книги / Морская нефть. Развитие технических средств для освоения морских арктических месторождений нефти и газа. Переработка продукции скважин

СПГ с температурой примерно -161 °С переходит в три надежно изоли­ рованных хранилища объемом в 225 тыс. бар. В хранилище некоторая часть СПГ испаряется. Эти пары поддерживают остальной СПГ в жидком состоя­ нии и используются как топливо для больших холодильных компрессоров. Заключительной ступенью процесса производства является загрузка СПГ в танкеры. Каждое судно может быть загружено в течение 12 ч, и оно уходит из Кеная с 440 тыс. бар. СПГ.

Два специально построенных танкера «Полар Аляска» и «Арктик Токио» транспортируют сжиженный газ с Аляски в Японию. Каждый из них выпол­ няет 16-18 рейсов в год, каждый рейс в среднем длится 20 дней и покрывает расстояние в 6 тыс. морских миль в оба конца. Груз на этих судах перевозится в 6 танках с использованием мембраны для транспортировки газа в системе защитной оболочки. Эта система состоит из двух металлических барьеров, перемежающихся с двумя слоями изоляции толщиной в 10 дюймов. Барье­ ры, или мембраны, сделаны из специального низкотемпературного металла. Первая мембрана составляет контейнер для СПГ (она окружена слоем изо­ ляции), а вторая должна задержать утечку, если с первой возникнут’ какие-то проблемы. Второй слой изоляции окружает вторую мембрану и опирается на внутреннюю часть корпуса судна. Все давление, возникающее от веса груза на систему защитной оболочки, переносится на внутреннюю часть корпуса судна и его структуру. Суда эксплуатировались компанией «Марафон» и управ­ лялись экипажем в 37 чел. на каждом судне.

Сорокалетний опыт эксплуатации завода СПГ, расположенного в районе со сложными климатическими условиями, показал, что при умелой организации всей цепи добыча газа (сжижение — транспорт — газификация) можно иметь надежную промышленность СПГ, несмотря на большие капиталовложения в установки сжижения, морскую транспортировку и разгрузочно-погрузочные терминалы. Этот опыт может быть успешно применен и в условиях России при разработке Штокмановского газоконденсатного месторождения.

3.2.3.Создание первого в Европе завода по сжижению природного газа в арктическихусловиях

Вслед за открытием газа на северном шельфе Норвегии компании «Статойл» и «Тоталь марин норск» в 1985 г. решили объединить свои усилия по разработке совместной программы изучения экономики эффективных спосо­ бов эксплуатации этих ресурсов.

Схема, названная «Комплекс по сжиженному газу Северной Норвегии», появилась в результате изучения нескольких вариантов, которые показали, что

из-за удаленности от западноевропейского рынка сбыта транспортирование газа по трубопроводам нерентабельно, что свидетельствовало о единственной возможности разработки газовых месторождений в северных районах Нор­ вегии — сжижении газа. Такая схема могла открыть и новые возможности сбыта газа. Обе компании проводили изучение технических и экономических аспектов разработки месторождения Сновит (акватория Тромс).

Акватория Тромс, или Тромсофлакет, занимает небольшую площадь норвежского континентального шельфа и расположена в Баренцевом море южнее 80° с.ш. Первая скважина была пробурена здесь в 1980 г. С тех пор пробурили 36 скважин и открыли три крупных месторождения, первое из них в 1981 г. Общие доказанные извлекаемые запасы газа оценены в 230 млрд м3.

Эти три месторождения получили названия Сновит, Акселаден, Аль­ батрос. Сновит— самое крупное, запасы газа в нем около 100 млрд м3. Это и другие месторождения на акватории Тромс могли обеспечить экспорт сжиженного газа в течение 30-40 лет; причем годовая добыча газа в началь­ ный период эксплуатации может быть 5-6 млрд м3.

Главной проблемой в акватории Тромс была необходимость поиска но­ вых решений, основанных на апробированных технологиях добычи, транс­ порта и последующего применения добываемого газа. Возможно было ис­ пользование плавучих эксплуатационных систем. На месторождении Сновит этот вариант предусматривал применение двух полупогружных платформ, на которых разместится все оборудование, необходимое для переработки до 10 млн м3/сут. газа. К плагформе могли быть подключены семь подводных скважин, находящихся от нее на расстоянии до 1600 м. Система управления скважин гидравлическая, через одну линию для каждой скважины. Газ по­ ступает на платформы по райзерам, а с платформ по гибким трубопроводам подается в донный манифольд (рис. 3.9).

Такая схема могла применяться по следующим причинам: 1) увеличи­ вались возможности морской системы; 2) снижалась масса оборудования, устанавливаемого на каждой платформе; 3) обеспечивалась гибкость добы­ чи на начальном этапе эксплуатации. Переработка газа в море ограничена в отношении сепарации газа и жидкости, а также осушки конденсата. Газ и конденсат должны транспортироваться к берегу по отдельным трубопро­ водам.

Рассматривались и две другие концепции: 1) использование одного заяко­ ренного судна с оборудованием для переработки газа, причем на судне долж­ ны были иметься большие емкости для хранения конденсата, что являлось преимуществом этого варианта; 2) применение стационарной платформы, достоинство этого варианта заключалось в том, что применялось обычное устьевое оборудование (оно не находится в воде).

Рисунок 3.9 — Схема добычи и сжижения природного газа (вариант 1990 г.):

I — добыча газа на шельфе; II — обработка и сжижение газа на берегу; 1 — полупогружная платформа №1; 2 — подводный манифольд; 3 — полупогружная платформа №2; 4 — подводные скважины; 5 — стабилизация конденсата; 6 — хранение конденсата; 7 — конденсат; 8 — топливный газ; 9 — сухой газ; 10 — удаление углекислого газа; 11 — сжижение природного газа; 12 — хранение сжиженного газа

Газ и конденсат месторождения Сновит должны транспортироваться к бе­ регу по двум отдельным трубопроводам; альтернативой являлось хранение конденсата в морских резервуарах и вывоз его танкерами. Диаметр конденсатопровода 305 мм, газопровода 711 мм (по проекту).

Прямая трасса трубопровода с месторождения проходит по неровному дну, на котором оставили рытвины древние айсберги. Был оценен и другой вариант, по которому трубопровод может быть проложен в обход неровных участков морского дна.

На первом этапе среди восьми возможных мест строительства установки по сжижению газа был выбран как наиболее привлекательный о. Стройя.

Предусматривалось иметь две параллельные технологические цепочки, вырабатывающей 3,6 млн м/год сжиженного природного газа, что эквивалент­ но 5 млрд м3 обычного газа. Обе цепочки должны быть оснащены обычным оборудованием для отделения углекислого газа и сжижения.

Технологическая схема могла быть оптимизирована за счет объединения гибких холодильных циклов с турбодетандерной системой, оснащенной дву­ мя газовыми турбинами, служащими для привода компрессора в холодиль­ ных циклах. Сжиженный газ предполагалось хранить в трех двухкамерных резервуарах вместимостью 80 тыс. м3.

Модули установки предполагалось изготовить на предприятии на берегу и доставить на баржах к месту строительства. Хранилища сжиженного газа предполагалось соорудить на месте, хотя изучение показало, что их можно

изготовить на специальном предприятии и поставить на площадку как еди­ ный модуль. Предполагалось, что установку будут обслуживать 305 человек эксплуатационного персонала, а всего на ней будет работать 700 человек.

Приведенный выше проект обустройства месторождения Сновит за вре­ мя разработки месторождения претерпел значительные изменения, но эти изменения позволили создать уникальный проект разработки арктического месторождения газа, а также проекг переработки добываемой продукции и ее последующей реализации.

Компания «Статойл», взяв на вооружение новейшие технологии, осущест­ вила вариант разработки месторождения Сновит без каких-либо производс­ твенных установок на поверхности моря, что поставило его первым номером среди месторождений, разрабатываемых в Баренцевом море. Подводные ус­ тановки на месторождении Сновит размещены на морском дне и не создают помех для рыболовных снастей. На месторождении Сновит предполагалось пробурить девять скважин — восемь добывающих и одну для обратной закачки углекислого газа. Шесть скважин и скважина для С02 пробурены в 2004-2005 гг., а еще 2 предполагается пробурить в 2011 г. Для размещения завода по производству СПГ был выбран в окончательном варианте остров Мелкойа. Для сжижения газа используется энергоэффективная установка, созданная компаниями «Статойл» и «Линде».

Вся установка будет размещена на большой барже высотой 9 м и размером палубы 154x54 м.

Испанская судостроительная компания «Изар Конструкшион Навал» по­ строила баржу на своей верфи в городе Феррол на северо-западе Испании. Оттуда баржа была отбуксирована на другую верфь — Драгадос на юге Испа­ нии, где на барже будет установлено 24000 т технологического оборудования для получения сжиженного газа (рис. 3.10).

Затем баржа с оборудованием будет переправлена к острову Мелкойа с помощью тяжелогрузного судна. Там баржа с технологической установкой будет установлена в специально построенный для этой цели док.

Для хранения СПГ с острова Мелкойа два французских правовладельца компании «Газ де Франс» и «Тоталь» будут использовать по одному танкеру для транспортировки своей доли газа. Компания «Статойл» будет иметь долю владения новыми судами в размере 14,32 и 50%. Одним из судов «Статойл» будет владеть вместе с норвежским пароходством «Лейф Хес энд Ко. Шиппинг» и японской фирмой «Митцуи О. С. К. Лайнс». Другими двумя судами «Статойл» будет владеть с тремя японскими пароходствами «Кавасаки Кисен», «Кайса Митцуи энд Ко.» и «Ино Канун Кайса Лтд.». Эти танкеры строились на японских верфях и были поставлены с ноября 2005 по апрель 2006 г. Проект развития промышленного комплекса на острове Мелкойа,

ЛИТЕРАТУРА

1.Американская техника и промышленность. — Вып. 1П. — Рэдкор, Чилтон К°, 1977.

2.Арктические основания экономичной конструкции // Нефть, газ и нефтехи­ мия за рубежом. — 1985. — № 3. — С. 28-29.

3.Астафьев В. Н. Проектирование подводных трубопроводов в условиях Арк­ тических морей. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. — 76 с.

4.Браун Р. Дж. Новая технология строительства трубопроводов в глубоких во­ дах // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1979. — № 7. — С. 77-80.

5.Браун Р. Дж. Новая технология монтажа подводных трубопроводов // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1979. — №11. — С. 42-44.

6.Буксировка айсбергов // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом.— 1983. — №1. — С. 35.

7.Бурение в море Бофорта // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1979. —

№10. — С. 17.

8.Бурение горизонтальных скважин // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1986. — №3. — С. 27-28.

9.Буровые и эксплуатационные работы в Арктике // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1984. — № 1. — С. 37.

10.Буслов В. М., Крэл Н. У. Проекты разработок и эксплуатации арктических месторождений // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1983. — № 8. — С .63-68.

11.Буслов В. М., Крэл Н. У. Проекты разработок и эксплуатации арктических месторождений. — Ч. 2 // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1983. — №11. — С. 46.

12.Буслов В. М., Крэл Н. У. Проекты разработок и эксплуатации арктических месторождений. — Ч. 3 // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1983. — №12. — С. 54.

13.Буслов В. М., Крэл Н. У. Проекты разработок и эксплуатации арктических месторождений. — Ч. 4 // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1984. — №2. — С. 51.

14.Буслов В. М., Крэл Н. У. Проекты разработок и эксплуатации арктических месторождений. — Ч. 5,6 // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1984. —

№12. — С. 64.

15.Буш Р. А. Совершенствование плавучих эксплуатационных комплексов, соо­ руженных на базе танкеров // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1986. — №1. — С. 46.

16.Вестгард Д. Преимущество проводки многоствольных скважин третьего уров­ ня сложности на Аляске // Нефтегазовые технологии. — 2003. — № 1. — С. 53-56.

17.Викери Р. Б. Экономика бурения в Арктике // Нефть, газ и нефтехимия за ру­ бежом. — 1983. — № 3. — С. 7-13.

18.Вяхирев Р. И., Никитин Б. А., Мирзоев Д. А. Обустройство и освоение мор­ ских нефтегазовых месторождений. — М.: Издательство Академии горных наук, 2001. — 459 с.

19.Глубоководные плавучие эксплуатационные системы // Нефть, газ и нефтехи­ мия за рубежом. — 1984. — № 6. — С. 34-42.

20.Морские трубопроводы. Ю. А. Горяйнов, А. С. Федоров, Г. Г. Васильев и др. — М.: Недра-Бизнесцентр, 2001. — 131 с.

21.Гровер Д. Строительство берм в условиях Арктики // Нефть, газ и нефтехи­ мия за рубежом. — 1984. — № 12. — С. 62-63.

22.Гудместад О. Т., Волден А., Скер Й. Изготовление платформ для установки в Печорском море // Газовая промышленность. — 2000. — №11. — С. 22-24.

23.Джонсон Т. П. Буровые суда для работы в штормовых условиях // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1982. — № 11. — С. 55-56.

24.Дойч И. М. Разработка месторождения Амаулигак в море Бофорта // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом — 1988. — № 8. — С. 41-42.

25.Доставка последних крупнотоннажных грузов на месторождении Эндикотт // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1987. — № 6. — С. 52-53.

26. Дуиг И. М. Разработка месторождений в отдаленных районах Канады

// Нефть, газ и нефтехимия за рубежом — 1989. — № 7. — С. 35-39.

27.Защита арктических буровых платформ с помощью ледяных барьеров

// Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1985. — № 7. — С. 38-39.

28.Защита подводного устьевого оборудования скважин от воздействия айсбер­ гов с помощью кессонов // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1986. — №1. — С. 38-42.

29.Иохансон Б., Сколингштад Л. Совершенствование третьего поколения аркти­ ческих буровых платформ фирмы «Канмар». Материалы II конференции по морской технологии для Арктики, г. Анкоридж, пгг. Аляска. 3-5 сентября 1985.

30.Капустин К. Я., Камышев М. А. Строительство морских трубопроводов. — М.: Недра, 1982. — 208 с.

31.Каустинен О. М. Проект строительства арктического газопровода в Канаде

//Нефть, газ и нефтехимия за рубежом — 1979. — № 12. — С. 72-74.

32. Кинг Р. Э. Увеличение бурения в глубоких водах и в Арктике // Нефть, газ

и нефтехимия за рубежом. — 1979. — № 7. — С. 17-24.

33.Кризер Д . Д. Проектразработки нефтяного месторождения Хиберниа // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1986. — № 9. — С. 47-49.

34.Круглогодичное бурение в Арктике // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1985. — №7. — С. 39-40.

35.Кэпрон М. Эксплуатационные платформы для Арктики // Нефть, газ и нефте­ химия за рубежом. — 1989. — № 7. — С. 35-39.

36.Левис Дж., Бенедикт С. П. Айсберги и разработка морских нефтяных и га­ зовых месторождений // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1981. —

№1. — С. 16-21.

37.Ледокольные танкеры для Северо-Западного прохода в Канадском Арктичес­ комархипелаге// Нефть, газ и нефтехимия зарубежом. — 1984.—№4.— С. 34.

38.Леонард Дж. Техника и технология морского бурения // Нефть, газ и нефте­ химия за рубежом. — 1981. — № 7. — С. 13-21.

39.Леонхардт Дж. У. Бурение морской скважины в рекордно глубоких водах // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1980. — № 2. — С. 22-26.

40.Листенгарген Л. Б. Комплексное проектирование разработки морских нефтя­ ных месторождений. — М.: Недра, 1991.

41.Масгобаев 10. Б., Мовсум-заде Э. М., Мастобаев Б. Н. Развитие добычи неф­ ти в море с искусственных островов // Материалы Новоселовских чтений. — Уфа. Издательство УГИТУ, 2004. — С. 131.

42.Меженный В. И., Блашвидов Л. Б. Ледостойкая погружная буровая установка для предельного мелководья // Газовая промышленность. — 1999.— № 12. — С. 59-60.

43.Мотика Д. Организация добычи нефти в канадском секторе моря Бофорта // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1984. — № 12. — С. 61-62.

44.Мунро Р. Дж. Бурение первой результативной поисковой скважины в Дэвисовом проливе//Нефть, газ и нефтехимия за рубежом.— 1982.—№4.—С. 6-12.

45.Нефтедобывающая платформа для Арктики // Нефть, газ и нефтехимия за ру­ бежом. — 1983. — № 2. — С. 71.

46.Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1983. — № 5. — С. 65.

47.Новая концепция эксплуатации для субарктических условий // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1991. — № 9. — С. 56-58.

48.Новая платформа в заливе Кука // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1987.— № И. — С. 45-47.

49.Новое буровое и эксплуатационное оборудование // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1983. — № 6. — С. 39-42.

50.Новые полупогружные буровые установки компании «Седко» // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1983. — № 2. — С. 72.

51.Передвижная арктическая буровая установка // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1984. — № 5. — С. 54.

52.Переоборудование танкера в плавучую буровую установку // Нефть, газ и неф­ техимия за рубежом. — 1983. — №11. — С. 34.

53.План разработки месторождения Венчур // Нефть, газ и нефтехимия за рубе­ жом. — 1989. — № 9. — С. 26.

54.Планы разработки нефтяного месторождения Терра-Нова // Нефть, газ и неф­ техимия за рубежом. — 1988. — № 8. — С. 44-45.

55.Полупогружная буровая платформа для субарктических районов // Нефть, газ

инефтехимия за рубежом. — 1985. — № 5. — С. 52.

56.Полупогружная эксплуатационная платформа // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, — 1982. — № 3. — С. 39-41.

57.Программа строительства трубопроводов в США и Канаде// Нефть, газ и неф­ техимия за рубежом. — № 8. — 1979. — С. 58-66

58.Работы по освоению месторождения Хиберниа // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1981. — № 4. — С. 66-68.

59.Разработка месторождений Кохассет и Пенюк // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1991. — № 8. — С. 15-18.

60.Разработка морских месторождений. 14-я Международная конференция по морским технологиям // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1982. — №4. — С. 36-44.

61.Райт Т. Новое эксплуатационное оборудование для морских месторождений

//Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1979. — № 7. — С. 34-38.

62.Расчет продолжительности сезонных буровых работ в Арктике // Нефть, газ

инефтехимия за рубежом. — 1984. — № 2. — С. 38-40.

63.Система круглогодичной эксплуатации морских месторождений // Нефть, газ

инефтехимия за рубежом. — 1980. — № 12. — С. 65-68.

64.Система отклонения айсбергов // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1987.— №3. — С. 37-38.

65.Стальная платформа для установки в море Бофорта // Нефть, газ и нефтехи­ мия за рубежом. — 1981. — № 7. — С. 23-24.

66.Стюарт В. П. Платформа для разведки и эксплуатации морских нефтегазовых месторождений в Арктике // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1986. — №3. — С. 38-42.

67.Суда с малой осадкой для геофизических работ в Арктике // Нефть, газ и неф­ техимия за рубежом. — 1987. — № 8. — С. 53.

68.Укладка морского трубопровода через прорезь во льду // Нефтегазовые тех­ нологии. — 2001. — № 3. — С. 79-80.

69.Укладка подводного трубопровода на озере Эри // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1980. — № 10. — С. 87-88.

70.Установка для бурения со льда // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1981. — № 1. — С. 29-31.

71.Харелл Д. Е., Киннэман С. Полупогружная платформа «Вестерн пейссеттер IV» // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1981. — № 10. — С. 90-92.

72. Эдмистон К. Проектирование и эксплуатация сооружений для Арктики

// Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1986. — № 1. — С. 30-44.

73.Anon, Decision 86.01, Application forApproval, Hibernia Canada-Newfoundland benefits plan, Canada-Newfoundland Offshore Petroleum Board. St. John’s, June 1986. — 143 p.

74.Brown R. J. Engineering Innovation for Subsea Pipe Line Connections // Pipe Line Indystry. — 1978. — Aug.

75.Brown R. J. Innovations Used in Pipeline Installation under Arctic Ice // Oil & Gas Journal. — 1987. — Nov. 20.

76.Bruneau A. A. Icebergs and Petroleum Drilling in Arctic Waters. Presented to the Norwegian Society of Chartered Civil Engineers, the Danish Society of Chartered Engineers and the Greenland Technical Organization, October 1976, Stavanger, Norway.

77.Churcher A. et. al. Ice Loads for Bottom-Founded MODU’s for Operation in the Beaufort Sea. AOTC, Anchorage, Alaska, September 1985.

78.Dinsmore R. P. Ice and its Drift into the North Atlantic Ocean. ICNAF Symposium on Environmental Conditions in the Northwest Atlantic, Special Publication no. 8, Dartmouth, N. S., 1972.

79.Filzpatrick J. The Single Steel Drilling Caisson: A Novel Approach to BottomFounded Structures in Arctic Water. Society of Petroleum Engineers, 58th Annual Conference, October 1983.

80.Fitzpatrick, J., Stenning, D. G. Design and Construction of Tarsiut Island in the Canadian Beaufort Sea. 15th Annual Offshore Technology Conference, Houston, Texas (May 2-5, 1983), Paper No. OTC 4517. — P. 51-60

81.Funkhouser L. W. Ultradeep Gas Exploration — an Expanding Frontier, Inst, on Petroleum Exploration and Economics. — Vol. 16. P. 103-138. Southwestern Le­ gal Foundation, Dallas, Texas, Matthew Bender publisher, 1978.

82.Henderson B., Gilroy R. et. al. Developments Offshore West Greenland in 1977. — AAPG Bulletin. — 1978. — Vol. 62. — № 8. — P. 1441-1444.

83.Hewitt J. J. et. al. The Design, Installation and Performance of a Berm-Supported Exploration Structure in the Beaufort Sea. 4th International Symposium (ASME) Offshore Mechanics & Arctic Engineering, Dallas, February 1985.

84.Hippman A., Kelly W. The Single Still Drilling Caisson: A New Arctic Drilling System. SPE Conference, San Francisco, Oct. 5-8, 1983.

85.Ice Conditions Status Report 1980, Prepared for the Petroleum Directorate of the Government of Newfoundland and Labrador by ICE Engineering Ltd.

86.Independents Now Dominating E and DAction inAlaska’s Cook Inlet // Oil & Gas journal. — 2002. — Dec. 9. — P. 18-24.

87.Liesimer S. V. Offshore Development Concept — Sable Island and Hibernia. May 1980 Environmental Workshop on Offshore Hydrocarbon Development, Fairment Hot Springs, Canada.

88.Moritis G. North Amethyst, First White Rose Satellite to be Developed // Oil & Gas Journal. — 2008. — Feb. 25. — P. 37-39

89.Motyka D. R., Hnatiuk J. Offshore Production Systems for the Hibernia Area of Eastern Canada. Offshore North Sea Technology Conference. August 1980, Stavan­ ger, Norway.

90.Murff J. D., Miller T. W. Foundation Stability on Nonhomogeneous Clays // Jour­ nal of Geotechnical Engineering Division, ASCE. — 1977. — October.