система утилизации и использования попутного нефтяного газа

Формула изобретения

Система утилизации и использования попутного нефтяного газа (ПНГ), включающая 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, отличающаяся тем, что, с целью повышения экономической эффективности отработки нефтегазовых месторождений в экстремальных климатических условиях эксплуатации месторождений, 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 и 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» - газовожидкостных, режимов утилизации и транспортирования ПНГ на газоперерабатывающие заводы.

Описание изобретения к патенту

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.

Предлагаемая система показана на фигурах 1-4. На фиг.1 изображены: 1₁ 1_m - дожимные насосные станции (ДНС) нефтяного промысла; 2₁ 2_m+1 - газогидратные реакторы (гидратизаторы ПНГ); 3 - центральный пункт сбора и подготовки нефти (ЦПС нефтепромысла); 4₁ 4_m+1 - трубопроводно-контейнерные пневмотранспортные устройства непрерывного (кольцевого) типа или циклического действия (однотрубные); 5₁ 5_m+1 - 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 8₁ 8_n - 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.

Предлагаемая система утилизации и использования ПНГ выполнена следующим образом (фиг.1). На каждой из дожимных насосных станций (ДНС) 1₁ 1_m установлены соответственно газогидратные реакторы (гидратизаторы ПНГ) 2₁ 2_m, 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 4₁ 4_m, 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_m+1 и газонаполнительные установки 5_m+1, 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 _m+1 подключен к промысловому (корпоративному) газоперерабатывающему предприятию 6. Каждая из газонаполнительных установок 5₁ 5_m+1 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.

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 8₁ 8_n. Каждая из этих подсистем через соответствующую трубопроводно-контейнерную пневмотранспортную установку 4 _m+1 связана с ГПЗ большой мощности 7.

В целом по производительности трубопроводно-контейнерные пневмотранспортные установки 4_m+1 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 1₁ 1_m.

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_m+2.

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 2₁ 2_m+1 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 ₁ 5_m+1 и использование в трубопроводно-контейнерных установках пневмотранспорта 4₁ 4_m+1 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.

Пример 1. Пусть разрабатываемое нефтяное месторождение имеет в работе на нефтепромысле ряд дожимных насосных станций (ДНС) 1₁ 1_m 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 2₁ 2_m 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 4₁ 4_m. 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_m+1 превращается в насыпной груз в виде газогидратов, которые вместе с газогидратами первой ступени сепарации нефти на ДНС подаются дальше устройством трубопроводно-контейнерного пневмотранспорта 4_m+1 на нефтепромысловый (корпоративный) газоперерабатывающий завод (ГПЗ) 6 для газохимической переработки, как ценнейшего ресурса (исходного сырья) для глубокой переработки и использования ПНГ.

При наступлении летнего периода в эксплуатации нефтяного месторождения систему утилизации переводят в летний режим работы. Для этого гидратизаторы ПНГ 2₁ 2_m+1 останавливают, а в устройствах пневмотранспорта 4₁ 4_m+1 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 5₁ 5_m+1. В результате этого в летний период времени утилизация ПНГ на нефтепромысле и его доставка на газоперерабатывающий завод 6 производится устройствами пневмотранспорта 4₁ 4_m+1 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 2₁ 2_m+1), 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.

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 2₁ 2_m 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 8₁ 8_n, 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.

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 ₁ 4_m+1 (фиг.1) вводят в работу еще один вид подвижного состава в виде доставочных контейнеров - нефтяных танков, а определенные газонаполнительные установки 5₁ 5_m+1 выполняют с обеспечением функций по наливу танков нефтью. При этом соответствующие дожимные насосные станции (ДНС) 1₁ 1_m 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 4₁ 4_m+1. 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.

Пример 4. Предлагаемая система утилизации эффективно может использоваться и для отработки газовых, а также газоконденсатных месторождений. В этом случае станции 1₁ 1_m 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 5₁ 5_m, наделенными функциями наполнения газовым конденсатом контейнерных наливных нефтяных (жидкостных) танков устройств ТКПТ 4₁ 4_m. 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.

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 2₁ 2_m+1 не устанавливаются, а доставка ПНГ к промежуточным пунктам аккумулирования и хранения 9 производится с помощью газобаллонного подвижного состава устройств трубопроводно-контейнерного пневмотранспорта 4₁ 4_m+1. В этом случае на промежуточных пунктах аккумулирования и хранения 9 дополнительно устанавливают гидратизаторы ПНГ 2_m+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).