Перспективы применения распределенного компримирования в промысловых системах добычи газа

УДК 622.279.6

М.А. Воронцов, А.А. Ротов, И.В. Марущенко, Е.М. Лаптев

Перспективы применения распределенного компримирования в промысловых системах добычи газа

Ключевые слова:

распределенное

компримирование,

мобильные

компрессорные

установки,

промысловые

технологические

системы.

Keywords:

distributed compression, mobile compression units,

field process systems.

Продление периода рентабельности добычи на месторождениях, находящихся на завершающем этапе разработки, в настоящее время входит в перечень актуальных научно-технических задач ОАО «Газпром» [1]. В частности, это может быть обеспечено за счет интенсификации добычи в результате применения мобильных компрессорных установок (МКУ). Увеличение объемов добычи газа достигается увеличением отборов из истощенных скважин при подключении МКУ к газосборной сети (ГСС). При размещении установок в непосредственной близости к устью скважин их также называют устьевыми МКУ Это позволяет увеличить пропускную способность шлейфов, снизить устьевые давления и, как следствие, увеличить дебиты скважин.

В США с 1970-х гг. МКУ применяли операторы малодебитных газовых скважин при разработке истощенных месторождений [2, 3]. В настоящее время подобные решения успешно используются в Канаде, Нидерландах, при разработке ряда месторождений США и Камеруна [4-7].

Компания VICO применяет МКУ для интенсификации добычи из истощенной газовой залежи месторождения в Восточном Калимантане (Индонезия), где около 60 % объемов добываемого газа приходится на газ из истощенных коллекторов, и мобильными устьевыми компрессорами оборудовано 19 скважин [4]. Компания Conoco Phillips с 2003 г. применяет устьевые компрессоры на месторождении Lobo (Техас), сейчас там установлено более 40 МКУ [5]. На месторождении Бхит (Пакистан) после естественного истощения газовой залежи МКУ установили на десяти добывающих газовых скважинах [6].

Перспективность использования аналогичных систем компримирования газа на промыслах обосновывалась также в работах отечественных специалистов [8, 9]. Однако в практике отечественной газовой промышленности они пока не нашли широкого применения. Отчасти это обусловлено тем, что только сейчас появились условия для их внедрения, когда крупные месторождения перешли в стадию падающей добычи.

В настоящее время осуществляется опытная эксплуатация промысла с устьевыми МКУ на Вынгапуровском месторождении, где в 2011 г. произведен ввод двух установок: МКУ-450 производства Siemens Nederland N.V и МКУ-1000 производства ООО «ГЕА Грассо рефрижерейшн». По результатам эксплуатации планируется сделать вывод о целесообразности использования данной технологии на других месторождениях ОАО «Газпром» [10, 11].

В случае применения устьевых МКУ на промысле реализуется распределенная схема компримирования (рис. 1) - осуществляется предварительное сжатие потоков природного газа в отдельных шлейфах ГСС или на устьях отдельных скважин, после чего суммарный поток компримируют на дожимной компрессорной станции (ДКС).

В отечественной газовой промышленности отсутствует опыт применения распределенного компримирования газа на промысле, в то время как для таких систем характерны ряд особенностей, которые необходимо учитывать при принятии решения о целесообразности их использования на этапах проектирования и эксплуатации.

Отметим, что распределенные схемы будут безальтернативным техническим решением при обустройстве морских месторождений в случае применения подводных компрессорных модулей.

Газ на УКПГ

Газ со скважин

Рис. 1. Схема распределенного компримирования газа на промысле: Рк _ давление компримированного газа; Ру1, Ру2, Ру1 - давление на устьях скважин; Рп_ 1, Рп _ давление на шлейфах ГСС; АРМКУ_ДКС), АРу_ДКС) _ перепад давлений между МКУ и ДКС, устьем и ДКС соответственно; гДКС, гМКУ _ отношение давлений компрессорного оборудования на МКУ и ДКС соответственно

Достоинства и недостатки распределенного компримирования

Наряду с увеличением объемов добычи газа распределенное компримирование обладает рядом таких технологических преимуществ, как:

1) снижение негативных последствий накопления жидкости в промысловых системах сбора газа и, как следствие, улучшение условий работы скважин;

2) снижение гидродинамических потерь в промысловых трубопроводах за счет увеличения уровня эксплуатационных давлений;

3) более гибкое регулирование режимов работы ДКС, что позволит обеспечивать условия эффективной загрузки газоперекачивающих агрегатов (ГПА);

4) возможность управления разработкой отдельных зон газовой залежи и рационального использования энергии пластового давления.

Уровень энергопотребления промыслового компрессорного оборудования определяется как его эффективностью, так и внешними параметрами - отношением давлений на выходе ДКС и на устье скважин (г, = Рк/Ру), гидравлическими потерями в ГСС (АР). Поэтому распределенная схема также позволяет повысить и энергоэффективность процесса компримирования. Результаты оценки показали, что энергоемкость распределенного компримирования меньше, чем централизованного при Г1 > 7,0-8,0 на 1,07,0 %, в зависимости от типа применяемых компрессорных машин и распределения суммарной степени сжатия между МКУ и ДКС (рис. 2) [12]. Снижение энергетических затрат на комприми-

рование позволяет снизить удельный расход топливного газа (на единицу производительности) до 0,8-6,0 % при обеспечении эффективной загрузки приводов компрессорного оборудования.

Результаты расчетных исследований, представленные на рис. 2, могут быть использованы при оперативном регулировании распределенных систем для локальной оптимизации по величине энергетических затрат на отдельно взятом режиме работы. Регулирующим параметром является распределение суммарной степени сжатия между МКУ и ДКС.

Наряду с перечисленными преимуществами существуют сложности, с которыми в настоящее время сопряжено применение распределенных схем:

1) усложнение технологической схемы промысла и, как следствие, более высокие требования к согласованию параметров элементов промысловых технологических систем «устье скважин - МКУ - ГСС - ДКС - УКПГ - ГКС»;

2) повышенные требования к надежности оборудования устьевых МКУ, на которые подается «неосушенный» газ, прошедший только предварительную подготовку и очистку;

3) отсутствие опыта эксплуатации таких схем в газовой промышленности России, а также нормативных документов и рекомендаций для проектирования;

4) экономические риски применения МКУ вследствие дополнительных затрат на их ввод и эксплуатацию.

98,0

97,5

97,0

96,5

96,0

= 0,95

0,90

0,85 0,80

0,75

0,70 0,65

1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 Отношение давлений в устьевых МКУ

а

103 102 101 100 99 98 97 96 95

г,: = 5,0

/ /

/ / / 6,0

/ 7,0

8,0 10,0

12,0 15,0 18,0 20,0

1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0 2,2 2,4 2,6 2,! Отношение давлений в устьевых МКУ б

102 101 100 99 98 97 96 95 94

= 7,0

у ✓ 8,0

9,0 10,0

12,0

15,0 20,0

18,0

106 104 102 100 98 96 94 92

\ = 5,0

\\ / / 6,0

и\ % 7,0

8,0 10,0

12,0

15,0  '18,0

20,0

1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 Отношение давлений в устьевых МКУ

1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 Отношение давлений в устьевых МКУ

Рис. 2. Мощность компрессорного оборудования при распределенном компримировании, отнесенная к мощности, затрачиваемой при централизованном компримировании, Л^. ДКС оснащена газотурбинными ГПА с односекционными центробежными компрессорами

Оснащение МКУ

Надежность работы распределенной схемы в значительной степени определяется надежностью работы компрессорных установок, особенно с учетом того, что в МКУ компримируют газ, прошедший только предварительную подготовку, и в нем возможно наличие тяжелых фракций, конденсирующихся в процессе сжатия, парафинов и абразивных частиц.

Из сравнения рабочих характеристик (рис. 3) и показателей надежности различных типов компрессоров (центробежных, поршневых, винтовых) следует, что наиболее целесообразно использовать для оснащения устьевых

МКУ винтовой компрессор. Этот тип компрессорных машин характеризуется:

• высокими показателями надежности [13];

• низкой чувствительностью к попаданию многофазных смесей в проточную часть [13, 14];

• возможностью работы в широком диапазоне изменения отношения давлений и производительности (100-10 %) [13-15].

Важно отметить, что отечественные машиностроительные предприятия обладают опытом изготовления МКУ с винтовыми компрессорами для сжатия низконапорного некондици-

2,0

х =

ч -

о «

К

X -

к

ч

Е

о

X

н О

1,6

1,4

1,2

1,0

0,8 --

КПД -

Отнош ;ние давлен! й ^^^

0,6

винтовые компрессоры осевые компрессоры ЦБК

1,1

1,0

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1

Объемный расход на входе

1,2

1,3

Рис. 3. Характеристики центробежных, осевых и винтовых компрессоров при номинальной частоте вращения

онного газа [15, 16], и существует возможность применения отечественного компрессорного оборудования для реализации схем распределенного компримирования.

Как отмечалось, на Вынгапуровском месторождении устьевые МКУ оснащены винтовым компрессором и электродвигателем [10, 11]. В общем случае выбор привода МКУ должен осуществляться с учетом специфики объекта применения и по результатам технико-экономического анализа. Тогда справедливы принципы, разработанные для КС МГ [17, 18]: электропривод характеризуется высокими показателями надежности и экологичности, но требует наличия дешевого и доступного источника электроэнергии; тепловой двигатель более автономен с точки зрения энергообеспечения, но требует и более частого технического обслуживания.

Экономическая эффективность

Положительный экономический эффект при использовании распределенной схемы компри-мирования на промысле обеспечивается следующими факторами [2, 11, 19]:

• увеличением добычи газа и/или газового конденсата (за счет увеличения дебита и коэффициента эксплуатации скважин);

• сокращением объемов газа, используемого на газлифт;

• снижением энергетической составляющей эксплуатационных затрат;

• увеличением конечного коэффициента извлечения углеводородов.

Однако перечисленные преимущества в некоторых случаях нивелируются за счет дополнительных капитальных вложений на покупку и ввод МКУ, строительство специализированных площадок, узлов подключения к ГСС, системы энергообеспечения, а также увеличения некоторых статей эксплуатационных затрат, связанных с вводом МКУ, в том числе и возрастания потребности в персонале для обслуживания установок и их инфраструктуры.

Экономическая эффективность использования МКУ рассмотрена на примере гипотетического промыслового объекта, состоящего из пяти кустов и пяти шлейфов, подающих газ на ДКС, где газ в свою очередь компримируется до давления Рк = 80 ата.

Рассмотрены два варианта применения устьевых МКУ:

1) для поддержания объемов добычи в условиях интенсивного снижения пластового давления на одном из пяти кустов;

2) интенсификации отборов по пяти одинаковым кустам.

В первом случае экономический эффект обусловлен только снижением удельного расхода топливного газа, во втором - также и увеличением товарной продукции.

Характеристики элементов рассматриваемой технологической системы «устье -

30

25

20

15

' ~~ — — . ^

S _ N N 1

-- Давление, ата: в конце шлейфа с устьевым компрессором, е = 1,27 в конце шлейфа — — без устьевых компрессоров на входе в ДКС --1-1-

N \ N N \

> 1 > > \ \ \\

10 --

5 --

60

50

180 218 100 150 200 250

Объем добычи (отбор), тыс. ст. м3/сут

а

300

350

ill Давление, ата: в конце шлейфа с устьевым компрессором, е = 1,7 в конце шлейфа с устьевым компрессором, е = 2,5 в конце шлейфа без устьевых компрессоров на входе в ДКС

1 1

1 \

> f \ \ \ 1 \ ' ♦ 1 1 1 1 1 V

50 --

40 --

30

20

10

50

212

100 150 200 250

Объем добычи (отбор), тыс. ст. м3/сут

262

302 300

350

б

Рис. 4. Характеристики работы ДКС и ГСС до и после ввода устьевых МКУ: а - снижение давления на одном из пяти кустов; б - интенсификация отборов по всем пяти кустам

0

0

0

0

МКУ - ГСС - ДКС» до и после ввода устьевых МКУ для обоих вариантов представлены на рис. 4. Пересечение характеристик ДКС и ГСС определяет максимально возможный отбор с учетом возможностей наземного оборудования [20].

В первом случае (рис. 4а) на базовом (проектном) режиме расход шлейфа составляет 218 тыс. ст. м3/сут, при снижении пластового давления на 5 % (пунктирная линия) он снизится до 180 тыс. ст. м3/сут. При этом вследствие

снижения потоков высоконапорных и «просевшего» шлейфов также снизится входное давление ДКС и увеличится расход топливного газа на 1,5-2,0 % (таблица). Установка одной КУ со степенью сжатия 1,27 позволит поддержать проектные значения производительности и давления на входе ДКС.

Во втором случае рассматриваются варианты интенсификации добычи (рис. 4б) относительно базового режима с 218 до 262 и 302 тыс. ст. м3/сут за счет установки устьевых

МКУ со степенями сжатия 1,7 и 2,5 соответственно.

Расчет показателей экономической эффективности при использовании распределенного компримирования проведен по принципу «с проектом - без проекта». В варианте «без проекта» рассматривалась работа ДКС без использования МКУ, в варианте «с проектом» - производственная деятельность с учетом затрат на ввод и эксплуатацию МКУ.

Расчеты выполнены в соответствии с общепринятыми в международной практике подходами на основе действующих нормативно-методических документов [21, 22]. При расчете показателей экономической эффективности приняты следующие параметры экономической среды:

• расчетный период равен установленному сроку эксплуатации введенного оборудования (т.е. до полной его амортизации); горизонт расчета - 16 лет; шаг равен одному году; рас-

четы выполнены в млн руб., уплата и возврат НДС учитываются при формировании денежного потока; источник финансирования - собственные средства заказчика;

• ставка налога на прибыль принята в размере 20 %;

• ставка налога на имущество - 2,2 %;

• ставка налога на добычу полезных ископаемых в 2013 г. - 622 руб./тыс. м3; в 2014 г. - 700 руб./тыс. м3; в 2015 г. и далее -788 руб./тыс. м3;

• ставка дисконтирования - 10 %, что отражает реальную годовую доходность альтернативных инвестиций.

Результаты данного расчета показали, что при принятых экономических условиях использование устьевых МКУ экономически целесообразно в случае интенсификации объемов добычи. При этом рост показателей экономической эффективности напрямую не зависит от увеличения уровня отборов - рентабельность

Результаты расчета показателей экономической эффективности

Показатель Варианты

1 2а 2б

Количество устьевых МКУ, шт.

Единичная мощность МКУ (кВт)/отношение давлений в МКУ 200,0/1,27 200,0/1,7 400,0 / 2,5

Расход топливного газа по устьевым МКУ, тыс. м3/сут 0,50 6,89 14,41

Расход топливного газа ДКС «с проектом»/«без проекта», тыс. м3/сут 1236,39/1255,47 1021,02/1236,39 1002,58/1236,39

Производительность ДКС «с проектом»/«без проекта», млн м3/сут 60,0/59,82 61,1/60,0 61,3/60,0

Капитальные вложения (с НДС) за расчетный период, млн руб. 100,0 500,0 500,0

Амортизация, млн руб. 85,0 424,0 424,0

Изменение эксплуатационных затрат («с проектом»/«без проекта») за расчетный период, млн руб., в том числе: 630,0 2947 3716

• расход топливного газа устьевых МКУ 5 64 133

• расход топливного газа ДКС -177 -1993 -2163

• прочие затраты (ремонты и техобслуживание) 31 165 179

• налог на добычу полезных ископаемых 771 4710 5567

Изменение дохода от реализации газа («с проектом»/«без проекта») за расчетный период, млн руб., в том числе: 510,5 3119,7 3686,9

• производительность ДКС, млн м3/сут 2,7 16,5 19,5

Чистый доход, млн руб. -78,8 718,2 568,5

Чистый дисконтированный доход, млн руб. -82,4 154,5 81,1

Внутренняя норма доходности, % - 15,9 13,2

Срок окупаемости (без учета дисконтирования), лет Нет 7,5 8,7

Срок окупаемости (с учетом дисконтирования), лет Нет 10,4 12,3

Индекс доходности 0,18 1,31 1,16

варианта 2б ниже, чем 2а (см. таблицу). Поэтому оптимальные параметры распределенной системы компримирования в каждом случае требуют отдельного обоснования с учетом особенностей объекта.

Повысить экономическую привлекательность распределенных схем возможно в результате:

1) сокращения (исключения) затрат на реконструкцию основной ДКС при вводе МКУ (на переоснащение газовых компрессоров, ввод дополнительных компрессорных цехов);

2) обеспечения автономности их работы, снижая потребность в техническом обслуживании при сохранении высокого уровня надежности;

3) оптимизации существующих технологических схем, в том числе обеспечения возможности переключения различных шлейфов на вход МКУ;

4) повторного применения МКУ Оборудование, высвобождающееся по мере снижения объемов добычи, можно использовать на других добычных объектах, УКПГ, месторождениях ОАО «Газпром» [19].

В общем случае увеличение объемов добычи возможно при условии обеспечения устойчивого прироста дебитов скважин, отсутствия «узких» мест в промысловой технологической системе «скважины - МКУ - ГСС - ДКС», ограничивающих ее производительность, надежной работы МКУ Поэтому в ходе технико-экономического обоснования применения распределенных схем необходимо:

1) выполнить оценку потенциала увеличения газоотдачи и увеличения дебитов скважин исходя из уровня запасов, свойств пласта и технического состояния скважин;

2) согласовать рабочие характеристики элементов данной технологической системы для исключения «узких» мест, ограничивающих промысловую систему по производительности.

Для корректного согласования характеристик промысловых объектов и параметров МКУ потребуется осуществление технолого-математического моделирования промысла как единой геолого-технологической системы в возможном диапазоне изменения показателей эксплуатации. Это позволит разработать обоснованные требования на разработку компрессорного оборудования, определить скважины, оснащаемые МКУ, и места их установки в существующей ГСС.

Распределенное компримирование газа на промысле позволяет увеличить добычу газа и конденсата, улучшить работу шлейфов ГСС и скважин, снизить гидравлические потери на участке «устье скважин - вход в ДКС» и энергозатраты на 5-7 % по сравнению с централизованной схемой. Также распределенные схемы позволяют осуществлять более гибкое регулирование промысла и эффективное использование энергии пластового давления газа.

Однако при этом усложняется технологическая схема промысла и повышаются требования к согласованию характеристик элементов промысловой технологической системы «пласт - скважины - МКУ - ГСС - ДКС» (в перспективе - «пласт - скважины - МКУ -ГСС - ДКС - УКПГ - головная КС»).

Процесс принятия решения о целесообразности перехода на распределенную схему может быть упрощен в случае построения комплексной геолого-технологической модели промысла. В результате такого моделирования будут определены скважины для оснащения устьевыми компрессорами, возможное увеличение добычи углеводородов, места «врезки» МКУ в существующую ГСС и технологические требования к МКУ.

Для оснащения устьевых МКУ наиболее подходят винтовые компрессорные машины. Отечественное машиностроение обладает опытом их создания и поставки на объекты нефтяной и газовой промышленности. Выбор типа привода является отдельной технико-экономической задачей. Можно предположить, что электропривод может стать предпочтительным в случае длительного периода применения МКУ, так как позволит снизить потребность в техническом обслуживании. При непродолжительном использовании МКУ может оказаться целесообразным применение газового двигателя.

В настоящее время в ОАО «Газпром» прорабатываются вопросы внедрения такого рода оборудования как на газовых промыслах, уже находящихся в эксплуатации, так и на планируемых к вовлечению в разработку месторождениях.

Для получения обоснованного ответа о целесообразности применения распределенного компримирования потребуется пересмотреть существующие проекты разработки для большого количества месторождений. Это длительные и дорогостоящие работы. Альтернативным и более быстрым способом является

технико-экономическое исследование системы «скважина - МКУ - шлейф ГСС - ДКС» для различного уровня отборов, диаметров и длин шлейфов. Это позволит сделать основные обобщенные выводы об экономической целесообразности применения распределенного комприми-рования в зависимости от конструктивных параметров и протяженности ГСС.

Основным условием обеспечения экономической эффективности использования распределенных схем является увеличение объемов добычи. Это может быть обеспечено при наличии соответствующих геолого-промысловых условий, отсутствии (исключении) «узких» мест в промысловой системе, при надежной работе МКУ Для определения потенциала увеличения добычи потребуется расчет показателей разработки месторождения с применением геолого-технологической модели для вариантов с применением МКУ.

Экономическая привлекательность применения МКУ возрастает, если существует возможность их повторного применения, поэтому целесообразно разработать процедуру, опреде-

Список литературы

1. Калинкин А.В. Реализация основных положений Концепции разработки месторождений углеводородов на завершающей стадии / А.В. Калинкин, Д.В. Люгай, Ф.Р. Билалов // Газовая промышленность. - 2012. - № 4. - С. 20-21.

2. Rooney M.J. Small compressor units successfully field-tested / M.J. Rooney // Oil and Gas Journal. -1975. - № 73 (34). - P. 81-83.

3. Bode D.H. Small wellhead compressor packages finding popularity / D.H. Bode // Diesel progress North American. - 1985. - № 51 (12). - P. 24-25.

4. Enhancing Recoverable Reserves in Mature Fields. - http://www.iatmi.or.id/assets/bulletin/ pdf/2008/2008-24.pdf (проверено 10.03.2014 г.).

5. Harms L.K. Wellhead compression on tight gas wells in the long run: a follow-up case history on seven years of success in lobo / L.K. Harms // Tight Gas Completions Conference. - 2010.

6. Wellhead gas compression maximizes gas feed to Pakistan gas plant. - http://www.ogj.com/articles/ print/volume-109/issue-14/drilling-production/ wellhead-gas-compression-maximizes-gas-feed-to-pakistan.html (проверено 10.03.2014 г.).

7. Behl N. Improved production in low-pressure gas wells by installing wellsite compressors / N. Behl, K.E. Kiser, J. Ryan // SPE Gas Technology Symposium. - 2006.

ляющую порядок перераспределения технологического оборудования между добывающими дочерними организациями.

В дальнейшем представляется целесообразным рассматривать распределенные схемы компримирования уже на этапе проектирования разработки новых месторождений. Предполагается следующая схема технологического развития промысловых систем: в начале компрессорного периода эксплуатации месторождения осуществляется ввод ДКС и последующее увеличение ее напора, после чего вводятся устьевые МКУ, на которых компримируется газ, поступающий с групп скважин перед подачей на станцию. Год ввода МКУ является оптимизационным параметром и определяется в результате проведения технико-экономического анализа.

Приведенные в настоящей статье результаты также могут представлять интерес и для специалистов, занимающихся вопросами подводного обустройства морских месторождений, при рассмотрении технологии подводного компримирования.

8. Морозов П. А. Исследование работы ДКС при разработке газовых и газоконденсатных месторождений / П.А. Морозов, И.С. Тышляр // Газовая промышленность. - 1976. - № 1 (2). -С. 49-51.

9. Царегородцев В.И. Использование винтовых компрессоров на промысловых ДКС /

В.И. Царегородцев, А.И. Ширковский // Газовая промышленность. - 1981. - № 11. - С. 34-35.

10. На Вынгапуре прошли испытания мобильной компрессорной установки // Ноябрьский газовик. - 2011. - № 7. - С. 4.

11. Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата // Мат. засед. секции НТС ОАО «Газпром». - М.: ИРЦ Газпром, 2008. -176 с.

12. Воронцов М.А. Энергоэффективность компримирования природного газа на промысле при неравномерности показателей эксплуатации основного газоперекачивающего оборудования: дис. ... канд. техн. наук / М.А. Воронцов. - М., 2013. - С. 155.

13. Dipl.-Ing. Klaus Lelgmann (MAN Turbo) Process-gas screw compressors (dry type) compared with reciprocating -, oil flooded screw-and centrifugal compressors. - http://www. mandieselturbo.de/files/news/filesof12079/921e. pdf (проверено 11.05.2014 г.).

14. Сакун И.А. Винтовые компрессоры /

И. А. Сакун // Машиностроение. - 1970. - 400 с.

15. Еранов А.П. Развитие отечественного винтового компрессоростроения. Вехи

и достижения / А.П. Еранов, Ю.А. Паранин, И.Г. Хисамеев // Компрессорная техника и пневматика. - № 5. - 2008. - С. 8-12.

16. Паранин Ю.А. Винтовые компрессорные установки нового поколения / Ю.А. Паранин, М.Д. Садыков, Р.Р. Якупов и др. // Труды XV Междунар. науч.-техн. конф. по компрессорной технике. - Т. 1. - Казань: Слово, 2011. - С. 112-117.

17. Павленко П.П. Выбор привода для компрессорных установок / П.П. Павленко, П.С. Кунина, А.В. Лебедь // Газовая промышленность. - 2003. - № 8. - С. 71-74.

18. Щуровский В.А. Выбор энергопривода для компрессорных станций магистральных газопроводов / В. А. Щуровский // Газовая промышленность. - 2005. - № 11. - С. 23-26.

References

1. Kalinkin A.V. Implementation of basic provisions of the concept of hydrocarbon field development at the final stage / A.V. Kalinkin, D.V. Lyugay, F.R. Bilalov // Gas Industry. - 2012. - № 4. -

P. 20-21.

2. Rooney M.J. Small compressor units successfully field-tested / M.J. Rooney // Oil and Gas Journal. -1975. - № 73 (34). - P. 81-83.

3. Bode D.H. Small wellhead compressor packages finding popularity / D.H. Bode // Diesel progress North American. - 1985. - № 51 (12). - P. 24-25.

4. Enhancing recoverable reserves in mature fields. - http://www.iatmi.or.id/assets/bulletin/ pdf/2008/2008-24.pdf (verified on 10.03.2014);

5. Harms L.K. Wellhead compression on tight gas wells in the long run: a follow-up case history on seven years of success in lobo / L.K. Harms // Tight Gas Completions Conference. - 2010.

6. Wellhead gas compression maximizes gas feed to Pakistan gas plant. - http://www.ogj.com/articles/ print/volume-109/issue-14/drilling-production/ wellhead-gas-compression-maximizes-gas-feed-to-pakistan.html

7. Behl N. Improved production in low-pressure gas wells by installing wellsite compressors / N. Behl, K.E. Kiser, J. Ryan // SPE Gas Technology Symposium. - 2006.

8. Morozov P.A. Study of the work of booster compressor stations during gas and gas condensate field development / P.A. Morozov, I.S. Tyshlyar // Gas Industry. - 1976. - № 1(2). - P. 49-51.

19. Лаптев Е.М. Технические и технологические решения по оптимизации работы газосборной сети месторождений Вуктыльской

группы / Е.М. Лаптев, О.Ю. Коновальчук // Рассохинские чтения: сб. науч. тр. - Ухта: Ухт. гос. техн. ун-т. - С. 111-112.

20. СТО Газпром 2-3.3-164-2007. Методика по составлению технологического режима работы промысла (УКПГ) с расчетом технологических параметров от пласта до входа в ГКС.

21. Косов В.В. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов / В.В. Косов, В.Н. Лившиц,

А. Г. Шахназаров.

22. Методика оценки экономической эффективности инвестиционных проектов в форме капитальных вложений (утв. и. о. Председателя Правления ОАО «Газпром» С.Ф. Хомяковым

от 09.09.2009 г. № 01/07-99).

9. Tsaregorodtsev V.I. Use of screw compressors at field booster compressor stations /

V.I. Tsaregorodtsev, A.I. Shirkovsky // Gas Industry. - 1981. - № 11. - P. 34-35.

10. A mobile compressor unit was tested at Vyngapur // Noyabrsky gazovik. - 2011. - № 7. -P. 4.

11. Gas and gas condensate production and field preparation // Proceedings of the meeting of the Gazprom JSC Scientific Technical Council section. - Moscow: IRTs Gazprom, 2008. - 176 p.

12. Vorontsov M.A. Energy efficiency of natural gas compression at the field in the conditions of inequality of main gas compression equipment operation indicators: thesis... of the candidate of engineering / M.A. Vorontsov. - Moscow, 2013. -P. 155.

13. Dipl.-Ing. Klaus Lelgmann (MAN Turbo) Process-gas screw compressors (dry type) compared with reciprocating -, oil flooded screw- and centrifugal compressors. - http://www.mandieselturbo.de/ files/news/filesof12079/921e.pdf (verified on 11.05.2014).

14. Sakun I.A. Screw compressors / I.A. Sakun // Engineering. - 1970. - 400 p.

15. Yeranov A.P. Development of native screw compressor building. milestones and achievements / A.P. Yeranov, Yu.A. Paranin, I.G. Khisameyev // Compressor Machinery and Pneumatics. - № 5. - 2008. - P. 8-12.

16. Paranin Yu.A. Screw compressor units of new 20, generation / Yu.A. Paranin, M.D. Sadykov,

R.R. Yakupov et al. // Proceedings of XV International technical conference on compressor machinery. - V. 1. - Kazan: Slovo, 2011. - P. 112-117.

17. Pavlenko P.P. Drive selection for compressor units / P.P. Pavlenko, P.S. Kunina, A.V. Lebed //

Gas Industry. - 2003. - № 8. - P. 71-74. 22

18. Schurovskiy V.A. Selection of energy drive for compressor stations of trunk gas pipelines / V.A. Schurovskiy // Gas Industry. - 2005. -№ 11. - P. 23-26.

19. Laptev E.M. Technical and process solutions for optimization of the work of the gas-collecting system at the Vuktylskaya group fields / E.M. Laptev, O.Yu. Konovalchuk // Rassokhinskiye chteniya: Collection of scientific papers - Ukhta: Ukhta State Technical University - P. 111-112.

STO Gazprom 2-3.3-164-2007. Methodology of development of the field process work mode (gas processing facility) taking into account process parameters from the reservoir to main compressor station inlet.

Kosov V.V. Methodological recommendations for evaluation of investment project efficiency / V.V. Kosov, V.N. Livshits, A.G. Shakhnazarov.

Methodology of evaluation of investment project economic efficiency in the form of capital investments (approved by the Acting CEO of Gazprom JSC S.F. Khomyakov dated 09.09.2009 № 01/07-99).