных грузов; в виде трубопроводно-капсульных, т.е. газобаллонных, модулей - контейнеров, для транспортировки ПНГ в обычном газообразном состоянии с давлением газа в этих модулях, допустимым по условиям работы трубопроводно-контейнерных устройств пневмотранспорта (ТКПТ), прочих условий безопасности и удобства эксплуатации системы утилизации в целом; в виде нефтеналивных контейнеров - танков для транспортирования с помощью ТКПТ основных продуктов отработки нефтяных месторождений - нефти, а также газового конденсата при эксплуатации газоконденсатных месторождений. При этом в системе устанавливают и используют два основных режима эксплуатации: зимний режим работы, при котором на всех пунктах сепарации нефти с помощью газогидратных реакторов 2…2 попутный нефтяной газ преобразуют в газогидраты («упаковывают» в насыпной груз) и транспортируют его в контейнерах (в вагонетках) для насыпных грузов; летний режим работы системы предполагает переход в летний период на работу в пунктах сепарации нефти газонаполнительных установок 5…5 и использование в трубопроводно-контейнерных установках пневмотранспорта 4…4 газобаллонных модулей. При очередном наступлении зимнего периода (например, когда температура окружающей среды становится отрицательной в любое время суток) система снова переводится на зимний (газогидратный) режим работы.
Предлагаемая система в конкретных условиях применения осуществляется и работает следующим образом.
1
m
1
m
1
m
m+1
m+1
Пример 1. Пусть разрабатываемое нефтяное месторождение имеет в работе на нефтепромысле ряд дожимных насосных станций (ДНС) 1…1 с одним центральным пунктом сбора и подготовки нефти (фиг.1). Из поступающей от добычных нефтяных скважин через сборный коллектор продукции (обычно это водонефтяная смесь) после предварительной подготовки на ДНС сепараторами первой ступени извлекается до 70-80% наиболее легких компонентов ПНГ (метана и пропана), которые в зимнем режиме работы системы с помощью гидратизаторов 2…2 превращаются в насыпной груз в виде снегоподобной массы, кристаллических или иных гранул. Этот насыпной груз поступает далее на центральный пункт сбора и подготовки нефти (ЦПС) 3 в контейнерах - вагонетках устройств трубопроводно-контейнерного пневмотранспорта 4…4. На ЦПС 3 нефть подвергается окончательной подготовке к транспорту, в том числе и дальнейшему разгазированию на сепараторах 2-й и 3-й (а иногда даже и 4-й) ступеней сепарации. Полностью очищенная, так называемая сырая нефть, подается дальше в систему магистральных нефтяных трубопроводов, а выделенный здесь попутный нефтяной газ, состоящий из более тяжелых газообразных фракций (пропан-бутановой и газобензиновых) с помощью гидратизатора 2 превращается в насыпной груз в виде газогидратов, которые вместе с газогидратами первой ступени сепарации нефти на ДНС подаются дальше устройством трубопроводно-контейнерного пневмотранспорта 4 на нефтепромысловый (корпоративный) газоперерабатывающий завод (ГПЗ) 6 для газохимической переработки, как ценнейшего ресурса (исходного сырья) для глубокой переработки и использования ПНГ.
1
m+1
1
m+1
1
m+1
1
m+1
1
m+1
При наступлении летнего периода в эксплуатации нефтяного месторождения систему утилизации переводят в летний режим работы. Для этого гидратизаторы ПНГ 2…2 останавливают, а в устройствах пневмотранспорта 4…4 вводят в работу другой подвижной состав, выполненный в виде газобаллонных контейнеров (капсул), которые наполняют компонентами ПНГ после соответствующих ступеней сепарации нефти с помощью газонаполнительных установок 5…5. В результате этого в летний период времени утилизация ПНГ на нефтепромысле и его доставка на газоперерабатывающий завод 6 производится устройствами пневмотранспорта 4…4 в обычном порядке, но только с помощью газобаллонного подвижного состава. Строго говоря, вышеназванный летний режим работы системы может рассматриваться и в качестве единственного (т.е. без применения гидратизаторов ПНГ 2…2), режима работы системы независимо от сезонного фактора. Однако при работе на низких давлениях, что обычно характерно для пневмотранспортных устройств, включая и относительно низкие давления ПНГ в используемом газобаллонном подвижном составе, работа системы именно с использованием как летнего, так и зимнего режимов работы (соответственно газового и газогидратного), а также с учетом некоторых дополнительных требований может оказаться наиболее выгодной.
1
m
1
n
Пример 2. Пусть требуется отрабатывать крупное нефтяное месторождение, в процессе эксплуатации которого в работе одновременно может находиться не один, а несколько централизованных пунктов сбора и подготовки нефти 3 со своими совокупностями дожимных насосных станций 2…2 и одним нефтепромысловым (корпоративным) или централизованным газоперерабатывающим заводом 7 (фиг.2). В этом случае структура системы утилизации и использования ПНГ представляется в виде совокупности подсистем 8…8, которые работают точно так же, как и в случае отработки нефтяного месторождения с одним единственным централизованным пунктом сбора и только что описанным образом в примере 1.
1
m+1
1
m+1
1
m
1
m+1
Пример 3. Пусть требуется отрабатывать нефтяное месторождение высоковязкой нефти в условиях длительного периода низких отрицательных температур и при значительной удаленности месторождения от мест и коридоров прохождения трасс магистральных нефтяных трубопроводов. Обычно в таких условиях проектируют, сооружают и эксплуатируют так называемые «горячие» трубопроводы с насосными перекачивающими станциями (НПС), расположенными на расстояниях от 50 до 150 км друг от друга, где как раз и осуществляется подогрев нефти в специальных печах. Однако иногда приходится применять и дополнительные путевые подогреватели нефти. Все это значительно удорожает добычу нефти и делает невозможным вовлечение в разработку многочисленных мелких и удаленных от нефтяной инфраструктуры месторождений. В этих случаях предлагаемая система утилизации может взять на себя и функцию по доставке добываемой нефти одновременно с утилизацией и доставкой ПНГ. Для этого в соответствующих (в одном или нескольких) трубопроводно-контейнерных устройствах пневмотранспорта 4…4 (фиг.1) вводят в работу еще один вид подвижного состава в виде доставочных контейнеров - нефтяных танков, а определенные газонаполнительные установки 5…5 выполняют с обеспечением функций по наливу танков нефтью. При этом соответствующие дожимные насосные станции (ДНС) 1…1 и/или ЦПС 3 нефтепромысла существенно упрощаются, поскольку доставка нефти не требует сооружения соответствующего нефтяного трубопровода, а осуществляется с помощью соответствующего устройства трубопроводно-контейнерного устройства пневмотранспорта 4…4. В конечном итоге предлагаемая система утилизации обеспечивает одновременную - параллельную работу по доставке к местам переработки и использования с помощью единой транспортной среды не только ПНГ, но и нефти, как основного продукта отработки нефтяного месторождения, что, безусловно, повышает эффективность и рентабельность добычи нефти в таких непростых условиях.
1
m
1
m
1
m
Пример 4. Предлагаемая система утилизации эффективно может использоваться и для отработки газовых, а также газоконденсатных месторождений. В этом случае станции 1…1 на газовом промысле естественным образом трансформируются в газосборные пункты, а центральный пункт сбора 3 фактически совмещается с пунктом (сводится к пункту) потребления - использования газа и газового конденсата. В остальном же работа системы по доставке (транспортировке) газа в газогидратном и/или исходном газообразном состоянии остается такой же, как и в случае, описанном в примере 1. При этом утилизация газового конденсата на газосборных пунктах осуществляется все теми же газонаполнительными установками 5…5, наделенными функциями наполнения газовым конденсатом контейнерных наливных нефтяных (жидкостных) танков устройств ТКПТ 4…4. Последние таким образом «одновременно» с газом доставляют и предварительно отобранный на газосборных пунктах газовый конденсат для дальнейшей стабилизации и использования.
Пример 5. Пусть требуется отрабатывать месторождения с одним или несколькими пунктами централизованного сбора и подготовки нефти в условиях, когда ЦПС 3 и газоперерабатывающие заводы 7 находятся на значительных расстояниях друг от друга. В таких случаях возникает необходимость использования и другой более мощной транспортно-доставочной инфраструктуры региона или провинции. Для этого предлагаемая система дополнительно снабжается промежуточными терминалами 9 (фиг.3 и 4), сооружаемыми в наиболее подходящих местах для каждого конкретного случая отработки месторождения между последним и далее на пути до потенциальных потребителей ПНГ, включая и газоперерабатывающие заводы 6 или 7 соответственно. Работа системы в остальном же остается аналогичной описанному в выше рассмотренных примерах.
1
m+1
1
m+1
m+2
Пример 6. Пусть по тем или иным соображениям при отработке нефтяного месторождения требуется осуществлять работу системы утилизации ПНГ только в так называемом летнем (обозначенном выше) режиме эксплуатации, при котором на пунктах сепарации нефти нефтяного промысла гидратизаторы попутного нефтяного газа не 2…2 не устанавливаются, а доставка ПНГ к промежуточным пунктам аккумулирования и хранения 9 производится с помощью газобаллонного подвижного состава устройств трубопроводно-контейнерного пневмотранспорта 4…4. В этом случае на промежуточных пунктах аккумулирования и хранения 9 дополнительно устанавливают гидратизаторы ПНГ 2, обеспечивающие «упаковку» доставляемых сюда продуктов сепарации нефти со всего месторождения в газогидратное состояние, а также возможность значительного аккумулирования (накопления) и длительного хранения ПНГ, с целью максимально возможного приспособления бизнеса по утилизации ПНГ к возможностям газоперерабатывающих мощностей и звеньев, а также к текущей конъюнктуре рынка использования ПНГ.
Пример 7. Создавая те или иные (соответствующие) комбинации вариантов реализации и режимов работы, с помощью предлагаемой системы утилизации и существующей нефтегазовой инфраструктуры можно обеспечивать комплексную отработку месторождений углеводородного топлива, т.е. одновременный и «параллельный» сбор и доставку к местам переработки и использования всего спектра углеводородного сырья (нефти, ПНГ, газа и газового конденсата), путем отработки всех типов нефтегазовых месторождений (от нефтяных до чисто газовых), что крайне важно для основных нефтегазовых провинций и всего нефтегазового комплекса России.
В целом предлагаемая система утилизации продуктов отработки нефтегазовых месторождений (нефти и/или природного газа и/или ПНГ) в зависимости от имеющихся условий ведения бизнеса, а также в зависимости от текущей рыночной ситуации и применительно к каждому конкретному региону, нефтегазовой провинции или месторождению углеводородного сырья может обеспечивать дальнейшее повышение эффективности их эксплуатации и ведения нефтегазового бизнеса.
Источники информации
1. Коршак А.А. и др. Основы нефтегазового дела. Издательство «Дизайн ПолиграфСервис», Уфа, 2002, 543 с.
2. Природный газ. Коллектив авторов под руководством д-ра техн. наук М.М.Пенькова и канд. техн. наук С.Ю.Пирогова. Изд-во «Профессионал», С-Пб., 2006, 1000 с.
3. Территория СПГ: вступление России. Национальный отраслевой журнал «Нефтегазовая вертикаль», 18/05, с.60-62.
4. Виноградова О. Сахалинская мышеловка. «Нефтегазовая вертикаль», 01/05; Каржуабаев А. и др. Иностранные инвестиции: состояние и перспективы. «Нефтегазовая вертикаль», 03/07.
5. Патент РФ №2200727. Способ транспортирования или хранения гидратов газов.
6. Патент РФ №2198285. Способ добычи и транспорта природного газа из газовых и газогидратных морских месторождений - «Цветы и пчелы».
7. Патент РФ №2319083. Способ переработки газа при разработке нефтегазовых месторождений и комплекс оборудования для его осуществления (прототип).