Рациональное использование ПНГ
Соложенкина Е.К., Федоткина О.С., Кожин В.Н., Демин С.В., Гилаев Г.Г., Стародумов В.В., Середа И.А.

ООО «СамараНИПИнефть»
Кубанский государственный технологический университет
АО «Самаранефтегаз»,
ПАО «НК «Роснефть»
В статье отражены вопросы обеспечения рационального использования попутного нефтяного газа на примере месторождений Самарской области. Показано, что добыча попутного нефтяного газа и его переработка в данном регионе имеет специфику, связанную с составом добываемого газа и недостаточностью мощностей принимающих заводов.
Скомпонован комплексный подход, позволяющий соотносить компонентный состав попутно добываемого газа с объемами его добычи по объектам разработки. Создана методика расчета содержания кислых газов на площадных объектах наземного обустройства. Данная методика позволяет сделать процесс добычи попутного нефтяного газа надлежащего качества более управляемым для нефтедобывающего предприятия и обеспечить максимальный прием попутного нефтяного газа на заводах.
Введение
АО «Самаранефтегаз» разрабатывает нефтяные месторождения Самарской области более 80 лет — с 1939 г. На протяжении длительного периода освоения региона были открыты и введены в разработку более 200 нефтяных месторождений. Основная доля месторождений была открыта и введена в разработку в конце 50-х годов ХХ века. И на сегодняшний день большая часть высокопродуктивных объектов выработана более чем на 70–80 %.

В настоящее время процессы нефтедобычи характеризуются ухудшением качества запасов в целом: высокая выработанность старых месторождений, открытие месторождений, удаленных от объектов инфраструктуры, открытие мелких месторождений и залежей на крупных месторождениях с ухудшенными свойствами нефти и растворенного газа, с меньшим содержанием углеводородных газов, с высоким содержанием сероводорода и углекислого газа.

Однако, несмотря на вышеприведенные факторы, АО «Самаранефтегаз» удается поддерживать высокие уровни добычи нефти за счет постоянного совершенствования применяемых технологий и постепенного вовлечения в разработку объектов, которые раньше считались малоперспективными (в том числе и трудноизвлекаемых запасов).

Параллельно, начиная с 2012 г., ведется системная работа по повышению уровня использования попутного нефтяного газа. В рамках «Целевой газовой программы» реализуются мероприятия технологического характера по строительству новых и реорганизации старых объектов обустройства. АО «Самаранефтегаз» добилось значительных успехов в достижении рационального уровня использования попутного нефтяного газа. За 2018–2020 гг. уровень использования газа составлял по обществу на уровне 90 %. При этом за последние пять-шесть лет средние показатели утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) на зрелых активах ПАО «НК «Роснефть» достигли 93,8 % [1]. Данные показатели свидетельствуют об активном внедрении российскими компаниями различных новых технологий в области сокращения выбросов и объемов сжигания попутного газа [1, 2].

В 2010–2020 гг. добыча ПНГ на месторождениях АО «Самаранефтегаз» поддерживается на уровне 700 млн м3 . Следует отметить, что добыча свободного газа (газ газовых, газокондесатных залежей и газ газовых шапок) на месторождениях АО «Самаранефтегаз» не осуществляется.

Вовлечение сложных объектов в разработку с параллельным выполнением «Целевой газовой программы» ставит новые вызовы.

Одним из таких вызовов является ухудшение качества состава попутного нефтяного газа, появление в продукции значительного количества кислых газов (сероводорода и углекислого газа). Эта проблема усугубляется тем, что основным потребителем ПНГ являются газоперерабатывающие заводы (ГПЗ), построенные и введенные в эксплуатацию в 1962–1968 гг. [3], сориентированные на месторождения, открываемые и вводимые в разработку в большом количестве в 1960–1980 гг. на территории Самарской области, объекты разработки которых содержали нефть и растворенный в ней газ с низким содержанием кислых газов (СО2, Н2S). В настоящее время эти заводы имеют существенные жесткие ограничения по содержанию на приеме кислых компонентов.

Прием, подготовка и переработка попутного нефтяного растворенного газа, добываемого на месторождениях АО «Самаранефтегаз», происходит на двух газоперерабатывающих заводах: Отрадненском и Нефтегорском (ОГПЗ и НГПЗ), расположенных на территории Самарской области, а с марта 2020 г. поставляется в АО «Оренбургнефть» для переработки на Бузулукском ГПП (рис. 1).
Рис. 1. Обзорная схема расположения объектов инфраструктуры на территории Самарской области
В последние пять лет поступление попутного нефтяного газа на заводы ограничивается рядом причин технологического и технического характера, что влияет на возможность достижения рационального уровня использования попутного нефтяного газа (95 %). Основная причина ограничения поступления попутного нефтяного газа на заводы связана с повышенным содержанием в нем кислых газов H2S (сероводорода) и СО2 (углекислого газа) — природных газов,
в химическом отношении являющихся кислотами или ангидридами кислот, таких как, например, угольной (H2CO3), сернистой (H2SO3).

В данной ситуации приобрели высокую актуальность задачи оперативного анализа и определения источников роста содержания кислых компонентов, поиск эффективных мер по управлению этим процессом, а также вопросы прогнозирования состава ПНГ с учетом вовлечения новых объектов в разработку, инфраструктурных решений, согласно «Целевой газовой программе», и реконструкции газоперерабатывающих заводов.

Ограничения по приему попутного нефтяного газа на Нефтегорском ГПЗ преимущественно вызваны технологическими причинами, а именно: внеплановыми остановками и ремонтом оборудования ГПЗ. Риски недостижения уровня использования ПНГ (95 %) связаны с остановкой приема газа на Нефтегорском ГПЗ при проведении плановых предупредительных ремонтов (ППР), с вероятностью порывов газопроводов и с частичным ограничением со стороны Нефтегорского ГПЗ, связанным с осуществлением технического перевооружения завода с целью увеличения производительности и усовершенствования установок сероочистки. В составе попутного газа, поставляемого на Нефтегорский ГПЗ, кислые газы (H2S и СО2) присутствуют в количестве 20,79 г/м3 (H2S) и 21,61 г/ м3 (СО2), однако их концентрации не вызывают проблем с подготовкой. Согласно регламенту, на установку очистки газа от сероводорода и двуокиси углерода Нефтегорского ГПЗ исходное газовое сырье может характеризоваться содержанием 13–30 г/ м3 сероводорода, 4–20 г/ м3углекислого газа. Кроме того, проектная мощность по Н2S Нефтегорского ГПЗ после проведения технического перевооружения составит 36 г/ м3, что соответствует прогнозному содержанию H2S, ожидаемому на уровне 35 г/ м3. Проектная мощность по СО2 Нефтегорского ГПЗ после проведения технического перевооружения не изменится по сравнению с существующей мощностью, которая ниже прогнозного содержания СО2, ожидаемого на уровне 35 г/ м3.

Ограничения по приему попутного нефтяного газа на Отрадненский ГПЗ преимущественно вызваны компонентным составом поставляемого газа, а именно повышенным содержанием кислых газов: сероводорода (Н2S) и углекислого газа (СО2), концентрации которых — 21,58 г/ м3 (H2S) и 36,81 г/ м3 (СО2) — превышают производительность завода (по содержанию СО2 во входящем потоке 29 г/ м3 по потоку I ступени сепарации ПНГ и 17 г/ м3 по потоку II ступени сепарации ПНГ). По концентрации Н2S проектная мощность завода не превышена.

Риски недостижения уровня использования газа (95 %) связаны с исключением поступления ПНГ с наихудшим качеством по содержанию кислых компонентов на Отрадненский ГПЗ и переводом потока ПНГ таких объектов с газопровода на факел. При этом ожидается в перспективе следующее прогнозное содержание кислых газов в попутном нефтяном газе, поступающем на Отрадненский ГПЗ: 35 г/ м3 (H2S) и 60 г/ м3 (СО2), что превышает производительность завода (и по содержанию H2S во входящем потоке 26 г/м3 по потоку I ступени сепарации ПНГ и 29 г/ м3 по потоку II ступени сепарации ПНГ, и по содержанию СО2 во входящем потоке 29 г/ м3 по потоку I ступени сепарации ПНГ и 17 г/ м3 по потоку II ступени сепарации ПНГ).

В данных условиях целесообразным и оправданным является поиск подходов, способных повлиять на содержание кислых газов в составе попутного нефтяного газа, направляемого на Отрадненский ГПЗ.

В общем случае содержание кислых газов в объеме попутного нефтяного газа обусловлено вкладом доли растворенного газа, выделяющегося из продукции скважин карбонатных пластов башкирского яруса среднего карбона, терригенных пластов бобриковского горизонта нижнего карбона по части месторождений в Северной части Самарской области и карбонатных пластов турнейского яруса нижнего карбона и франского и фаменского ярусов верхнего девона по части месторождений, расположенных в центральной части Самарской области. Увеличение доли добычи нефти и, соответственно, растворенного газа с повышенным содержанием сероводорода из вышеперечисленных пластов в последний пятилетний период за счет их интенсивного разбуривания, проведения высокоэффективных ГТМ, таких как гидроразрыв пласта (ГРП), и большеобъемные кислотные обработки привели к перегрузке Отрадненского газоперерабатывающего завода по кислым компонентам.

Кроме того, в случае Отрадненского ГПЗ, в дополнение к указанному выше фактору, рост содержания кислых газов обусловлен увеличением общего объема попутного нефтяного газа, приходящего с месторождений Северной группы, после реализации мероприятий инвестиционной Газовой программы, реализуемой в АО «Самаранефтегаз» для достижения рационального уровня использования газа. Начиная с 2016 г., были построены и введены в эксплуатацию три компрессорные станции (КС) (Сологаевская КС, Козловская КС, Яблоневская КС) и ряд газопроводов, связывающих часть установок сбора газа с Отрадненским ГПЗ.

ООО «СамараНИПИнефть» имеет опыт прогнозной оценки добычи газа по адаптивной методике расчета [4]. В этом методе расчет добычи растворенного газа основывается на данных по добыче нефти, начальном газосодержании, расчетном газосодержании и используется логистическая схема сбора нефти и газа на установки подготовки. При этом расчет адаптированных уровней добычи газа возможен при использовании перспективных прогнозных уровней добычи нефти. Использование информации о концентрациях и объемах кислых газов в скважинной продукции позволит сделать процесс добычи попутного нефтяного газа надлежащего качества более управляемым для АО «Самаранефтегаз» и обеспечить максимальный прием попутного нефтяного газа на заводах. Кроме того, на данных об объеме и компонентном составе попутного газа, согласно [5], основываются решения о составе сооружений нефтегазоподготовки.

Рассмотрим возможность прогнозной оценки содержания кислых газов путем расчета концентраций и объемов H2S и СО2 с уровнем детализации от пласта к установке сбора. Исходные данные в этом случае также включают логистическую схему сбора нефти и газа, фактические данные по пластам по добыче газа, данные из Госбаланса по содержанию H2S и СО2 по пластам.

Анализ компонентного состава потоков попутного нефтяного газа с установок сбора (ДНС, УПСВ, СУ, УПН) АО «Самаранефтегаз» с целью выявления объектов с наибольшим содержанием кислых газов выявил семь установок сбора, связанных с Отрадненским ГПЗ существующей сетью газопроводов, в качестве кандидатов для прекращения поставки попутного нефтяного газа: Козловская УПСВ, Казанская ДНС, Семеновская СУ-5, Красноярская УПН, Белозерская УПСВ, Хилковская СУ-4, Берендеевская УПСВ. Основной акцент делался на направления с наибольшим содержанием СО2, поскольку прием газа на Отрадненский ГПЗ осуществляется на уровне его проектной производительности по СО2. И даже небольшое превышение содержания СО2 может привести к срыву подготовки и переработки газа. Для указанных установок сбора проведены оценки объемов содержания кислых газов.

Результаты расчета уровней добычи растворенного газа и объемов содержания кислых газов в продукции, поступающей на Козловскую УПСВ, представлены на рисунке 2.

Рис. 2. Козловская УПСВ. Результаты расчета уровней добычи растворенного газа и объемов содержания кислых газов в продукции
Расчет объемов кислых газов, поступающих на переработку, в данной работе основан на квартальных объемах добычи ПНГ. Это позволяет отследить годовую динамику добычи на установке сбора и выявить в ней основные тенденции, сгладив влияние суточных колебаний добычи газа из-за изменения работы отдельных скважин и системы сбора. Однако при выполнении такого расчета на перспективу в случае необходимости возможна суточная оценка содержания кислых газов на установках сбора, при условии наличия суточных объемов добычи ПНГ с объектов разработки.

По результатам расчета видно, что наиболее H2S и СО2-содержащими с точки зрения поступления объемов добываемого газа на Козловскую УПСВ являются пласты: Б-2 Лоховского месторождения (скв. 11), В-1 Сургутского месторождения (скв. 7) и А-4 Козловского месторождения (скв. 17). В целом за период с января 2019 г. по сентябрь 2020 г. на Козловскую УПСВ поступило 22 579 тыс. м3 газа, включая 268 тыс. м3 H2S и 304 тыс. м3 СО2. Динамика поступления объемов ПНГ на Козловскую УПСВ имеет тенденцию к снижению, ей же соответствуют динамики содержания H2S и СО2 в общем объеме попутного газа. Однако, несмотря на то, что добыча ПНГ в 3 квартале 2020 г. на 1 040 тыс. м3 ниже аналогичного показателя за 1 квартал 2019 г., содержание H2S и СО2 не изменяется пропорционально добыче, а находится на относительно постоянном уровне 36–44 тыс. м3 H2S и 49–43 тыс. м3 СО2. Поскольку на данной установке проходит совместную предварительную подготовку продукция 27 пластов шести месторождений (Лоховское, Сургутское, Козловское, Сидоровское, Западно-Кабановское, Казанское), весь исходящий ПНГ с газопровода был переведен на факел, в целях сокращения объемов поступления сероводорода и углекислого газа на Отрадненский ГПЗ и возможности приема газа с других установок.

Результаты расчета уровней добычи растворенного газа и объемов содержания кислых газов в продукции, поступающей на Семеновскую СУ-5, представлены на рисунке 3.

Рис. 3. СУ-5 «Семеновская». Результаты расчета уровней добычи растворенного газа и объемов содержания кислых газов в продукции
По результатам расчета видно, что наиболее H2S и СО2-содержащими с точки зрения поступления объемов добываемого газа на Семеновскую СУ-5 является пласт В-1 Винно-Банновского месторождения (скв. 3). В целом за период с января 2019 г. по сентябрь 2020 г. на Семеновскую СУ-5 поступило 24 704 тыс. м3 газа, включая 99 тыс. м3 H2S и 840 тыс. м3 СО2. Динамика поступления объемов ПНГ на Семеновскую СУ-5 имеет тенденцию к увеличению, ей соответствуют динамики содержания H2S и СО2 в общем объеме попутного газа. Однако пропорционального увеличения соответствующих объемов добычи ПНГ и кислых газов в его составе не наблюдается. Сравнение объемов добычи ПНГ, H2S и СО2 в 3 квартале 2020 г. и в 1 квартале 2019 г. отражает ввод в разработку H2S и СО2-продуцирующего пласта В-1 Винно-Банновского месторождения, из-за которого вклад кислых газов в общий объем ПНГ вырос с 1 до 19 тыс. м3 по H2S и с 25 до 161 тыс. м3 по СО2. На данной установке проходит совместную предварительную подготовку продукция девяти пластов двух месторождений (Семеновское, Винно-Банновское). Ранее весь исходящий попутный нефтяной газ с Козловского направления в газопровод на Отрадненский ГПЗ был переведен на факел, что позволило достичь требуемого качества ПНГ на входе на Отрадненский ГПЗ и в силу этого не переводить на Семеновской СУ-5 попутный нефтяной газ с газопровода на факел.

Результаты расчета уровней добычи растворенного газа и объемов содержания кислых газов в продукции, поступающей на УКПН-2 г. Отрадный, представлены на рисунке 4.
Рис. 4. УКПН-2 город Отрадный. Результаты расчета уровней добычи растворенного газа и объемов содержания кислых газов в продукции
Данная установка в середине 2019 г. не выделялась значимым повышенным содержанием кислых газов в составе сепарируемого ей попутного нефтяного газа. Однако к 2020 г. ситуация на ней стала меняться.

По результатам расчета видно, что наиболее H2S и СО2-содержащим с точки зрения поступления объемов добываемого газа на УКПН-2 является пласт Д3-БУР Мухановского месторождения
(3 скв.). В целом за период с января 2019 г. по сентябрь 2020 г. на УКПН-2 поступило 105 770 тыс. м3 газа, включая 508 тыс. м3 H2S и 1 541 тыс. м3 СО2. Динамика поступления объемов ПНГ на УКПН-2 имеет тенденцию к увеличению, ей же соответствуют динамики содержания H2S и СО2 в общем объеме попутного нефтяного газа. Сравнение объемов добычи ПНГ, H2S и СО2 в 3 квартале 2020 г. и в 1 квартале 2019 г., отражает ввод в разработку H2S и СО2-продуцирующего пласта Д3-БУР Мухановского месторождения, из-за которого вклад кислых газов в общий объем добываемого газа вырос с 33 до 118 тыс. м3 по H2S и с 153 до 312 тыс. м3 по СО2. На данной установке проходит совместную предварительную подготовку продукция 18 пластов трех месторождений (Мухановское, Михайловско-Коханское, Дмитриевское). Ранее весь исходящий попутный нефтяной газ с Козловского направления в газопровод на Отрадненский ГПЗ был перенаправлен, что позволило достичь требуемого качества ПНГ на входе на Отрадненский ГПЗ.

Прием попутного нефтяного газа I и II ступени сепарации на Отрадненский ГПЗ осуществляется по двухпоточной схеме. В 2024 г. планируется ввод новой установки очистки ПНГ от кислых газов
2S и СО2), работающей по однопоточной схеме. Производительность новой установки по очистке ПНГ по сравнению с действующей установкой меньше по H2S и больше по СО2. При этом прогнозное содержание кислых газов в попутном нефтяном газе выше, чем могут переработать существующие и запроектированные мощности установок по очистке ПНГ на Отрадненском ГПЗ.

Используя уровни добычи газа по залежам, эксплуатационным объектам разработки, по месторождениям в целом на перспективный период, компонентный состав растворенного газа
с объектов подготовки, схему сбора газа на Отрадненский ГПЗ (шесть направлений поступления ПНГ с двух ступеней сепарации), мы определили динамику поступления кислых газов (Н2S и CO2) (рис. 5).
Рис. 5. Загрузка Отрадненского ГПЗ по H2S и СО2 и динамика поступления кислых газов на перспективу
Таким образом, в долгосрочной перспективе завод не сможет переработать входящий ПНГ с вероятным прогнозным содержанием H2S — 35 г/ м3 и СО2 — 60 г/ м3 и будет вынужден вводить ограничения на поставку ПНГ. Поэтому в данных условиях необходимы научно-обоснованные меры, чтобы максимально использовать имеющиеся ресурсы ПНГ с экономической выгодой, сопровождая процесс экологической безопасностью.

Меры, позволяющие рационализировать использование ПНГ в вышеописанной ситуации, могут выглядеть следующим образом (перечислены по мере увеличения затрат):

  • ограничение добычи с H2S и СО2-содержащих пластов временного или постоянного характера. Данная мера повлечет за собой снижение добычи нефти, ввод новых объектов в разработку в более поздний период. Хотя, например, при сложившихся обстоятельствах в 2020 г. по ограничению добычи в результате сделки ОПЕК появилась возможность отключения скважин, сокращения добычи нефти и, соответственно, добычи попутного нефтяного газа, именно по H2S и СО2-продуцирующим пластам, с максимальным содержанием кислых газов;

  • техническое перевооружение УПСВ, СУ, УКПН, связанное с организацией технологии сепарации попутного нефтяного газа из нефти для потоков H2S и СО2-содержащих пластов и с организацией сжигания только этих объемов в качестве крайней меры для обеспечения приема оставшихся объемов газа лучшего качества на ГПЗ;

  • техническое перевооружение УПСВ, СУ, УКПН, связанное с организацией очистки попутного нефтяного газа от кислых газов.

Следует отметить, что механизмы полезного использования ПНГ в российском законодательстве направлены на минимизацию негативного воздействия выбросов веществ, образующихся при сжигании на факелах, на окружающую среду. При этом в добывающем АО «Самаранефтегаз» сжигание ПНГ является вынужденной временной мерой, которая применяется в силу описанных выше технологических ограничений, поскольку ПАО «НК «Роснефть» активно внедряет собственные инновационные технологии в области сокращения выбросов [1].

Описанный в статье подход к расчету содержания кислых газов позволит дополнить деятельность ПАО «НК «Роснефть» по развитию низкоуглеродного сегмента бизнеса в Самарском области путем адресного внедрения технологии очистки и рационального использования ПНГ, позволив предотвратить выброс тонн парниковых газов.
ИТОГИ
В результате проведенных исследований создан подход, позволяющий качественно и количественно оценивать компонентный состав ПНГ, образующийся на инфраструктурном объекте системы сбора нефти и газа. Используя ряд известных исходных данных, характеризующих процесс нефтегазодобычи, предложено расчетным путем оценить содержание кислых газов в составе ПНГ. Знание концентраций и объемов кислых газов в составе ПНГ позволит в перспективе принимать максимально обоснованные решения, касающиеся экологических и экономических аспектов рационального использования ПНГ.
ВЫВОДЫ
Таким образом, оценив фактические показатели по добыче нефти и растворенного газа, зная перспективные уровни добычи УВ, уровни добычи и объемы H2S и СО2, по залежам, пластам, месторождениям и, соответственно, для каждой установки сбора, и далее поставляемых объемов на ГПЗ по газопроводам, можно выявить направления с наименьшим объемом попутного нефтяного газа, но содержащим наибольшие объемы кислых газов. Полученные расчеты и их анализ позволят регулировать поставки попутного нефтяного газа на газоперерабатывающие заводы путем обоснованного отключения конкретной установки сбора от газопроводной сети. Это позволит оптимально монетизировать добычу ПНГ, максимально учитывая экономические, экологические и технологические составляющие.

Данный алгоритм позволяет выявить связь концентраций кислых компонентов с объемами добываемого газа и количественно оценить поступление H2S и СО2 из конкретного пласта в существующую систему сбора. Адресное выявление H2S и СО2-продуцирующих пластов позволит принять меры, направленные на уменьшение их вклада в общий объем ПНГ, уже на стадии добычи или подготовки, а не на стадии переработки. При этом данный подход будет являться инструментом сохранения максимально возможного уровня использования газа при существующей инфраструктуре сбора и переработки и максимально возможной добыче нефти.
ЛИТЕРАТУРА
1. Отчет в области устойчивого развития за 2019 г. ПАО «НК «Роснефть». 2020. Июль. 234 с. URL: https://www.rosneft.ru/upload/site1/document_file/
Rosneft_CSR2019_RUS.pdf

2. Паламарчук Ю.Г. Результаты деятельности по рациональному использованию ПНГ в ПАО «Лукойл» в 2019 г. // Инженерная практика. 2020. № 8.

3. Голубева И.А., Родина Е.В. Нефтегорский и Отрадненский ГПЗ (ОАО НК «Роснефть») // Нефтепереработка и нефтехимия. 2016. № 4. С. 48–52.

4. Кожин В.Н., Базовкин А.В., Середа И.А., Амиров А.А. Адаптивная методика прогноза добычи газа и газовых факторов в условиях недостаточности замеров // Нефтепромысловое дело. 2019. № 3. С. 45–51.

5. Филиппов А.В. Компонентный состав попутного нефтяного газа // Neftegaz.ru. 2013. № 10. С. 22–26.
Соложенкина Е.К., Федоткина О.С., Кожин В.Н., Демин С.В., Гилаев Г.Г., Стародумов В.В., Середа И.А.

ООО «СамараНИПИнефть», Самара, Россия,
Кубанский государственный технологический университет, Краснодар, Россия,
АО «Самаранефтегаз», Самара, Россия,
ПАО «НК «Роснефть», Москва, Россия

sologenkinaek@samnipi.rosneft.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Для увеличения полезного использования добываемого попутного газа предложен метод моделирования компонентного состава ПНГ на установках сбора нефти и газа. Для данного расчета используется комплекс исходных данных: геология региона, логистическая схема сбора, компонентный состав газа и объемы добычи газа по объектам разработки. Описано применение метода для расчета содержания кислых агрессивных компонентов в составе ПНГ, поступающего на газоперерабатывающие заводы с установок сбора.
попутный нефтяной газ, газоперерабатывающий завод, кислые газы, рациональный уровень использования, компонентный состав, уровни добычи газа
Соложенкина Е.К., Федоткина О.С., Кожин В.Н., Демин С.В., Гилаев Г.Г. Стародумов В.В., Середа И.А. О возможности прогнозной оценки содержания кислых газов в условиях вводимых ограничений газоперерабатывающих заводов по приему попутного нефтяного газа // Экспозиция Нефть Газ. 2021. № 1. С. 55–61. DOI: 10.24412/2076-6785-2021-1-55-61
03.02.2021
УДК 665.612.
DOI: 10.24412/2076-6785-2021-1-55-61

Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33