Доволен работой автора
Информация о работе
Подробнее о работе
Совершенствование технологии транспортировки углеводородов: технические, экономические и эколого?безопасные аспекты (на примере деятельности PipeChina
- 83 страниц
- 2025 год
- 0 просмотров
- 0 покупок
Гарантия сервиса Автор24
Уникальность не ниже 50%
Фрагменты работ
ВВЕДЕНИЕ
Китайская Народная Республика (КНР) ставит развитие инфраструктуры на первое место своей экономической политики. Это связано не только со значительным количеством жителей страны, но и обширными территориями, которые богаты энергоресурсами. Поэтому Китай находится на первом месте среди стран, инвестирующих в собственную инфраструктуру. Развитие инфраструктуры способствует развитию и поддержанию темпов роста всех остальных отраслей промышленности страны. В современных условиях энергетического кризиса и нестабильности рынка углеводородов остро встает вопрос оценки рентабельности производства, если говорить о возобновляемых источниках и продуктах переработки, либо добычи, если рассматривать ископаемое топливо. Рассмотрение и сравнение между собой различных источников энергии через призму показателя энергетической эффективности более объективно и рационально, и позволяет получить широкое понимание текущей актуальности энергоресурса и будущих изменений.
Падение экономических показателей происходит в первую очередь по причине истощения опорных месторождений северо-западных провинций Китая, обеспечивающих до настоящего момента большую часть добычи в стране. Технологии не успевают компенсировать усложнение процесса извлечения углеводородов, ввиду чего повышаются затраты и материалоемкость, что в конечном итоге ведет к снижению показателя. Также серьезный отрицательный вклад вносит изменение условий залегания углеводородов на истощенных месторождениях. Объекты, содержащие внушительную долю остаточных запасов, характеризуются аномально низкими пластовыми давлениями. Помимо этого, из-за выпадения различных осадков из перекачиваемых углеводородов, образуются газовоздушные запоры, скопления воды, что ведет к уменьшению действительного рабочего сечения трубопровода. Также при проведении операций по испытаниям трубопроводов, когда в трубопровод закачивается вода и воздух, происходит также возникновение скоплений воды и воздуха, что ведет не только к снижению производительности трубопровода, но и снижению качества углеводородного продукта, проходящего по трубопроводу.
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 5
1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 8
1.1 Общая характеристика объекта исследования 8
1.2 Анализ базовой технологии 9
1.2.1 Способы борьбы с отложениями в трубопроводах при транспортировании углеводородов 11
1.2.2 Виды отложений 15
1.3 Обоснование способа решения технической задачи 17
Выводы по первой главе 22
2 НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ ЧАСТЬ 23
2.1 Научный обзор 24
2.2 Методика исследований 37
2.3 Теоретические и экспериментальные исследования 39
2.4 Анализ результатов исследования 47
Выводы по второй главе 47
3 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 48
3.1 Методика расчета показателей экономической эффективности 48
3.2 Расчет показателей экономической эффективности 50
Выводы по третьей главе 52
4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ 53
4.1 Безопасность жизнедеятельности 53
4.1.1 Выявление и анализ опасных и вредных производственных факторов, воздействующих на персонал PipeChina 53
4.1.2 Анализ травматизма и профессиональных заболеваний на площадках PipeChina 58
4.1.3 Разработка инженерного метода защиты персонала от действия опасных и вредных производственных факторов 59
4.1.4 Обеспечение безопасности при чрезвычайных ситуациях 61
4.2 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 62
4.2.1 Общая характеристика площадки PipeChina как источника воздействия на окружающую среду 62
4.2.2 Охрана атмосферного воздуха 63
4.2.3 Охрана поверхностных и подземных вод 68
4.2.4 Охрана земельных ресурсов 71
4.2.5 Обращение с отходами 72
Выводы по четвертой главе 73
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 74
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 76
ПРИЛОЖЕНИЕ 85
Цель научного исследования: выявление пробела в научных знаниях о подходах и методах, используемых при повышении эффективности решения технологических задач трубопроводного транспорта углеводородов в том числе и в условиях северо-западных провинций Китая, на основе изучения международного опыта применения различных методов по повышению эффективности решения технологических задач трубопроводного транспорта углеводородов, а также передовых результатов научных исследований в данной области.
Задачи исследования:
1. Провести анализ существующих исследований в области повышения пропускной способности трубопроводов.
2. Провести обоснование применения противотурбулентных присадок с целью повышения пропускной способности трубопроводов.
3. Обосновать экономически предложенный способ.
4. Оценить безопасность жизнедеятельности на предприятии, выявить и проанализировать опасные и вредные производственные факторы и методы защиты от них.
5. Дать характеристику объекта со стороны охраны окружающей среды.
Объектом исследования является процесс транспортировки нефти по трубопроводу.
Предметом исследования является отложения, возникающие в процессе транспортировки нефти по трубопроводу.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Steblyanskaya A. и др. Changes in sustainable growth dynamics: The case of China and Russia gas industries // Energy Strateg. Rev. Elsevier Ltd, 2021. Т. 33. С. 100586.
2. Kleiner G.B., Rybachuk M.A., Steblyanskaya A.N. System balance index as an indicator of the Russian gas industry’s sustainable growth // Financ. Theory Pract. 2021. Т. 25, № 4. С. 37–47.
3. Brekhuntsov A.M., Monastyrev B. V., Nesterov I.I. Distribution patterns of oil and gas accumulations in West Siberia // Russ. Geol. Geophys. Elsevier B.V., 2011. Т. 52, № 8. С. 781–791.
4. Hlincik T., Tenkrat D. Gas deposits from pipeline cleaning as an indicator of the pipeline condition. Paliva, 2019. T. 11, С. 87-93. DOI: 10.35933/paliva.2019.03.04 (0 цитирований)
5. Murphy D.J. The implications of the declining energy return on investment of oil production // Philos. Trans. R. Soc. A Math. Phys. Eng. Sci. 2014. Т. 372, № 2006.
6. Murphy D.J. и др. Order from chaos: A preliminary protocol for determining the EROI of fuels // Sustainability. 2011. Т. 3, № 10. С. 1888–1907.
7. Diesendorf M., Wiedmann T. Implications of Trends in Energy Return on Energy Invested ( EROI ) for Transitioning to Renewable Electricity // Ecol. Econ. Elsevier, 2020. Т. 176, № June. С. 106726.
8. Jackson A., Jackson T. Modelling energy transition risk: The impact of declining energy return on investment (EROI) // Ecol. Econ. Elsevier B.V., 2021. Т. 185, № February. С. 107023.
9. Yan J. и др. Creating an energy analysis concept for oil and gas companies: The case of the Yakutiya company in Russia // Energies. 2019. Т. 12, № 2.
10. Nogovitsyn R., Sokolov A. Preliminary calculation of the EROI for the production of gas in Russia // Sustain. 2014. Т. 6, № 10. С. 6751–6765.
11. Steblyanskaya A. и др. Is the implementation of energy savings and EROI increasing policy really effective in Russian gas companies?? The case of JSC “ Gazprom ” // Nat. Gas Ind. B. Elsevier Ltd, 2019. Т. 6, № 6. С. 639–651.
12. Ekhator E., Guo B. Assessing the effect of well completion types on productivity in a class 1G gas hydrate reservoir under pseudo steady state // Petroleum. Elsevier Ltd, 2021. № xxxx.
13. Vaganov Y. V. и др. Технико - технологические основы освоения газовых скважин на сложнопостроенных сеноманских залежах Западной Сибири // Нефть.Газ.Новации. 2021. Т. 7. С. 18–22.
14. Aitken B., Livescu S., Craig S. Coiled tubing software models and field applications – A review // J. Pet. Sci. Eng. Elsevier B.V., 2019. Т. 182, № April. С. 106308.
15. Mahmood N., Guo B. Productivity comparison of radial lateral wells and horizontal snake wells applied to marine gas hydrate reservoir development // Petroleum. Elsevier Ltd, 2021. № xxxx.
16. Solovev D.Y., Eliseev P.I. Enhancement of condensate recovery of fractured well by accumulated condensate vaporization at HPHT reservoir conditions // Soc. Pet. Eng. - SPE Russ. Pet. Technol. Conf. 2020, RPTC 2020. 2020.
17. Шамсиев М.Н. Интерпретация результатов термогазодинамических исследований вертикальных газовых скважин , несовершенных по степени вскрытия пласта // Георесурсы. 2018. Т. 20, № 1. С. 39–43.
18. UlHaque M.M. и др. Underbalanced drilling, logging & completion operation leads to 4.5 times production improvement as compared to offset wells // Int. Pet. Technol. Conf. 2020, IPTC 2020. 2020.
19. Huang W. и др. Multi-objective drilling trajectory optimization using decomposition method with minimum fuzzy entropy-based comprehensive evaluation // Appl. Soft Comput. Elsevier B.V., 2021. Т. 107. С. 107392.
20. Nikolaev N. и др. Development of slurries and study of properties of cement mixtures to increase the quality of well completion // Вестник Пермского Национального Исследовательского Политехнического Университета. Геология. Нефтегазовое И Горное Дело. 2017. Т. 16, № 4. С. 321–330.
21. She J. и др. Aqueous phase trapping damage in the production of tight sandstone gas reservoirs: Mechanisms and engineering responses // J. Nat. Gas Sci. Eng. Elsevier, 2020. Т. 75. С. 103127.
22. Borges R.F.O. и др. Reparameterization of static filtration model of aqueous-based drilling fluids for simultaneous estimation of compressible mudcake parameters // Powder Technol. 2021. Т. 386. С. 120–135.
23. Rezaeizadeh M. и др. Pore-scale analysis of formation damage; A review of existing digital and analytical approaches // Adv. Colloid Interface Sci. Elsevier B.V., 2021. Т. 288. С. 102345.
24. Khan N. и др. Permeability recovery of damaged water sensitive core using ultrasonic waves // Ultrason. Sonochem. 2017. Т. 38. С. 381–389.
25. Vaganov E.V. и др. Experience in Conducting Vir on Wells Operating Gas Condensate Deposits of the Beregovoye Field // Nauk. Innov. Tekhnologii. 2021. № 1. С. 27–38.
26. Dvoynikov M. V., Nutskova M. V., Blinov P.A. Developments made in the field of drilling fluids by Saint Petersburg mining University // Int. J. Eng. Trans. A Basics. 2020. Т. 33, № 4. С. 702–711.
27. El Neiri M.H., Dahab A.S.A., Abdulaziz A.M. The dynamic underbalanced drilling: A new drilling technique // Proc. SPE/IADC Middle East Drill. Technol. Conf. Exhib. 2016. Т. 2016-Janua.
28. Fadairo A. и др. An improved hydraulics model for aerated fluid underbalanced drilling in vertical wells // Upstream Oil Gas Technol. Elsevier Ltd, 2020. Т. 5, № June. С. 100009.
29. Rehm B. и др. Underbalanced Drilling: Limits and Extremes // Underbalanced Drilling: Limits and Extremes. Elsevier, 2012. 1–629 с.
30. GUO Y. и др. Gas kick during carbonate reservoirs drilling and its risk assessment // Pet. Explor. Dev. Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, 2017. Т. 44, № 3. С. 462–469.
31. Zheng L. и др. Joint exploration and development: A self-salvation road to sustainable development of unconventional oil and gas resources // Nat. Gas Ind. B. Elsevier Ltd, 2017. Т. 4, № 6. С. 477–490.
32. Soroka T. и др. New decisions - New Opportunities: MPD as an effective method for high fractured carbonate reservoir in eastern siberia // Soc. Pet. Eng. - SPE Russ. Pet. Technol. Conf. 2017. 2017.
33. Li G. и др. Experimental evaluation on the damages of different drilling modes to tight sandstone reservoirs // Nat. Gas Ind. B. Elsevier Ltd, 2017. Т. 4, № 4. С. 256–263.
34. Mitchell R.F. Drilling Engineering / под ред. Lake L.W. Society of Petroleum Engineers, 2007. 1035 с.
35. Ahmed M.A., Hegab O.A., Sabry A. Early detection enhancement of the kick and near-balance drilling using mud logging warning sign // Egypt. J. Basic Appl. Sci. Elsevier B.V., 2016. Т. 3, № 1. С. 85–93.
36. Okoro E.E. и др. Application of artificial intelligence in predicting the dynamics of bottom hole pressure for under-balanced drilling: Extra tree compared with feed forward neural network model // Petroleum. Elsevier Ltd, 2021. № xxxx.
37. Osarogiagbon A.U. и др. Review and analysis of supervised machine learning algorithms for hazardous events in drilling operations // Process Saf. Environ. Prot. Institution of Chemical Engineers, 2021. Т. 147. С. 367–384.
38. Aarsnes U.J.F. и др. A methodology for classifying operating regimes in underbalanced-drilling operations // SPE J. 2016. Т. 21, № 2. С. 423–433.
39. Pedersen T., Godhavn J.M. Linear multivariable control of underbalanced-drilling operations // SPE Drill. Complet. 2017. Т. 32, № 4. С. 301–311.
40. Bale D.S., Satti R.P. A fast computational model for wellbore pressure transients while perforating with dynamic underbalance // J. Pet. Sci. Eng. Elsevier B.V., 2020. Т. 185, № September 2019. С. 106495.
41. Ghobadpouri S., Jozaei A.F. The effects of operational parameters on the flow characteristics in annular space during under-balanced drilling operations // J. Heat Mass Transf. Res. 2021. Т. 8, № 1. С. 127–138.
42. Porter M. и др. Optimizing the application of underbalanced drilling through the use of air and foam systems in low-pressure gas reservoirs // Proc. SPE/IADC Middle East Drill. Technol. Conf. Exhib. 2018. Т. 2018-Janua.
43. Li J., Misselbrook J., Sach M. Sand cleanouts with coiled tubing: Choice of process, tools and fluids // J. Can. Pet. Technol. 2010. Т. 49, № 8. С. 69–82.
44. Martins A.L., Lourenco A.M.F., de Sa C.H.M. Foam property requirements for proper hole cleaning while drilling horizontal wells in underbalanced conditions // SPE Drill. Complet. 2001. Т. 16, № 4. С. 195–200.
45. Udegbunam J.E. и др. On the advection-upstream-splitting-method hybrid scheme: A simple transient-flow model for managed-pressure-drilling and underbalanced-drilling applications // SPE Drill. Complet. 2015. Т. 30, № 2. С. 98–109.
46.Pao W.K., Khan J.A. Factors affecting fill removal from horizontal well during colied tubing cleanout operation // MATEC Web Conf. 2014. Т. 13. С. 3–7.
47.Aarsnes U.J.F., Flatten T., Aamo O.M. Review of two-phase flow models for control and estimation // Annu. Rev. Control. Elsevier Ltd, 2016. Т. 42. С. 50–62.
48.Yan T. и др. State-of-the-art cuttings transport with aerated liquid and foam in complex structure wells // Renew. Sustain. Energy Rev. Elsevier, 2014. Т. 37. С. 560–568.
49.Zhang X. и др. Study on the wellbore temperature distribution characteristics during foam drilling // IOP Conf. Ser. Earth Environ. Sci. 2021. Т. 781, № 2.
50.Dvoynikov M.V., Kuznetsova N.Y., Minaev Y.D. Justification of the possibility and assessment of the efficiency of underbalanced wells drilling technology application with regulated pressure // Constr. Oil Gas Wells L. Sea. 2021. Т. 9, № 9. С. 5–9.
51. Blauer R.E., Mitchell B.J., Kohlhaas C.A. Determination of laminar, turbulent, and transitional foam flow losses in pipes // Soc. Pet. Eng. - SPE Calif. Reg. Meet. CRM 1974. 1974.
52.Ikoku C.U. Rheology of foam and its implications in drilling and cleanout operations // J. Energy Resour. Technol. Trans. ASME. 1983. Т. 105, № 3. С. 362–371.
53.Ozbayoglu M.E. и др. A comparative study of hydraulic models for foam drilling // J. Can. Pet. Technol. 2002. Т. 41, № 6. С. 52–61.
54.Agwu O.E. и др. A critical review of drilling mud rheological models // J. Pet. Sci. Eng. Elsevier B.V., 2021. Т. 203, № December 2020. С. 108659.
55.Clark R.K., Bickham K.L. A Mechanistic Model for Cuttings Transport // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers, 1994. № 1990. С. 38–59.
56. Mahmoud H. и др. Hole cleaning and drilling fluid sweeps in horizontal and deviated wells: Comprehensive review // J. Pet. Sci. Eng. Elsevier B.V., 2020. Т. 186, № June 2019. С. 106748.
57. Li S., Wu P., Zhang K. Complex foam flow in series and parallel through multiscale porous media: Physical model interpretation // Int. J. Heat Mass Transf. Elsevier Ltd, 2021. Т. 164.
58. Li S. и др. Modeling of sand cleanout with foam fluid for vertical well // SPE J. 2010. Т. 15, № 3. С. 805–811.
59. Khan J.A., Pao K.S. Fill removal with foam in horizontal well cleaning in coiled tubing // Res. J. Appl. Sci. Eng. Technol. 2013. Т. 6, № 14. С. 2655–2661.
60. Chen Z. и др. Experimental study on cuttings transport with foam under simulated horizontal downhole conditions // SPE Drill. Complet. 2007. Т. 22, № 4. С. 304–312.
61. Amaya-Gomez, R., Sanchez-Silva, M., Bastidas-Arteaga, E., Schoefs, F., & Munoz, F. (2019). Reliability assessments of corroded pipelines based on internal pressure – A review. Engineering Failure Analysis, 98, 190–214. https://doi.org/10.1016/J.ENGFAILANAL.2019.01.064
62. Bayer, J. M. M., Dinga, R., Kia, S. M., Kottaram, A. R., Wolfers, T., Lv, J., Zalesky, A., Schmaal, L., & Marquand, A. (2022). Accommodating site variation in neuroimaging data using normative and hierarchical Bayesian models. NeuroImage, 264, 119699. https://doi.org/10.1016/J.NEUROIMAGE.2022.119699
63. Bhardwaj, U., Teixeira, A. P., & Guedes Soares, C. (2022). Probabilistic safety assessment of the burst strength of corroded pipelines of different steel grades with calibrated strength models. Marine Structures, 86, 103310. https://doi.org/10.1016/J.MARSTRUC.2022.103310
64. Bhardwaj, U., Teixeira, A. P., & Guedes Soares, C. (2024). Calibration of burst strength models of corroded pipelines using the hierarchical Bayesian method. Structural Safety, 108, 102444. https://doi.org/10.1016/J.STRUSAFE.2024.102444
65. Bozorgzadeh, N., Liu, Z., Nadim, F., & Lacasse, S. (2023). Model calibration: A hierarchical Bayesian approach. Probabilistic Engineering Mechanics, 71, 103379. https://doi.org/10.1016/J.PROBENGMECH.2022.103379
66. Cosham, A., Hopkins, P., & Macdonald, K. A. (2007). Best practice for the assessment of defects in pipelines – Corrosion. Engineering Failure Analysis, 14(7), 1245–1265. https://doi.org/10.1016/J.ENGFAILANAL.2006.11.035
67. Leoni, L., De Carlo, F., Abaei, M. M., & BahooToroody, A. (2022). A hierarchical Bayesian regression framework for enabling online reliability estimation and condition-based maintenance through accelerated testing. Computers in Industry, 139, 103645. https://doi.org/10.1016/J.COMPIND.2022.103645
68. Pinheiro, B., Guedes Soares, C., & Pasqualino, I. (2019). Generalized expressions for stress concentration factors of pipeline plain dents under cyclic internal pressure. International Journal of Pressure Vessels and Piping, 170, 82–91. https://doi.org/10.1016/J.IJPVP.2019.01.015
69. Teixeira, A. P., Guedes Soares, C., Netto, T. A., & Estefen, S. F. (2008). Reliability of pipelines with corrosion defects. International Journal of Pressure Vessels and Piping, 85(4), 228–237. https://doi.org/10.1016/J.IJPVP.2007.09.002
70. Wang, M., Pan, S., Tao, Y., Sun, H., & Li, X. (2022). Hierarchical Bayesian modelling of quasi-region-specific soil porosity. Ocean Engineering, 266, 113052. https://doi.org/10.1016/J.OCEANENG.2022.113052
71. Xu, G., Zhu, H., & Lee, J. J. (2020). Borrowing strength and borrowing index for Bayesian hierarchical models. Computational Statistics & Data Analysis, 144, 106901. https://doi.org/10.1016/J.CSDA.2019.106901
72. Zhu, X. K. (2021). A comparative study of burst failure models for assessing remaining strength of corroded pipelines. Journal of Pipeline Science and Engineering, 1(1), 36–50. https://doi.org/10.1016/J.JPSE.2021.01.008
73. ГОСТ 12.1.030-81* "Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление" (введен в действие постановлением Госстандарта СССР от 15 мая 1981 г. N 2404).
74. ГОСТ 12.1.038-82 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов (с Изменением N 1).
75. ГОСТ Р 12.1.019-2009 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты.
76. ГОСТ 12.1.019-79 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты (с Изменением N 1).
77. СП 60.13330.2012 Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха. Актуализированная редакция СНиП 41-01-2003.
78. Санитарные правила и нормы СанПиН 2.2.4.548-96 "Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений" (утв. постановлением Госкомсанэпиднадзора РФ от 1 октября 1996 г. N 21).
79. СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03 «Гигиенические требования к персональным электронно-вычислительным машинам и организации работы» (утверждены Постановлением Главного государственного санитарного врача РФ от 03.06.2003 № 118).
80. Ekhator E., Guo B. Assessing the effect of well completion types on productivity in a class 1G gas hydrate reservoir under pseudo steady state // Petroleum. 2021. Vol. 7. pp. 414-426. https://doi.org/10.1016/j.petlm.2021.10.006
81. Adams N. It’s how people act out there that counts: Examining linkages between emerging and protective organisationally desirable managerial masculinities and a reimagining of formal safety policies in the offshore oilfield // Resources Policy. 2023. Vol. 85. 103977. https://doi.org/10.1016/j.resourpol.2023.103977
82. Huang W. Chen. L, Chen X., Cao W. Multi-objective drilling trajectory optimization using decomposition method with minimum fuzzy entropy-based comprehensive evaluation // Appl. Soft Comput. 2021. Vol. 107. pp. 107392. https://doi.org/10.1016/j.asoc.2021.107392
83. Lockhart A., Marvin S., While A. Towards new ecologies of automation: Robotics and the re-engineering of nature // Geoforum. 2023. Vol. 145. 103825. https://doi.org/10.1016/j.geoforum.2023.103825
84. Mahmoud H., Hamza A., Nasser M., Hussein I., Ahmed R., Karami H. Hole cleaning and drilling fluid sweeps in horizontal and deviated wells: Comprehensive review // J. Pet. Sci. Eng. 2020. Vol. 186, 106748. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106748
85. Porter M., Hill A., Vieira P., Wuest C., Gregorio A., Sardo A., Orta C. Optimizing the application of underbalanced drilling through the use of air and foam systems in low-pressure gas reservoirs // Proc. SPE/IADC Middle East Drill. Technol. Conf. Exhib. 2018. SPE-189388-MS. https://doi.org/10.2118/189388-MS
86. Santhakumar S. [и др.]. Technological learning potential of offshore wind technology and underlying cost drivers // Sustainable Energy Technologies and Assessments. 2023. Vol. 60. 103545. https://doi.org/10.21203/rs.3.rs-1298062/v1
87. UlHaque M., Saboor A., Bouarfetine D., Hammoudi A., Serhane H. Underbalanced drilling, logging & completion operation leads to 4.5 times production improvement as compared to offset wells // Int. Pet. Technol. Conf. 2020. ITPC-20023-Abstract. https://doi.org/10.2523/IPTC-20023-Abstract
88. Vidal P. [и др.]. Decommissioning of offshore oil and gas platforms: A systematic literature review of factors involved in the process // Ocean Engineering. 2022. Vol. 255. 111428. https://doi.org/10.1016/j.oceaneng.2022.111428
89. Chen Y. [и др.]. A novel split-frequency feature fusion framework for processing the dual-optical images of offshore oil spills // Marine Pollution Bulletin. 2023. Vol. 190. 114840. https://doi.org/10.1016/j.marpolbul.2023.114840
90. Hlincik T., Tenkrat D., Simacek P. Gas deposits from pipeline cleaning as an indicator of the pipeline condition. Paliva, 2019. Vol. 11, pp. 87-93. https://doi.org/10.35933/paliva.2019.03.04
91. Brekhuntsov A., Monastyrev B., Nesterov I. Distribution patterns of oil and gas accumulations in West Siberia // Russ. Geol. Geophys. 2011. Vol. 52, no 8. pp. 781-791. https://doi.org/10.1016/j.rgg.2011.07.004
92. Bubbico R. [и др.]. Dynamic assessment of safety barriers preventing escalation in offshore Oil&Gas; // Safety Science. 2020. Vol. 121. pp. 319–330. https://doi.org/10.1016/j.ssci.2019.09.011
93. Sardo S., Parmiggiani E., Hoholm T. Not in transition: Inter-infrastructural governance and the politics of repair in the Norwegian oil and gas offshore industry // Energy Research & Social Science. 2021. Vol. 75. 102047. https://doi.org/10.1016/j.erss.2021.102047
94. Silva V. [и др.]. Building Options for the Brazilian Pre-salt: A technical-economic and infrastructure analysis of offshore integration between energy generation and natural gas exploration // Resources Policy. 2023. Vol. 81. 103305. https://doi.org/10.1016/j.resourpol.2023.103305
95. Solovev D., Eliseev P. Enhancement of condensate recovery of fractured well by accumulated condensate vaporization at HPHT reservoir conditions // Soc. Pet. Eng. 2020. SPE-201996-MS. https://doi.org/10.2118/201996-MS
96. Farhan Hussain R. [и др.]. Smart upstream sector: Smartness in upstream sector of the oil and gas industry // IoT for Smart Operations in the Oil and Gas Industry. 2023. pp. 19–56. https://doi.org/10.1016/B978-0-32-391151-1.00011-3
97. Feng Y. [и др.]. Short Term Load Forecasting of Offshore Oil Field Microgrids Based on DA-SVM // Energy Procedia. 2019. Vol. 158. pp. 2448–2455. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2019.01.318
98. Gao X. [и др.]. Offshore oil production planning optimization: An MINLP model considering well operation and flow assurance // Computers & Chemical Engineering. 2020. Vol. 133. 106674. https://doi.org/10.1016/j.compchemeng.2019.106674
99. Liu Y. [и др.]. A review of treatment technologies for produced water in offshore oil and gas fields // Science of The Total Environment. 2021. Vol. 775. 145485. https://doi.org/10.1016/j.scitotenv.2021.145485
100. Gomes Relva S. [и др.]. Regulating the electro-energetic use of natural gas by gas-to-wire offshore technology: Case study from Brazil // Utilities Policy. 2020. Vol. 66. 101085. https://doi.org/10.1016/j.jup.2020.101085
101. Nabhani K. Al, Khan F. An overview of operational and occupational safety in onshore and offshore oil and gas extraction and production processes // Nuclear Radioactive Materials in the Oil and Gas Industry. 2020. Vol. 1. 49. https://doi.org/10.1016/b978-0-12-816825-7.00001-7
102. Nnabuife S., Tandoh H., Whidborne J. Slug flow control using topside measurements: A review // Chemical Engineering Journal Advances. 2022. Vol. 9. 100204. https://doi.org/10.1016/j.ceja.2021.100204
103. Burggraf P. [и др.]. Assembly system design in captive offshoring – A semi-systematic review of literature // Procedia CIRP. 2021. Vol. 97. pp. 313–318. https://doi.org/10.1016/j.procir.2020.05.243
104. Gong J. [и др.]. Application and prospects of multi-phase pipeline simulation technology in empowering the intelligent oil and gas fields // Journal of Pipeline Science and Engineering. 2023. Vol. 3, no. 3. 100127. https://doi.org/10.1016/j.jpse.2023.100127
105. Lee H., Roh M. Il Review of the multibody dynamics in the applications of ships and offshore structures // Ocean Engineering. 2018. Vol. 167. pp. 65–76. https://doi.org/10.1016/j.oceaneng.2018.08.022
106. Liu K. [и др.]. Risk identification and assessment methods of offshore platform equipment and operations // Process Safety and Environmental Protection. 2023. Vol. 177. pp. 1415–1430. https://doi.org/10.1016/j.psep.2023.07.081
107. Okoro E., Obomanu T., Sanni S., Olatunji D., Igbinedion P. Application of artificial intelligence in predicting the dynamics of bottom hole pressure for under-balanced drilling: Extra tree compared with feed forward neural network model // Petroleum. 2021. Vol. 8, no. 2. pp. 227-236. https://doi.org/10.1016/j.petlm.2021.03.001
Форма заказа новой работы
Не подошла эта работа?
Закажи новую работу, сделанную по твоим требованиям
