Архив меток: нефтегазоконденсат

regnum.ru: Нефтегазовая отрасль Казахстана: стагнация с политическими рисками

Прирост добычи нефти и газа связывают только с тремя крупными проектами: Карачаганак, Тенгиз и Кашаган. На малые и средние месторождения надежды нет
Читать далее

Реклама

ourfiniteworld.com: An Updated Version of the “Peak Oil” Story


Figure 1. Approximate unconventional oil production in the United States, Canada, and China. US amounts estimated from EIA data; Canadian amounts from CAPP. Oil prices are yearly average Brent oil prices in $2015, from BP 2016 Statistical Review of World Energy.


Figure 2. World conventional crude oil production, if our definition of unconventional is defined as in Figure 1.


Figure 3. World Liquids by Type. Unconventional oil is from Exhibit 1. Conventional oil is total crude oil from EIA, and other amounts are estimated from EIA International Petroleum Monthly amounts through October 2015. (EIA’s category “Other Liquids” is referred to as Biofuels in Figure 3, since this is its primary component. Other liquids also include coal and gas to liquids and other small categories.)
Читать далее

eia.gov: Hydrocarbon gas liquids production


http://www.eia.gov/forecasts/aeo/section_issues.cfm#hgl

— — — —
i/ Рисунки, поясняющие почему, держится добыча газа в США при низких ценах: полное извлечение всех продуктов, цены на которые выше
ii/ Последний рисунок, поясняет почему, будет держаться добыча газа в США при низких ценах: за счет высоких цен на нефть

eia.gov: Short-Term Outlook for Hydrocarbon Gas Liquids

http://www.eia.gov/forecasts/steo/special/supplements/2016/hgl/
http://www.eia.gov/forecasts/steo/special/supplements/2016/hgl/pdf/2016_sp_01.pdf

ExxonMobil: The Outlook for Energy: A View to 2040. 2. Нефть и конденсат

aftershock.su: BP Statistical Review of World Energy 2015, плотность нефти

http://www.bp.com/en/global/corporate/about-bp/energy-economics/statistical-review-of-world-energy.html

Не вдаваясь в обзоры геополитики, проведём небольшое геолого-математическое исследование. БП публикует добычу нефти как в тысячах баррелей в день, так и в миллионах тонн в год. Под термином «нефть и другие жидкости» отчёт понимает:

* Crude Oil — Собственно сырую нефть

* License Condensate — Лицензионный газовый конденсат (для надмозговых переводчиков: этот конденсат добывается не «по лицензии», а «на лицензии», то есть считается в сепараторах на месторождении)

* Light Tight Oil (LTO) — Лёгкую нефть из низкопроницаемых коллекторов, известную зоопарку под эвфемизмами «сланцевая нефть» и «нетрадиционная нефть»

* Bitumen — Битумы и асфальтены из битуминозных песков, инвесторы называют эту лабуду «нефтяные пески»

* NGPL — тяжёлые фракции природного газа: бутаны, пентаны, гептаны, которые вываливают из природного газа на перерабатывающих заводах.

В статистику БП не входят:

* Собственно сланцевые углеводороды — получаемые пиролизом из природного керогена (углистых сланцев) специальный авиационный керосин и другие подобные жидкости.

* Синтетический бензин из угля.

* Синтетический бензин по технологии «газ-в-жидкость».

* Биотопливо: биодизель и этанол. Кроме этих последних, три пункта выше — пока малозаметная экзотика.

Итак, как будем считать?

(1) Используем две таблицы: «Добыча жидкостей в тысячах баррелей в сутки» и «Добыча жидкостей в миллионах тонн в год»

(2) Из каждой таблицы, берём обшее по миру, и отдельно США и Канаду. Отдельно потому, что в США происходит добыча той самой LTO, а в Канаде — тех самых битумов. Кроме двух указанных стран, добыча LTO и битума в больших объёмах не практикуется.

(3) Преобразуем первую таблицу из тысяч баррелей в день в миллионы баррелей в год, учитывая високосные года.

(4) Делим вторую таблицу на первую по формуле {млн. тонн в год}/{млн. баррелей в год}/0.159. Тут 0.159 — количество кубометров в барреле. Результат формулы — плотность «жидкостей» в граммах на кубический сантиметр.

(5) Переводим из г/см3 в градусы АПИ по формуле: АПИ = 141.5/пл. — 131.5.

(6) Рисуем. Для сравнения приведены два уровня плотности: West Texas Intermediate 39.6 АПИ и уровень, считающийся в США газовым конденсатом: 45 АПИ.

Что получилось?

* Начиная примерно с 1991 года, США производит «в среднем» — газовый конденсат, причём, начиная с 2000 года — очень даже лёгкий конденсат, 52 АПИ или 0.771 г/см3. Неудивительно: средняя плотность LTO на Баккене — 42-43 АПИ, а на Иглфорде так и вообще за 60. Подъём плотности после 2011 года связан с переработкой канадского битума на территории США.

* В Канаде, ситуация интереснее: до 2000 года, нарастала добыча конденсата, плотность падала. Но потом пришли на помощь битуминозные пески, и сейчас в-среднем плотность добываемых углеводородов в Канаде 36.5 АПИ, то есть вполне приличные 0.842 г/см3.

* Наконец, если не учитывать Канаду и США, то «жидкости» добываемые на планете Земля легчают: с 32 АПИ (0.865 г/см3) в 1965 году до почти 40 АПИ (0.825 г/см3) в 2014 году.

Почему так важно знать эти плотности? Дело в том, что в двигателях сгорают не баррели, а тонны! Теплотворная способность углеводородов считается от массы.

Плотность авиационного керосина — 0.810 г/см3. То есть, без учёта потерь и не ударяясь в нефтехимию, «средний» баррель нефти на Земле давал 1.07 барреля керосина, а в 2014 — всего 1.02. В США 1 баррель «среднеамериканской нефти» давал в 1965 году 1.15 барреля автомобильного бензина, а в 2014 — всего 1.09.

На самом деле, ситуация ещё хуже. Чтобы делать горючее из битума, необходим каталитический крекинг. Чтобы делать из конденсата и LTO керосин и дизтопливо, требуется изомеризация. И то, и другое — стоит денег. И там, и там — ненулевые потери. А из 85% объёма NGPL жидкого топлива делать нельзя! Пентан в небольших количествах можно подмешивать в «зимний» бензин, что хорошо шесть месяцев в году в Канаде, но вряд ли прокатит в Техасе и Калифорнии. NGPL можно (и нужно) использовать как газ: например, авто на пропан-бутане, но переделка автомобилей тоже влетает в копеечку.

Короче: дорожает не только добыча нефти, но и переработка. БП следует брать пример с американской EIA, и показывать хотя бы NGPL отдельно. Ещё полезнее было бы развалить статистику на нефть, LTO, конденсат, битум, NGPL, однако, не стоит пугать население: добыча сырой нефти проскочила пик в декабре 2005 года, максимальная годовая добыча за 2006 год составила 20.40 млрд баррелей. На 2014 год, добыча сырой нефти упала по сравнению с пиком на 2.2%, хотя и выросла на 1% по сравнению с 2013. Примерно 38% «жидкостей» в 2014 году — это битум, LTO, лицензионный конденсат и NGPL.

http://aftershock.su/?q=node/316288

eia.gov: Hydrocarbon Gas Liquids (HGL): Recent Market Trends and Issues


Читать далее

Александр Хуршудов: «Сланцевые» скважины в США массово переходят с нефти на газ

13/10/2014
Цена ноябрьского фьючерса на нефть марки Brent на Лондонской бирже в 09:31 мск в пятницу, 10 октября, снизилась [1] до $88,38 за баррель. Это самая низкая стоимость с декабря 2010 года. На момент закрытия торгов 9 октября стоимость этих контрактов составляла $90,05 за баррель. Цена на нефть марки WTI упала до до $83,59 утром 10 октября, а на закрытии торгов 9 октября составила $85,77. Это самая низкая цена с декабря 2012 года.

Сайт «Investtalk» считает [2], что причиной избыточного предложения нефти является постоянный рост ее добычи в США, который начался в 2012 году. С тех пор ежедневно стало добываться на 3 млн. барр. больше. МЭА прогнозирует, что уже этой осенью Соединенные Штаты займут лидерство в мире по добыче газоконденсатных жидкостей и нефти. В июле добыча нефти в стране составила 11.5 млн. барр. в день, что позволило догнать Саудовскую Аравию. В следующем году Citi ожидает, что США сможет ежедневно производить 15 млн. барр. жидких энергоресурсов.

Информацию комментирует эксперт Агентства нефтегазовой информации «Самотлор-экспресс» Александр Хуршудов [3]:

Человек любит рекорды. Как приятно отрапортовать о новом достижении! Авторам сразу достается ласковая улыбка чиновников и щедрое материальное вознаграждение. Даже если очередной «рекорд» прямой дорогой ведет к провалу.

Добыча нефти в США действительно [4] выросла до 8,5 млн. барр./день (рис.1). В последние летние месяцы рост замедлился, но это могут быть и случайные колебания. А вот любопытно, откуда взялись 3 млн. баррелей в сутки газового конденсата?


Рис.1

Взглянем на рис. 2. Из него видно, что рост добычи конденсата произошел совсем недавно. За 7 месяцев текущего года суточная добыча конденсата выросла на 0,63 млн. барр., на 24,6 % к среднему уровню года минувшего.


Рис.2

Но, может быть, соответственно выросла и добыча газа? Перейдем к рис.3, на котором рост добычи нефти, газа и конденсата изображены в едином масштабе, в процентах к уровню 2007 г.

Видно, что рост добычи конденсата начал отклоняться вверх от добычи газа еще в 2012 г. по мере бурного разбуривания залежей сланцевой нефти. В нынешнем году добыча газа увеличилась на 5,6 %, а конденсата – на 35,4 %.


Рис.3

Есть только одно физическое объяснение такой ситуации – «сланцевые» скважины массово переходят с нефти на газ. Явление это хорошо известно специалистам, но, разумеется, не журналистам и аналитикам. Поэтому остановлюсь на нем подробно, на примере месторождения Eagle Ford.

Допустим, нефтяная скважина глубиной 3000 м имеет начальное пластовое давление 400 ат. По мере отбора нефти оно снижается. При 300 ат в пласте из нефти начинает выделяться растворенный газ. Обладая более высокой подвижностью, газ частично блокирует доступ нефти к стволу скважины. Когда давление снизилось до 100 ат, количество газа в порах пласта уже в 6 раз больше, чем нефти, и движение нефти прекращается. Скважина фонтанирует газом, и только самые легкие фракции нефти выносятся вместе с ним на поверхность в виде газового конденсата. Остальные, более тяжелые фракции (а это 60-70 % от всей нефти) остаются в пласте навсегда.
А что дальше? Когда пластовое давление снижется до 50-70 ат, под действием вышележащих пород начинается деформация самого пласта. Глинистые частицы закупоривают приствольные каналы, трещины гидроразрыва и приток сокращается до пренебрежительно малых значений.

Любопытно, что Американское государственное энергетическое агентство EIA с начала прошлого года прекратило [5] публиковать данные о добыче газового конденсата. И я вполне понимаю его специалистов. Нет у них таких запасов конденсата на балансе страны. А объяснять, что происходит в «сланцевых» скважинах, агентство не обязано, да и перечить сланцевому ажиотажу не хочется.

По темпу роста добычи конденсата можно приближенно оценить, что с нефти на газ уже перешло более 4 тыс. скважин. А поскольку основной объем добычи сланцевой нефти сосредоточен на двух уникальных месторождениях Bakken и Eagle Ford (15,5 тыс. нефтяных скважин), то в ближайшее время следует ожидать вывода из эксплуатации 26% действующего фонда. Текущее бурение пока компенсирует такие потери, но увеличить его практически нельзя из-за недостатка буровых станков, а выбытие скважин с каждым годом будет расти.

Нас ожидают прелюбопытные события, в чем-то сходные с газовым кризисом 2008 г. Если ОПЕК не сократит квоты, цена на баррель нефти брент может кратковременно снизиться до $70. Это произведет эффект холодного душа на сланцевые компании, которым придется заняться подсчетом убытков. Последует сокращение объемов бурения и добычи, а затем, когда цены вернутся обратно на $100, рынок придет в состояние осторожного равновесия.

http://www.angi.ru/news.shtml?oid=2817826

Источники
1. http://top.rbc.ru/business/10/10/2014/5437736ecbb20f3fa5a42ad6

2. http://investtalk.ru/invest-news/id26454-neft-desheveet-i-budet-deshevet-ssha-za-dva-goda-snizili-sebestoimost-razrabotki-slantsevyh-mestorozhdenij-na-30-doll

3. http://www.angi.ru/news.shtml?oid=2760238

4. US production of crude oil http://www.eia.gov/dnav/pet/hist/LeafHandler.ashx?n=PET&s=MCRFPUS2&f=M

5. Natural Gas Plant Liquids Production http://www.eia.gov/dnav/ng/ng_prod_ngpl_s1_a.htm

— — — —
«EIA с начала прошлого года прекратило [5] публиковать данные о добыче газового конденсата» — это скорее всего является обычной задержкой, характерной для тонких моментов статистики. Такое уже было с запаздыванием официальных данных о добыче сланцевого газа

Юрхаровское нефтегазоконденсатное месторождение

Очень большие карты
tim-o-fay: карта месторождений нефти и газа Западной Сибири
blackbourn: Petroleum Geology of Western Siberia, карта
MEA-1999: б.СССР, Турция
— — — —

Рис. 1. Районирование Западно-Сибирской НГП. Нефтегазоносные области: I – Ямальская; II – Гыданская; III – Приуральская; IV – Фроловская; V – Надым-Пурская; VI – Пур-Тазовская; VII – Среднеобская; VIII – Васюганская; IX – Каймысовская; X – Пайдугинская. Месторождения Надым-Пурской НГО: 1 – Уренгойское; 2 – Ямбургское; 3 – Медвежье; 4 – Губкинское; 5 – Комсомольское; 6 — Юрхаровское

Юрхаровское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) располагается на севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) в пределах Надым-Пур-Тазовского района (рис. 1).

Согласно нефтегеологическому районированию Западно-Сибирская НГП подразделяется на десять нефтегазоносных областей (рис. 1), которые выделяются по основным местам скопления нефти и газа, связанным с региональными положительными структурами (мегавалами, поднятиями и пр.).

Одной из богатейших НГО с точки зрения суммарных запасов УВ является Надым-Пурская нефтегазоносная область (рис. 1). В ее строении выделяется ряд крупных поднятий, валов (Ямбургский, Уренгойский, Танловский) и сводов, с которыми связано большинство месторождений УВ данной территории. Строение положительных структур осложнено локальными поднятиями, значительная часть которых также является нефтегазоносными.

Анализ распределения месторождения УВ в Надым-Пурской НГО свидетельствует о четком разделении ее на северную нефтегазоносную и южную нефтеносную территории. Так, в северной части известны крупные газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками – Ямбургское, Губкинское и др. В южной части области обнаружены исключительно нефтяные месторождения – Новогоднее, Етынурское, Варьеганское и пр.

Юрхаровское месторождение приурочено к одноименному поднятию северо-восточного простирания. Максимальной амплитуды (более 200 м) поднятие достигает по кровле валанжина.

Осадочный чехол Юрхаровского месторождения имеет мощность около 4 км и представлен отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Породы фундамента на площади не вскрыты.

Юрхаровское месторождение характеризуется одной залежью природного газа, 19 газоконденсатными залежами и тремя нефтегазоконденсатными залежами. Основные продуктивные залежи газа связаны с сеноманскими и валанжинскими отложениями. Сеноманская газовая залежь находится на глубинах 1043–1350 м, валанжинская газоконденсатная – на глубинах 2545–3200 м.

Литература:
Васильев В. Г. Газовые и газоконденсатные месторождения. Справочник. М.: Недра, 1975. 527 с.
Немченко Н.Н., Ровенская А.С., Шоелл М. Происхождение природных газов гигантских газовых залежей севера Западной Сибири // Геология нефти и газа. №2. 1999.
Справочник по стратиграфии нефтегазоносных провинций СССР. Под ред. Безносова Н. В. и др., М.: Недра, 1987, 336 с.
http://trubagaz.ru/gkm/jurkharovskoe-neftegazokondensatnoe-mestorozhdenie/

Активы НОВАТЭК


http://www.novatek.ru/ru/business/assets/

Юрхаровское месторождение, открытое в 1970 году, расположено за северным Полярным кругом в юго-восточной части Тазовского полуострова. Лицензией на разведку и добычу углеводородов на месторождении владеет наше 100% дочернее общество ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ». Добыча газа и газового конденсата ведется с 2003 года. Юрхаровское месторождение — второе по объему добычи и первое по запасам среди месторождений «НОВАТЭКа» и основной источник роста добычи и запасов в среднесрочной перспективе. В ходе выполнения доразведки месторождения в 2007 г. был открыт ряд новых залежей, благодаря чему были увеличены доказанные запасы.
http://www.novatek.ru/rus/our_business/extraction/yur.html

Юрхаровское нефтегазоконденсатное месторождение является основным добывающим активом «НОВАТЭКа».
В 2012 году на долю этого месторождения приходилось примерно 25% доказанных запасов природного газа Компании по стандартам SEC (54% от разрабатываемых запасов) и около 60% валовой добычи газа и 63% добычи жидких углеводородов. Лицензия на освоение месторождения действует до 2034 года.

Юрхаровское месторождение открыто в 1970 году и расположено за северным Полярным кругом в юго-восточной части Тазовского полуострова. Западная часть месторождения находится на Тазовском полуострове, а центральная и восточная части расположены в бассейне Тазовской губы. Разбуривание морской части месторождения производится с суши с применением горизонтальных скважин.

Запасы месторождения по стандартам SEC на конец 2012 года составляли 436,5 млрд куб. м газа и 23,2 млн т жидких углеводородов. Основная часть запасов газа приходится на валанжинский горизонт. Продуктивные залежи компактно расположены на сравнительно небольшой площади, что повышает эффективность их разработки и освоения с точки зрения капитальных и операционных расходов.

Товарная добыча газа и газового конденсата на месторождении началась в 2003 году и по итогам 2012 года составила 34,1 млрд куб. м газа и 2 672 тыс. т жидких углеводородов. Модель разработки месторождения предусматривает бурение горизонтальных скважин большого диаметра и многозабойных горизонтальных скважин, что позволяет снизить общее количество скважин, необходимых для вовлечения в разработку всех запасов месторождения, и минимизировать капитальные вложения. Диаметр эксплуа тационной колонны скважин, которые бурятся на месторождении, достигает 245 мм, а длина горизонтальной секции ствола скважин превышает 1 000 метров. Стартовый дебит скважин доходит до 4,5 млн куб. м в сутки. В 2012 году на месторождении в эксплуатацию введено 6 новых добывающих скважин, а общий эксплуатационный фонд скважин вырос до 72.

В октябре 2012 года введен в эксплуатацию четвертый пусковой комплекс второй очереди месторождения, который позволяет вывести месторождение на проектную мощность в 36,5 млрд куб. м газа в год. Четвертый пусковой комплекс состоит из двух технологических ниток низкотемпературной сепарации мощностью 3,5 млрд куб. м газа в год каждая.

Также на месторождении введена в эксплуатацию первая очередь дожимной компрессорной станции, состоящей из трех агрегатов суммарной мощностью 75 МВт. Станция необходима для поддержания максимального уровня добычи газа на месторождении.

В 2012 году в рамках реализации плана по освоению нефтяных залежей месторождения была пробурена одна тестовая нефтяная скважина, стартовый дебит которой составил 83 т в сутки.
http://www.novatek.ru/ru/business/producing/yurkharovskoye/

Добыча газа на Юрхаровском месторождении началась в январе 2003 года. С магистральным газопроводом Ямбург-Уренгой месторождение соединяется газо — и конденсатопроводом протяженностью 51 км. В январе 2003 г. Юрхаровское месторождение было введено в промышленную эксплуатацию.
http://www.vsluh.ru/news/oilgas/83093.html#Icon_In


http://www.fakttv.ru/news/na/9042/

НОВАТЭК:
В 2007 году на Юрхаровском месторождении мы ввели в эксплуатацию установку по производству метанола мощностью 12,5 тыс. тонн в год. Установка является уникальным интегрированным в процесс подготовки газа объектом: в мировой практике нет подобных малотоннажных производств на газоконденсатных месторождениях. Производство метанола непосредственно на месте добычи позволило минимизировать экологические риски, а также снизить операционную себестоимость добычи и повысить стабильность производства.

В 2008 году была запущена вторая очередь Юрхаровского месторождения, что увеличило возможности Компании по добыче газа до уровня более чем 100 млн куб. м в сутки.

В 2009 году НОВАТЭК ввел в эксплуатацию второй пусковой комплекс второй очереди Юрхаровского месторождения. Запуск второго пускового комплекса позволит увеличить возможности Компании по добыче газа и газового конденсата на 7 млрд м3 и 600 тысяч тонн в год соответственно. В рамках второго пускового комплекса Компания ввела в эксплуатацию две технологические нитки низкотемпературной сепарации газа. Ввод второго пускового комплекса позволит увеличить годовой объем добычи на месторождении до 23 млрд м3 газа и 2 млн тонн конденсата. Это увеличит производственные мощности Компании по добыче газа до 44 млрд м3 в год.

http://www.novatek.ru/rus/our_business/extraction/yur.html


http://www.neftyaniki.ru/publ/russian_oilfields/jamalo_neneckij_ao/jurkharovskoe/7-1-0-702
http://iv-g.livejournal.com/529491.html

Освоение морской части Юрхаровского месторождения, большая часть запасов газа и конденсата которого расположена под дном Тазовской губы, проводится ООО «Новатэк-Юрхаровнефтегаз» c 2002 г. с берега Тазовского полуострова наклонными скважинами с горизонтальным завершением большого диаметра (168 мм в залежи). При этом отходы стволов скважин от вертикали достигают 3 – 5 км, а начальные дебиты газа валанжинских залежей – 3 – 5 млн м3 в сутки. Данное месторождение можно считать первым разрабатываемым российским арктическим месторождением в переходной зоне «суша–море».

Добыча углеводородов (УВ) Юрхаровского месторождения началась в 2003 г. и достигла в 2010 г. 24.75 млрд м3 газа (в потенциале более 33 млрд м3), а конденсата – 2.11 млн тонн (рис.3) [7]. В этом же году начал работу конденсатопровод длиной 326 км с пропускной способностью до 3 млн тонн. На восьмом году разработки (26.04.11) накопленная добыча газа превысила 100 млрд м3, а конденсата – 8.5 млн тонн [7]. Запасы месторождения по классификации SEC (без учета вероятных и возможных) на 31.12.10 – 460 млрд м3 газа и 23 млн тонн конденсата. Кроме этого, к западу и востоку от него открыты два месторождения-спутника – Западно-Юрхаровское и Ново-Юрхаровское.

http://burneft.ru/archive/issues/2011-07-08/7

Юрхаровское месторождение открыто в 1970 г и расположено в ЯНАО, за северным Полярным кругом в юго-восточной части Тазовского полуострова в Надым-Пур-Тазовском районе. Месторождение имеет площадь примерно 260 км2 и расположено в 50 км к востоку от принадлежащего Газпрому Ямбургского месторождения и приблизительно в 300 км к северу от г Новый Уренгой.

Западная часть месторождения находится на Тазовском полуострове, а центральная и восточная части расположены на шельфе Тазовской губы, средняя глубина которой составляет 4 метра. Эксплуатационное бурение производится на суше, месторождение осваивается с применением горизонтальных скважин.
Юрхаровское месторождение имеет 1 залежь природного газа, 19 газоконденсатных залежей и 3 нефтегазоконденсатных залежи.

Глубина залегания углеводородов варьируется от 1 000 до 2 950 метров, при этом валанжинский горизонт, который характеризуется наличием проницаемого песчаника, является основной областью добычи.
Продуктивные залежи компактно расположены на небольшой географической территории, что повышает эффективность разработки и освоения этих запасов, как с точки зрения капитальных вложений, так и с точки зрения операционных затрат.

Лицензией на геологическое изучение и добычу углеводородов владеет НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ, 100% дочернее общество НОВАТЭКа. Добыча газа и газового конденсата ведется с 2003 г.

Доказанные запасы (SEC) месторождения на 31.12.2011 составляют 445,6 млрд м3 газа и 24,2 млн тонн жидких углеводородов.

С магистральным газопроводом Ямбург-Уренгой месторождение соединяется газопроводом протяженностью 51 км. Параллельно идет конденсатопровод.
http://neftegaz.ru/tech_library/view/4443/