Die regelmäßige Kalibrierung der Behälterinstrumente ist unerlässlich, um die kontinuierliche Leistung und Funktion des Prozessbehälters sicherzustellen. Eine falsche Instrumentenkalibrierung führt oft zu einer schlechten Konstruktion des Prozessbehälters, was zu einem unbefriedigenden Betrieb des Abscheiders und einer geringen Effizienz führt. In manchen Fällen kann auch die Position des Instruments zu Fehlmessungen führen. In diesem Artikel wird beschrieben, wie Prozessbedingungen zu falschen oder missverstandenen Füllstandmessungen führen können.
Die Industrie hat große Anstrengungen unternommen, um das Design und die Konfiguration von Abscheider- und Wäscherbehältern zu verbessern. Der Auswahl und Konfiguration verwandter Instrumente wurde jedoch wenig Aufmerksamkeit geschenkt. Normalerweise ist das Gerät für die anfänglichen Betriebsbedingungen konfiguriert. Wenn sich jedoch nach diesem Zeitraum die Betriebsparameter ändern oder zusätzliche Verunreinigungen eintreten, ist die anfängliche Kalibrierung nicht mehr geeignet und muss geändert werden. Obwohl die Gesamtbewertung in der Phase der Auswahl von Füllstandsinstrumenten umfassend sein sollte, ist der Prozess der Aufrechterhaltung einer kontinuierlichen Bewertung des Betriebsbereichs und etwaiger Änderungen bei der entsprechenden Neukalibrierung und Neukonfiguration der zugehörigen Instrumente nach Bedarf während des gesamten Lebenszyklus des Prozessbehälters erforderlich. Daher ist Erfahrung erforderlich hat gezeigt, dass im Vergleich zur anormalen inneren Konfiguration des Behälters der durch falsche Gerätedaten verursachte Abscheiderfehler viel größer ist.
Eine der wichtigsten Prozesskontrollvariablen ist der Flüssigkeitsstand. Zu den gängigen Methoden zur Messung des Flüssigkeitsstands gehören Schaugläser/Füllstandsanzeiger und Differenzdrucksensoren (DP). Das Schauglas ist eine Methode zur direkten Messung des Flüssigkeitsstands und kann über Optionen wie einen Magnetfolger und/oder einen Füllstandsgeber verfügen, der an ein modifiziertes Flüssigkeitsstandsglas angeschlossen ist. Füllstandsmessgeräte, die Schwimmer als Hauptmesssensor verwenden, gelten ebenfalls als direktes Mittel zur Messung des Flüssigkeitsstands im Prozessbehälter. Der DP-Sensor ist eine indirekte Methode, deren Füllstandsmessung auf dem hydrostatischen Druck der Flüssigkeit basiert und eine genaue Kenntnis der Flüssigkeitsdichte erfordert.
Die Konfiguration der oben genannten Geräte erfordert normalerweise die Verwendung von zwei Flanschdüsenanschlüssen für jedes Instrument, einer oberen Düse und einer unteren Düse. Um die erforderliche Messung zu erreichen, ist die Positionierung der Düse von entscheidender Bedeutung. Die Konstruktion muss sicherstellen, dass die Düse immer in Kontakt mit der entsprechenden Flüssigkeit ist, z. B. den Wasser- und Ölphasen für die Grenzfläche und den Öl- und Dampfphasen für den Füllstand der Flüssigkeit.
Die Flüssigkeitseigenschaften unter tatsächlichen Betriebsbedingungen können von den für die Kalibrierung verwendeten Flüssigkeitseigenschaften abweichen, was zu fehlerhaften Füllstandsmesswerten führt. Darüber hinaus kann die Position des Füllstandsmessers auch zu falschen oder missverstandenen Füllstandsmesswerten führen. Dieser Artikel enthält einige Beispiele für Erkenntnisse aus der Lösung gerätebezogener Trennprobleme.
Die meisten Messtechniken erfordern die Verwendung genauer und zuverlässiger Eigenschaften der zu messenden Flüssigkeit, um das Instrument zu kalibrieren. Die physikalischen Spezifikationen und Bedingungen der Flüssigkeit (Emulsion, Öl und Wasser) im Behälter sind entscheidend für die Integrität und Zuverlässigkeit der eingesetzten Messtechnik. Wenn die Kalibrierung der zugehörigen Instrumente korrekt durchgeführt werden soll, um die Genauigkeit zu maximieren und die Abweichung der Flüssigkeitsstandswerte zu minimieren, ist es daher sehr wichtig, die Spezifikationen der verarbeiteten Flüssigkeit genau zu bewerten. Um Abweichungen beim Flüssigkeitsstand zu vermeiden, müssen daher zuverlässige Daten durch regelmäßige Probenahme und Analyse der gemessenen Flüssigkeit, einschließlich direkter Probenahme aus dem Behälter, gewonnen werden.
Mit der Zeit verändern. Die Art der Prozessflüssigkeit ist eine Mischung aus Öl, Wasser und Gas. Die Prozessflüssigkeit kann in unterschiedlichen Stadien innerhalb des Prozessbehälters unterschiedliche spezifische Gewichte haben; Das heißt, sie treten als Flüssigkeitsmischung oder emulgierte Flüssigkeit in das Gefäß ein, verlassen das Gefäß jedoch als eigenständige Phase. Darüber hinaus stammt die Prozessflüssigkeit in vielen Feldanwendungen aus verschiedenen Behältern mit jeweils unterschiedlichen Eigenschaften. Dadurch wird ein Gemisch unterschiedlicher Dichte durch den Separator verarbeitet. Daher wirkt sich die kontinuierliche Änderung der Flüssigkeitseigenschaften auf die Genauigkeit der Flüssigkeitsstandmessung im Behälter aus. Auch wenn die Fehlerquote möglicherweise nicht ausreicht, um den sicheren Betrieb des Schiffes zu beeinträchtigen, beeinträchtigt sie doch die Abscheideeffizienz und die Bedienbarkeit des gesamten Geräts. Abhängig von den Trennbedingungen kann eine Dichteänderung von 5–15 % normal sein. Je näher das Gerät am Einlassrohr ist, desto größer ist die Abweichung, was auf die Beschaffenheit der Emulsion in der Nähe des Behältereinlasses zurückzuführen ist.
Wenn sich der Salzgehalt des Wassers ändert, wirkt sich dies auch auf die Füllstandsanzeige aus. Bei der Ölförderung ändert sich der Salzgehalt des Wassers aufgrund verschiedener Faktoren, wie z. B. Veränderungen im Formationswasser oder Durchbruch von eingespritztem Meerwasser. In den meisten Ölfeldern kann die Änderung des Salzgehalts weniger als 10–20 % betragen, in einigen Fällen kann die Änderung jedoch bis zu 50 % betragen, insbesondere in Kondensatgassystemen und Systemen unter Salzlagerstätten. Diese Änderungen können erhebliche Auswirkungen auf die Zuverlässigkeit der Füllstandmessung haben; Daher ist die Aktualisierung der Flüssigkeitschemie (Öl, Kondensat und Wasser) für die Aufrechterhaltung der Gerätekalibrierung unerlässlich.
Durch die Verwendung von Informationen aus Prozesssimulationsmodellen und Flüssigkeitsanalysen sowie Echtzeit-Probenahmen können auch die Kalibrierungsdaten von Füllstandmessgeräten verbessert werden. Theoretisch ist dies die beste Methode und wird mittlerweile als Standardpraxis verwendet. Damit das Gerät jedoch über einen längeren Zeitraum genau bleibt, sollten die Flüssigkeitsanalysedaten regelmäßig aktualisiert werden, um potenzielle Fehler zu vermeiden, die durch Betriebsbedingungen, Wassergehalt, Anstieg des Öl-Luft-Verhältnisses und Änderungen der Flüssigkeitseigenschaften verursacht werden können.
Hinweis: Regelmäßige und ordnungsgemäße Wartung ist die Grundlage für den Erhalt zuverlässiger Gerätedaten. Die Standards und die Häufigkeit der Wartung hängen in hohem Maße von den damit verbundenen vorbeugenden und täglichen Aktivitäten im Werk ab. In manchen Fällen sollten Abweichungen von geplanten Aktivitäten, sofern dies als notwendig erachtet wird, neu geregelt werden.
Hinweis: Zusätzlich zur Verwendung der neuesten Flüssigkeitseigenschaften zur regelmäßigen Kalibrierung des Messgeräts können nur relevante Algorithmen oder Tools der künstlichen Intelligenz verwendet werden, um die täglichen Schwankungen der Prozessflüssigkeit zu korrigieren und Betriebsschwankungen innerhalb von 24 Stunden zu berücksichtigen.
Hinweis: Überwachungsdaten und Laboranalysen der Produktionsflüssigkeit helfen dabei, mögliche Anomalien bei den Füllstandsmesswerten zu verstehen, die durch die Ölemulsion in der Produktionsflüssigkeit verursacht werden.
Die Erfahrung hat gezeigt, dass Gaseinschlüsse und Blasenbildung am Einlass von Abscheidern (hauptsächlich vertikale Gaskondensatabscheider und Gaswäscher) bei unterschiedlichen Einlassvorrichtungen und internen Komponenten einen erheblichen Einfluss auf die Messwerte des Flüssigkeitsstands haben und zu einer schlechten Steuerung und Leistung führen können . Die Abnahme der Dichte der flüssigen Phase aufgrund des Gasgehalts führt zu einem falsch niedrigen Flüssigkeitsstand, der zum Mitreißen von Flüssigkeit in der Gasphase führen und sich auf die nachgeschaltete Prozesskompressionseinheit auswirken kann.
Obwohl es im Öl- und Gas-/Kondensatölsystem zu Gaseinschlüssen und -schäumen gekommen ist, wird das Gerät aufgrund der Fluktuation der Kondensatöldichte kalibriert, die durch das dispergierte und gelöste Gas in der Kondensatphase während des Gaseintrags oder der Gaseinblasung verursacht wird. nach Prozess. Der Fehler liegt höher als das Ölsystem.
Es kann schwierig sein, die Füllstandsmessgeräte in vielen vertikalen Wäschern und Separatoren richtig zu kalibrieren, da in der flüssigen Phase unterschiedliche Mengen an Wasser und Kondensat vorhanden sind und die beiden Phasen in den meisten Fällen über einen gemeinsamen Flüssigkeitsauslass oder eine gemeinsame Wasserauslassleitung verfügen Wasserabscheidung. Daher kommt es zu ständigen Schwankungen der Betriebsdichte. Während des Betriebs wird die untere Phase (hauptsächlich Wasser) abgelassen, wodurch eine höhere Kondensatschicht auf der Oberseite zurückbleibt, sodass die Flüssigkeitsdichte unterschiedlich ist, was dazu führt, dass sich die Flüssigkeitsstandmessung mit der Änderung des Höhenverhältnisses der Flüssigkeitsschicht ändert. Diese Schwankungen können in kleineren Behältern kritisch sein, das Risiko bergen, dass das optimale Betriebsniveau verloren geht, und in vielen Fällen die erforderliche Flüssigkeitsabdichtung des Fallrohrs (das Fallrohr des Aerosoleliminators, das zum Ablassen der Flüssigkeit verwendet wird) korrekt betreiben.
Der Flüssigkeitsstand wird ermittelt, indem der Dichteunterschied zwischen den beiden Flüssigkeiten im Gleichgewichtszustand im Abscheider gemessen wird. Allerdings kann jede interne Druckdifferenz zu einer Änderung des gemessenen Flüssigkeitsstands führen und dadurch aufgrund des Druckabfalls eine andere Flüssigkeitsstandanzeige ergeben. Beispielsweise führt eine Druckänderung zwischen 100 und 500 mbar (1,45 bis 7,25 psi) zwischen den Behälterfächern aufgrund des Überlaufens der Prallplatte oder des Koaleszenzkissens zum Verlust eines gleichmäßigen Flüssigkeitsniveaus, was zu einem Grenzflächenniveau im Abscheider führt Die Messung geht verloren, was zu einem horizontalen Gradienten führt. Das heißt, der korrekte Flüssigkeitsstand am vorderen Ende des Behälters liegt unter dem Sollwert und am hinteren Ende des Abscheiders innerhalb des Sollwerts. Wenn außerdem ein gewisser Abstand zwischen dem Flüssigkeitsspiegel und der Düse des oberen Flüssigkeitsstandsmessers besteht, kann die entstehende Gassäule bei Vorhandensein von Schaum weitere Fehler bei der Messung des Flüssigkeitsstands verursachen.
Unabhängig von der Konfiguration des Prozessbehälters ist Flüssigkeitskondensation ein häufiges Problem, das zu Abweichungen bei der Messung des Flüssigkeitsstands führen kann. Wenn das Instrumentenrohr und der Behälterkörper abgekühlt sind, kann der Temperaturabfall dazu führen, dass das Gas, das die Flüssigkeit im Instrumentenrohr erzeugt, kondensiert, was dazu führt, dass der Flüssigkeitsstand von den tatsächlichen Bedingungen im Behälter abweicht. Dieses Phänomen tritt nicht nur in der kalten Außenumgebung auf. Es tritt in einer Wüstenumgebung auf, in der die Außentemperatur nachts niedriger ist als die Prozesstemperatur.
Die Begleitheizung für Füllstandsmessgeräte ist eine gängige Methode zur Verhinderung von Kondensation. Allerdings ist die Temperatureinstellung von entscheidender Bedeutung, da sie möglicherweise das Problem verursacht, das sie lösen soll. Durch eine zu hohe Temperatureinstellung können die leichter flüchtigen Bestandteile verdampfen, wodurch die Dichte der Flüssigkeit zunimmt. Unter Wartungsgesichtspunkten kann die Begleitheizung ebenfalls problematisch sein, da sie leicht beschädigt werden kann. Eine günstigere Möglichkeit ist die Isolierung (Isolierung) des Instrumentenrohres, die in vielen Anwendungen die Prozesstemperatur und die äußere Umgebungstemperatur effektiv auf einem bestimmten Niveau halten kann. Es ist zu beachten, dass aus Wartungssicht auch die Verzögerung der Instrumentenleitung ein Problem darstellen kann.
Hinweis: Ein häufig übersehener Wartungsschritt ist das Spülen des Instruments und der Zügel. Abhängig vom Service können solche Korrekturmaßnahmen je nach Betriebsbedingungen wöchentlich oder sogar täglich erforderlich sein.
Es gibt mehrere Faktoren zur Durchflusssicherung, die sich negativ auf Füllstandmessgeräte auswirken können. das alles sind:
Hinweis: In der Entwurfsphase des Abscheiders, bei der Auswahl des geeigneten Füllstandsinstruments und wenn die Füllstandsmessung abnormal ist, sollte das Problem der korrekten Durchflusssicherung berücksichtigt werden.
Viele Faktoren beeinflussen die Dichte der Flüssigkeit in der Nähe der Düse des Füllstandtransmitters. Lokale Druck- und Temperaturänderungen wirken sich auf den Flüssigkeitshaushalt und damit auf die Füllstandsanzeige und die Stabilität des gesamten Systems aus.
Lokale Änderungen der Flüssigkeitsdichte und Emulsionsänderungen wurden im Abscheider beobachtet, wo sich der Austrittspunkt des Fallrohrs/Abflussrohrs des Demisters in der Nähe der Düse des Flüssigkeitsstandtransmitters befindet. Die vom Tropfenabscheider aufgefangene Flüssigkeit vermischt sich mit einer großen Flüssigkeitsmenge, was zu lokalen Dichteänderungen führt. Dichteschwankungen treten häufiger bei Flüssigkeiten mit geringer Dichte auf. Dadurch kann es zu kontinuierlichen Schwankungen der Öl- oder Kondensatstandsmessung kommen, die sich wiederum auf den Schiffsbetrieb und die Steuerung nachgeschalteter Geräte auswirken.
Hinweis: Die Düse des Flüssigkeitsstandtransmitters sollte sich nicht in der Nähe des Austrittspunkts des Fallrohrs befinden, da die Gefahr besteht, dass es zu intermittierenden Dichteänderungen kommt, die die Messung des Flüssigkeitsstands beeinträchtigen.
Das in Abbildung 2 gezeigte Beispiel ist eine übliche Rohrleitungskonfiguration für Füllstandsmessgeräte, die jedoch Probleme verursachen kann. Wenn vor Ort ein Problem auftritt, kommt die Überprüfung der Daten des Flüssigkeitsstandmessumformers zu dem Schluss, dass der Flüssigkeitsstand an der Grenzfläche aufgrund einer schlechten Trennung verloren gegangen ist. Tatsache ist jedoch, dass sich das Auslass-Niveauregelventil allmählich öffnet, wenn mehr Wasser abgeschieden wird, wodurch ein Venturi-Effekt in der Nähe der Düse unter dem Niveautransmitter entsteht, der weniger als 0,5 m (20 Zoll) vom Wasserspiegel entfernt ist. Wasserdüse. Dadurch entsteht ein interner Druckabfall, der dazu führt, dass der Trennschicht-Füllstand im Messumformer niedriger ist als der Trennschicht-Füllstand im Behälter.
Ähnliche Beobachtungen wurden auch beim Wäscher gemeldet, bei dem sich die Flüssigkeitsauslassdüse in der Nähe der Düse unter dem Flüssigkeitsstandgeber befindet.
Auch die allgemeine Positionierung der Düsen wirkt sich auf die korrekte Funktion aus, d. h. die Düsen am vertikalen Abscheidergehäuse sind schwieriger zu verstopfen oder zu verstopfen als die Düsen im unteren Kopf des Abscheiders. Ein ähnliches Konzept gilt für horizontale Behälter: Je niedriger die Düse, desto näher ist sie an den sich absetzenden Feststoffen, wodurch die Wahrscheinlichkeit einer Verstopfung steigt. Diese Aspekte sollten während der Entwurfsphase des Schiffes berücksichtigt werden.
Hinweis: Die Düse des Flüssigkeitsstandtransmitters sollte sich nicht in der Nähe der Einlassdüse, Flüssigkeits- oder Gasauslassdüse befinden, da die Gefahr eines internen Druckabfalls besteht, der die Messung des Flüssigkeitsstands beeinträchtigt.
Verschiedene Innenstrukturen des Behälters wirken sich auf unterschiedliche Weise auf die Flüssigkeitstrennung aus, wie in Abbildung 3 dargestellt, einschließlich der möglichen Entwicklung von Flüssigkeitsspiegelgradienten, die durch das Überlaufen der Prallplatte verursacht werden und zu Druckabfällen führen. Dieses Phänomen wurde bei der Fehlerbehebung und Prozessdiagnose mehrfach beobachtet.
Das mehrschichtige Leitblech wird normalerweise im Behälter an der Vorderseite des Abscheiders installiert und kann aufgrund des Strömungsverteilungsproblems im Einlassteil leicht untergetaucht werden. Der Überlauf verursacht dann einen Druckabfall im Behälter, wodurch ein Niveaugefälle entsteht. Dies führt zu einem niedrigeren Flüssigkeitsstand an der Vorderseite des Behälters, wie in Abbildung 3 dargestellt. Wenn der Flüssigkeitsstand jedoch durch den Flüssigkeitsstandmesser an der Rückseite des Behälters kontrolliert wird, kommt es zu Abweichungen bei der durchgeführten Messung. Das Niveaugefälle kann auch zu schlechten Trennbedingungen im Prozessbehälter führen, da durch das Niveaugefälle mindestens 50 % des Flüssigkeitsvolumens verloren gehen. Darüber hinaus ist es denkbar, dass der relevante Hochgeschwindigkeitsbereich durch den Druckabfall einen Zirkulationsbereich erzeugt, der zu einem Verlust an Trennvolumen führt.
Eine ähnliche Situation kann in schwimmenden Produktionsanlagen wie FPSO auftreten, wo mehrere poröse Pads im Prozessbehälter verwendet werden, um die Flüssigkeitsbewegung im Behälter zu stabilisieren.
Darüber hinaus führt der starke Gaseintrag im horizontalen Behälter unter bestimmten Bedingungen aufgrund der geringen Gasdiffusion zu einem höheren Flüssigkeitsspiegelgefälle am vorderen Ende. Dies wirkt sich auch nachteilig auf die Füllstandskontrolle am hinteren Ende des Behälters aus, was zu Messabweichungen und damit zu einer schlechten Leistung des Behälters führt.
Hinweis: Das Gradientenniveau in verschiedenen Formen von Prozessbehältern ist realistisch und diese Situation sollte minimiert werden, da dadurch die Trenneffizienz abnimmt. Verbessern Sie die innere Struktur des Behälters und reduzieren Sie unnötige Leitbleche und/oder Lochplatten, gepaart mit guten Betriebspraktiken und Bewusstsein, um Probleme mit dem Flüssigkeitsspiegelgefälle im Behälter zu vermeiden.
In diesem Artikel werden mehrere wichtige Faktoren besprochen, die die Flüssigkeitsstandmessung des Separators beeinflussen. Falsche oder falsch verstandene Füllstandsmesswerte können zu einem schlechten Schiffsbetrieb führen. Es wurden einige Vorschläge gemacht, um diese Probleme zu vermeiden. Obwohl dies keineswegs eine erschöpfende Liste ist, hilft sie, einige potenzielle Probleme zu verstehen und so dem Betriebsteam dabei zu helfen, potenzielle Mess- und Betriebsprobleme zu verstehen.
Wenn möglich, etablieren Sie Best Practices basierend auf den gewonnenen Erkenntnissen. Es gibt jedoch keinen spezifischen Industriestandard, der in diesem Bereich angewendet werden kann. Um die mit Messabweichungen und Regelanomalien verbundenen Risiken zu minimieren, sollten die folgenden Punkte bei zukünftigen Konstruktions- und Betriebspraktiken berücksichtigt werden.
Ich möchte Christopher Kalli (außerordentlicher Professor an der University of Western Australia in Perth, Australien, Chevron/BP-Rentner) danken; Lawrence Coughlan (Lol Co Ltd. Aberdeen-Berater, Shell-Rentner) und Paul Georgie (Glasgow Geo Geo-Berater, Glasgow, Großbritannien) für ihre Unterstützung. Die Beiträge werden von Experten begutachtet und kritisiert. Ich möchte auch den Mitgliedern des SPE Separation Technology Technical Subcommittee für die Unterstützung bei der Veröffentlichung dieses Artikels danken. Besonderer Dank geht an die Mitglieder, die das Papier vor der endgültigen Ausgabe überprüft haben.
Wally Georgie verfügt über mehr als vier Jahre Erfahrung in der Öl- und Gasindustrie, insbesondere in den Bereichen Öl- und Gasbetrieb, Verarbeitung, Trennung, Flüssigkeitshandhabung und Systemintegrität, betriebliche Fehlerbehebung, Beseitigung von Engpässen, Öl-/Wasser-Trennung, Prozessvalidierung und Technik Fachwissen Praxisbewertung, Korrosionsschutz, Systemüberwachung, Wassereinspritzung und verbesserte Ölrückgewinnungsbehandlung sowie alle anderen Probleme bei der Handhabung von Flüssigkeiten und Gasen, einschließlich Sand- und Feststoffproduktion, Produktionschemie, Durchflusssicherung und Integritätsmanagement im Aufbereitungsprozesssystem.
Von 1979 bis 1987 war er zunächst im Dienstleistungssektor in den USA, im Vereinigten Königreich, in verschiedenen Teilen Europas und im Nahen Osten tätig. Anschließend arbeitete er von 1987 bis 1999 bei Statoil (Equinor) in Norwegen und konzentrierte sich auf den täglichen Betrieb, die Entwicklung neuer Ölfeldprojekte im Zusammenhang mit Fragen der Öl-Wasser-Trennung, Gasaufbereitungs-, Entschwefelungs- und Dehydrierungssysteme, produziertes Wassermanagement und die Behandlung von Feststoffproduktionsproblemen Produktionssystem. Seit März 1999 ist er als unabhängiger Berater in der Öl- und Gasförderung auf der ganzen Welt tätig. Darüber hinaus fungierte Georgie als Sachverständige in Öl- und Gasfällen im Vereinigten Königreich und in Australien. Von 2016 bis 2017 war er SPE Distinguished Lecturer.
Er hat einen Master-Abschluss. Master of Polymer Technology, Loughborough University, Großbritannien. Erhielt einen Bachelor-Abschluss in Sicherheitstechnik von der University of Aberdeen, Schottland, und einen PhD in chemischer Technologie von der University of Strathclyde, Glasgow, Schottland. Sie können ihn unter wgeorgie@maxoilconsultancy.com kontaktieren.
Georgie veranstaltete am 9. Juni ein Webinar zum Thema „Trennung von Design- und Betriebsfaktoren und ihre Auswirkungen auf die Leistung von Produktionswassersystemen in Onshore- und Offshore-Installationen“. Auf Anfrage hier verfügbar (kostenlos für SPE-Mitglieder).
Das Journal of Petroleum Technology ist das Flaggschiffmagazin der Society of Petroleum Engineers und bietet maßgebliche Informationen und Themen zur Weiterentwicklung der Explorations- und Produktionstechnologie, zu Themen der Öl- und Gasindustrie sowie Neuigkeiten über SPE und seine Mitglieder.
Zeitpunkt der Veröffentlichung: 17. Juni 2021
