Эксплуатация скважин. Учебное пособие Эксплуатация. Томский политехнический университет экСплуатация магистральных газОнефтепроводов и хранилищ
![]()
|
13.7. Определение оптимальной периодичности очистки магистрального газопровода Постепенное засорение газопровода приводит к снижению Е и снижению его пропускной способности. Если МГ работает с недогрузкой, то уменьшение Е сопровождается увеличением степени сжатия КС и, соответственно, возрастанием затрат энергии на транспорт газа. В этом случае все мероприятия, направленные на поддержание Е на более высоком уровне, приводят к снижению затрат на компримирование газа, следовательно, к снижению затрат топливного газа или электроэнергии. В условиях эксплуатации МГ основными мероприятиями по повышению Е являются периодическая очистка и продувка участков. В общем случае убытки при продувке участка связаны с потерей газа. При многониточных газопроводах продувку осуществляют поочередным отключением отдельных ниток, что исключает безвозвратные потери газа, и в этом случае ущерб связан со снижением производительности МГ и увеличением затрат на компремирование газа. При работе газопровода с недогрузкой убытков от недопоставки газа может не быть. В случае очистки газопровода дополнительные затраты связаны с приобретением очистных устройств, снижением производительности МГ, безвозвратными потерями газа при сбросе продуктов очистки и заработной платой дополнительного персонала. Увеличение затрат на поддержание на высоком уровне эффективности работы газопровода приводит к росту прибыли от транспортной работы. Оптимальной величине гидравлической эффективности должна соответствовать максимальная прибыль от транспорта газа. Для данного случая изменение прибыли от транспорта газа по МГ ![]() ![]() где T - тариф на транспорт газа по данному газопроводу, руб/млн м3; Q1 и Q2 - годовая производительность МГ до и после проведения мероприятия, млн м3; SM1 и SM2 - затраты, связанные с проведением данного мероприятия (очистка, продувка и т.п.), руб. Если проводимое мероприятие не преследует цель повышения производительности МГ, то оптимальному варианту соответствует минимум затрат SM. При очистке участка они будут состоять из стоимости энергии на транспорт газа и стоимости очисток: ![]() где QT - годовой объем топливного газа, затраченный на транспорт газа, при n очисток участка в год; CT - стоимость топливного газа; CO - стоимость одной очистки. Потребляемое количество топливного газа зависит от мощности, затрачиваемой ГТУ на сжатие газа: ![]() где TO - число рабочих дней МГ в году; QH - низшая теплотворная способность газа, кДж/м3; ND - потребляемая мощность; ![]() Степень сжатия КС определяется из уравнения пропускной способности: ![]() где ![]() EС - среднее значение коэффициента эффективности участка за межочистной период. В общем случае, после очистки участка Е снижается от начального значения Е0 экспоненциально до минимального значения и, достигнув его, остается относительно постоянной величиной. Так как это изменение происходит медленно, а при определении оптимальной периодичности не требуется высокой точности, то можно представить изменение эффективности линейной зависимостью, тогда ![]() где E1 и E2 - эффективность работы участка в начале и в конце межочистного периода. Значения E1 и E2 принимаются по результатам анализа работы МГ или согласно результатам расчетов. 13.8. Определение числа компрессорных станций и их расстановка Расстояние между КС определяется при давлениях P1 в начале участка и P2 в конце. Для случая электроприводных ГПА все участки между собой равны. Конечный участок рассчитывается при давлениях P1 и PK и получается в ![]() ![]() В этом случае теоретическое число КС n0 определится зависимостью ![]() где L - длина МГ; l и lK - длина промежуточного и конечного участка. Так как газопровод рекомендуется сооружать без лупинга, дробное число КС обычно округляется в большую сторону. Утонченные длины участков определяются из выражений ![]() ![]() где n - принятое число станций. При оборудовании ГПА газовыми турбинами производительность газопровода уменьшается на величину топливного газа, что приводит к увеличению длин участков: ![]() где ![]() ni - номер КС, работающей на i-й участок. В этом случае теоретическое число КС можно определить из равенства ![]() Расстановка КС производится с учетом условий строительства и эксплуатации МГ. 14. ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА Потребление газа неравномерно как по сезонам, так и в течение суток. Это обусловлено спецификой производства, укладом жизни человека и особенностями климата различных регионов страны. Потребление газа зависит от отопительной нагрузки, следовательно, от температуры воздуха и даже силы ветра. Из-за неравномерности потребления режимы работы магистрального газопровода и компрессорных станций отклоняются от проектных и происходит перерасход топливного газа, используемого в газоперекачивающих агрегатах (ГПА) с газотурбинным приводом (ГТП). Для уменьшения неравномерности газопотребления и создания резервов газа на случай аварийных ситуаций на МГ используются подземные хранилища газа. С помощью ПХГ можно смягчить последствия аварийных ситуаций: например, при возникновении аварии после ПХГ излишки газа в газотранспортной системе будут закачиваться в ПХГ. В случае возникновения аварии до ПХГ из него будет подаваться такое количество газа, которое недодаёт газотранспортная система. Эффективность капиталовложений в ПХГ заключается в дополнительной подаче на промышленные нужды и населению объема газа, равного разности между годовой производительностью МГ без регулирования неравномерности газопотребления и годовой производительностью МГ, которая может быть достигнута с учетом такого регулирования. При этом капиталовложения в МГ уменьшаются на 30%, себестоимость транспорта газа снижается на 15-20%. Расходы на создание ПХГ окупаются в течение 2,5-3 лет. Для ПХГ могут использоватся выработанные нефтяные или газовые месторождения, водоносные пласты или бывшие залежи каменной соли. ПХГ в пористой среде представляет собой искусственную газовую залежь, эксплуатируемую циклически. Создание ПХГ начинается с постепенного его заполнения. В этот период, который продолжается несколько лет, годовой объем закачиваемого газа должен превышать объем отбираемого газа. Для закачки газа в ПХГ строят специальные ДКС. В процессе заполнения ПХГ увеличивается максимальное давление закачки. Диапазон рабочих давлений на выходе из ДКС колеблется от 4 до 19 МПа. Потери давления в пласте и в стволе скважины достигают 2 МПа, в шлейфах и коллекторах от устья скважин до компрессорной станции ПХГ - 0,2-0,3 МПа. На режим сжатия влияет высота столба газа в скважинах, достигающая в глубоких ПХГ 2-3 МПа. Таким образом, снижается давление на выходе из ДКС при закачке газа, а при отборе - на входе в ДКС. Наибольшая потребность для ПХГ магистральных газопроводов имеется в ГПА (на ДКС) на конечное давление Рк =12,8 МПа; остальные ДКС работают на Рк = 14,7 МПа и Рк = 7,4 МПа. Отсутствие ГПА на большое давление сдерживает повышение технико-экономических показателей ПХГ. В перспективе планируется создать ПХГ с давлением до 25 МПа. До последнего времени на ДКС ПХГ работали в основном газомотокомпрессоры (ГМК), так как они имеют высокую степень повышения давления в одной ступени - до к = 6, высокое давление сжатия - до 105 МПа, возможность работы при широком диапазоне давлений компримируемого газа. ГПА с центробежными нагнетателями (ЦБН) конкурируют с ГМК. Решающим фактором применения ГПА с центробежными нагнетателями является снижение приведенных затрат на их сооружение и эксплуатацию, меньшая численность обслуживающего персонала. Но конструкция ГПА усложняется вследствие необходимости применения мультипликатора (повышающего редуктора) для реализации п = 3 - 4 при Рк до 20 МПа. Технологические схемы ДКС ПХГ выполняют с двумя - тремя ступенями сжатия (цехами сжатия). Режим работы ДКС ПХГ -циклический. Продолжительность периодов закачки и отбора составляет примерно 90-150 суток. Остальное время - нейтральный период. Основное и вспомогательное оборудование ПХГ: - технологические газопроводы, служат для подачи газа из МГ на территорию хранилища, а также для подачи извлеченного из хранилища газа в МГ или потребителю; - скважины - дорогостоящее оборудование (сочетание труб различной длины и диаметра, спускаемых концентрично - одна внутри другой - в скважину). Их удельный вес в капиталовложениях всего ПХГ составляет около 40 - 60%; - газораспределительный пункт (ГРП), в котором выполняются следующие технологические операции: распределение газа по скважинам, регулирование расхода и давления газа, очистка газа от твердых и жидких примесей; измерение расхода, температуры и давления газа, количества отделяемых твердых и жидких компонентов, испытание скважин. На ГРП регуляторы давления не устанавливаются. Регулирование давления осуществляется дросселированием в штуцерах. На нагнетательных линиях ГРП предусмотрена установка обратных клапанов; компрессорная станция для сжатия газа, подаваемого в ПХГ (ДКС); - аппараты для очистки и осушки газа; - маслоотделители, если на КС установлены ГМК; вспомогательное оборудование: обогреватели у устья скважин для предотвращения образования гидратов и замерзания сборных линий; установки для ввода метанола; аппараты воздушного охлаждения газа (АВОр) для охлаждения сжатого газа; контрольно-измерительные приборы - на центральном пункте. В схеме обустройства ПХГ (рис.14.1) обычно разделяют стороны высокого и низкого давления. Сторона высокого давления включает все трубопроводы и аппараты, относящиеся к нагнетательной линии, считая от выкида компрессоров последней ступени сжатия до пласта. Сторона низкого давления начинается за штуцером, включает установку осушки, соединительный и магистральный газопроводы. Газ из МГ поступает на предварительную очистку в скрубберах, затем на ДКС. Газ, сжатый поршневыми компрессорами, очищается от масла в сепараторах, охлаждается в АВОг и проходит через маслоохладители. При сжатии газа с помощью центробежных нагнетателей дополнительная очистка в сепараторах и маслоотделителях на ДКС не производится. По коллектору очищенный газ поступает на газораспределительный пункт, где распределяется по скважинам и замеряется расходомерами. ГРП может находиться на территории КС или на значительном расстоянии от нее. Во избежание обратного хода газа при остановке компрессоров на выходе ДКС ставят обратные клапаны. ![]() Рис.14.1. Схема технологической обвязки ПХГ При отборе газа из хранилища его направляют в сепаратор первой ступени, где отделяются капельная влага и твердые частицы, далее - в сепаратор второй ступени, работающий при давлении газопроводной системы. Затем газ проходит расходомер, обратный клапан и попадает в коллектор, ведущий на установку осушки. После осушки расход газа измеряют общим расходомером, затем газ поступает в подводящий МГ. На коллекторе между ГРП и скважинами устанавливают предохранительный клапан (ПК) на случай недопустимого повышения давления в низконапорной части системы. Если газ отбирают из ПХГ при помощи ДКС, то после очистки и компримирования он подается на установку осушки, а затем поступает в магистральный газопровод. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ Алиев Р.А., Немудров А.Г.и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учебник для вузов. – М.: Недра, 1988. Абдулаев Л.Л., Бланк В.В., Юфин В.А. Контроль в процессах транспорта и хранения нефтепродуктов. - М.: Недра, 1990. - 263 с. Аварийно-восстановительное обслуживание магистральных нефтепроводов / И. Н.Ахатов, В.Д.Черняев, М.Г.Векшейн и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1978. - 79 с. Александров И.А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке. - М.: Химия, 1981. -352с. Айвазян С.А. Статистические исследования зависимостей. -М.: Металлургия, 1968. - 227 с. Алиев Р.А., Дзеба О.Г., Юфин В.А. Реологические свойства высоковязких и высокозастывающих нефтей в смеси с углеводородами-разбавителями //Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Обз. инф. - М.: ВНИИОЭНГ, 1986, вып.10. - с.10-13. Антипьев В.Н., Земенков Ю.Д., Забазнов А.И., Чепурский В.Н. Особенности эксплуатации конденсатопроводов в условиях Западной Сибири. - М.: ВНИИЭгазпром, 1991. - 54 c. Антипьев В.Н., Земенков Ю.Д. Контроль утечек при трубопроводном транспорте жидких углеводородов. - Тюмень: Тгнгу, 1999. - 326с. Антонов В.П. Ноpмативно-техническая документация по охране окружающей среды и ее применение в нефтегазовой промышленности //Тpубопpоводный транспорт. - 1997.- № 3. - С. 31-35. Бабин Л.А., Григоренко П.Н., Ярыгин Е.Н.Типовые расчеты при сооружении трубопроводов. М.: Недра, – 1995. Бандаренко П.М., Григорьев П.А. Новые методы и средства контроля состояния подземных трубопроводов без из вскрытия. – М.: ВНИИОНГ, 1971. Басниев К.С. Добыча и транспорт газа и газового конденсата. – М.: Недра, 1985. Бахмат Г.В., Ерёмин Н.В., Степанов О.А. Аппараты воздушного охлаждения газа на компрессорных станциях. – СПб.: Недра, 1994. Бекнев В.С., Михальцев В.Е., Шабаров А.Б. Турбомашины газотурбинных установок. – М.: Машиностроение, 1983. Белов В.В., Мортиков В.Н., Степанов Ю.А. Комплекс – дефектоскоп для контроля магистральных трубопроводов. – Ж. «Газовая промышленность», №12, 1983, 15 с. Белов Е.М., Велиюлин И.И., Любанов В.П.Локализация дефектов в металле труб действующего трубопровода бесконтактным способом. Шестая международная деловая встреча «Диагностика-96». Доклады и сообщения. М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, 1996, с. 154-166. Белов Е.М., Лобанов В.П. Поиск стресс коррозионных дефектов с использованием прибора позволяющего выявить их без вскрытия трубопроводов. Отчет по договору №2/95 между РАО «Газпром» и ТОО «РЭГ», ВНИИГАЗ, 1995, 20 с. Березин В.Л., Суворов А.Ф. Сварка трубопроводов и конструкций. – М.: ВНИИОНГ, 1971. Басниев К.С. Добыча и транспорт газа и газового конденсата. - М.: Недра, 1982. - 350 c. Белозерова З.Л., Ращепкин К.Е., Ясин Э.М. Надежность магистральных нефте- и продуктопроводов //Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Обз. инф. - М.: ВНИИОЭНГ, 1968. - 74 с. Беннетт К.О., Майерс Д.Е. Гидродинамика, теплообмен и массообмен. - М.: Недра, 1966. - 726 с. Бирюков А.Е., Туркин В.Н. Определение времени опорожнения трубопровода при его разрыве на мелиоративных системах // Гидрологомелиоративные расчеты и характеристики некоторых районов Сибири и Казахстана: Сб.науч.тр. - Омск: 1983. -с. 58-63. Бобровский С.А. Определение времени простоя нефтепроводов при ликвидации аварий /Тр. МИНХиГП им. Губкина. - М: 1963, вып. 45. -С.181. Большаков Г.Ф. Восстановление и контроль качества нефтепродуктов. - М.: Недра, 1988. - 350 c. Боpовая М.С., Нехамкина Л.Г. Лабоpант нефтяной и газовой лаборатории. - М.: Недpа, 1990. - 317 с. Бородавкин П.П., Ким Б.И. Охрана окружающей среды при строительстве и эксплуатации магистральных нефтепроводов. - М.: Недра, 1981. - 159 c. Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хранении / Абузова Ф.Ф., Бронштейн И.С., Новоселов В.Ф. и др. - М.: Недра, 1981. - 243 c. Босняцкий Г.П. отраслевой природоохранный мониторинг в новых условиях деятельности предприятий //Газовая промышленность. - 1992.- № 2. -С. 33-34. Бугай Д.Е и др. Прогнозирование коррозионного разрушения нефтепромысловых трубопроводов. Сер. Борьба с коррозией и защита окружающей среды. – М., вып. 7, 1989. – 64 с. Бунчук В. А. Тpанспоpт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа. М.: Недpа, 1977. - 366 с. Вакулин А.А., Шабаров А.Б. Диагностика теплофизических параметров в нефтегазовых технологиях. – Новосибирск: Наука, 1998,- 249 с. Васильев Ю.Н., Смерека Б.М.Повышение эффективности эксплуатации компрессорных станций. Виллемс Г.Г., Барбиан О.А., Кизингер Р. Выявление трещин в трубопроводах: отчет инспекции, полученный при использовании дефектоскопа «Ультаскоп СД». Шестая международная встреча «Диагностика-96». Доклады и сообщения. М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, 1996, с. 94-108. Велиюлин В.И. Покровский С.В., Лобанов В.П., Лукомский А.Т., Голенко Ю.В., Решетников А.Д. О ликвидации свищевых повреждений на газопроводах. Научно-технический сборник. Серия: «Транспорт и подземное хранение газа». – М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, №2, 1997, с. 3-9. Велиюлин И.И., Белов Е.М., Любанов В.П. Экспериментальная оценка спектров образцов-свидетелей с заложенными дефектами под давлением и их идентификация. Отчет о научно-исследовательской работе. ВНИИГАЗ, 1995, 50 с. Велиюлин И.И. Совершенствование методов ремонта газопроводов. – М.: 1997. Волков М.М. и др.Справочник работника газовой промышленности. – М.: Недра, 1989. Внутренняя коррозия и защита трубопроводов на нефтяных месторождениях Западной Сибири / Маричев Ф.Н., Гетманский М.Д., Тетерина О.П. и др. – М.: ВНИИОЭНГ. Обзорн. Информация. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, 1981, с.44. Вязунов Е.В., Дымшиц Л.А. Методы обнаружения утечек из магистральных нефтепродуктопроводов //Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Обз. инф. - М.: ВНИИОЭНГ, 1979. - 51 с. Гвоздев Б.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и конденсатных месторождений: Справочное пособие. – М.: Недра, 1988. Гревцев М.А. Новая техника для рентгеновского контроля от фирмы PHILIPS INDUSTRIAL X-RaY GmbH. Шестая международная деловая встреча «Диагностика-96». Доклады и сообщения. – М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, 1996, с. 148-153. Гумеров А.Г., Гаскоров Н.Х., Мавлютов Р.М., Азметов Х.А. Методы повышения несущей способности действующих нефтепроводов. Научно-технический обзор. – М., ВНИИОЭНТ, 1983, 56 с. Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Азметов Х.А. и др.Руководящий документ. Инструкция по рекультивации земель, нарушенных и загрязненных при аварийном и капитальном ремонте магистральных нефтепроводов. Министерство топлива и энергетики Российской Федерации, акционерная компания «Транснефть», институт проблем транспорта энергоресурсов, Уфа, 1997. Гухман Л.М. Подготовка газа северных газовых месторождений к дальнему транспорту. – Л.: Недра, 1990. Галеев В.Б., Каpпачев М.З., Хpаменко В.И. Магистpальные нефтепpодуктопpоводы. - М.: Недpа, 1986. - 256 с. Гараттер Ф., Тушл В. Системы обнаружения утечки для трубопроводов //Нефть и газ. - 1996. - вып.1. - С. 73-76. Гендель Г.Л., Куцын П.В. Планиpование аварийных мероприятий на газохимических комплексах // Техника безопасности и охрана труда: Обз. инф.- М.: ВНИИЭгазпpом, 1983. - 43 с. Гетманский М.Д., Рождественский Ю.Г., Калимуллин А.А. Предупреждение локальной коррозии нефтепромыслового оборудования. – М.: ВНИИОЭНГ. Обзорн. Информация. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, 1980. – С. 57. Головинский А.Г. Опыт трассового обследования дефектов магистрального нефтепровода //Безопасность труда в промышленности.- 1996. - № 2. - С. 8-14. Гоник А.А. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения. – М.: Недра, 1976. – 256 с. Гречищев С.Е., Чистотинов Л.В., Шур Ю.Л. Криогенные физико-геологические процессы и их прогноз. – М.: Недра, 1980. – 383 с. Гриценко А.И., Александров И.А., Галанин И.А. Физические методы переработки и использования газа. - М.: Недра, 1981. - 224 c. Гросс С.А., Янов Б.Г. Определение расхода и времени вытекания жидкости из щели при разрыве стенки трубопровода //Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1982.- вып.11. - С. 10-11. Губин В.Е., Губин В.В. Тpубопpоводный транспорт нефти и нефтепpодуктов. - М.: Недpа, 1982. - 296 с. Гусейн-заде М.А., Юфин В.А. Неустановившееся движение нефти и газа в магистральных трубопроводах. - М.: Недра, 1981. - 231 c. Гималетдинов, Г. М. Капитальный ремонт вертикальных стальных железобетонных резервуаров для хранения нефти [Текст] : учеб. пособие / Г. М. Гималетдинов ; Уфимский гос. нефтяной технич. ун-т. - Уфа : Монография, 2010. - 366 с. : ил. Дегтярев В.Н. Прогнозирование времени наступления порывов на нефтепроводах //Трубопроводный транспорт нефти. - 1994. - № 6. - С. 25-30. Диагностика линейной части магистpальных трубопроводов в сложных физико-географических условиях / Н.Н.Хpенов, В.И.Матpосов, В.В Шевлюк и дp. - М.: ВНИИЭгазпpом, 1996. - 77 с. Донец К.Г., Черникин В.Н. Самотечное опорожнение трубопровода от вязких нефтей и нефтепродуктов //Транспорт и хранение нефти. -1963.- № 11. -С.3-6. Домаркас В.Й., Пилецкас Э.Л. Ультразвуковая эхоскопия. – Л.: Машиностроение, Ленингр. отд-е, 1988. – 276 с. Егерман Г.Ф., Джафаров М.Д., Никитенко В.А. Ремонт магистральных газопроводов. – М.: Недра, 1973, 288 с. Ерёмин Н.В., Степанов О.А., Яковлев Е.И. Компрессорные станции магистральных газопроводов (надёжность и качество). – СПб.: Недра, 1995. Иванов Н.Д. Эксплуатационные и аварийные потери нефтепродуктов и борьба с ними. - М.: Недра, 1973. - 160 c. Иванцов О.М. Надежность строительных конструкций магистральных трубопроводов. - М.: Недра, 1985. - 231 c. Забела К.А. Ликвидация аварий и ремонт подводных трубопроводов. - М.: Недра, 1986. - 152 c. Зайцев Л. А. Регулиpование режимов работы магистpальных нефтепpоводов. - М.: Недpа, 1982. - 240 с. Звеpева Т.В. Технические средства диагностирования магистральных нефтепроводов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1987. - 53 с. Земенков Ю.Д., Хойрыш Г.А. Анализ отказов насосно-силового оборудования нефтепроводов Западной Сибири //Нефть и газ Западной Сибири: - Тюмень: ТГНГУ , 1996.- с.95-96. Зоненко В.И., Ким Б.И. Статистическая оценка данных об отказах и восстановлениях магистральных трубопроводов //Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Обз. инф. - М., 1988. - Вып.5. - С. 25-28. Иванцов О.М. Надежность строительных конструкций магистральных трубопроводов. – М.: Недра, 1985. – 232 с. Каспарьянц Е.С. Промысловая подготовка нефти и газа. – М.: Недра, 1973. Коротаев Ю.П.Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в двух томах. Том 2 // – М.: Недра, 1984. Коршунов Е.С., Едигаров С.Г. Промысловый транспорт нефти и газа. – М.: Недра, 1975. Коршак А.А. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: учеб. для вузов / А. А. Коршак, А. М. Нечваль ; под ред. А. А. Коршака. - СПб. : Недра, 2008. - 486 с. Коршак, А. А. Нефтебазы и АЗС: учеб. пособие / А. А. Коршак, Г. Е. Коробков, Е. М. Муфтахов. - Уфа : ДизайнПолиграфСервис, 2006. - 416 с. Крылов Г.В., Матвеев А.В., Степанов О.А., Яковлев Е.И. Эксплуатация газопроводов Западной Сибири. – Л.: Недра, 1985. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. – М.: Недра, 1983. Макагон Ю.Ф. Гидраты природных газов. – М.: Недра, 1974. Микаэлен Э.А. Эксплуатация газотурбинных газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций газопроводов. – М.: Недра, 1994. – 304с. Мустафин Ф.М. Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов. Очистка полости и испытание: учеб. пособие / Ф. М. Мустафин, Ю. В. Колотилов, К. А. Фазлетдинов ; Уфимский гос. нефтяной технич. ун-т. - 2-е изд., перераб. и доп. - Уфа : Нефтегазовое дело, 2012. - 330 с. Оболенский Е.А. Современные рентгеновские диагностические аппараты производства фирмы SEIFERT (Германия) для эксплуатации контроля и строительства магистральных газопроводов. Шестая международная деловая встреча «Диагностика-96». Доклады и сообщения. – М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, 1996, с. 141-148. Ольховский Г.Г. Энергетические газотурбинные установки. – М.: Энергоатомиздат, 1985.- 304 с. Панов Г.Е., Петряшин Л.Ф., Лысяный Г.Н.Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. – М.: Недра, 1986. Пиотровский А.С., Старцев В.В. Повышение надежности и эффективности работы компрессорных станций с газотурбинными ГПА. Серия: транспорт и подземное хранение газа. Обзорная информация. М., 1993. Поршаков Б.П. Газотурбинные установки. – М.: Недра, 1992.- 238 с. Ревзин Б.С., Ларисов Н.Д. Газотурбинные установки с нагнетателями для транспорта газа. – М.: Недра, 1991.- 216 с. Резвых А.И. Опыт эксплуатации магнитного снаряда-дефектоскопа ДМТ-1000 на предприятиях «Оренбурггазпром» и «Мострансгаз». Шестая международная деловая встреча «Диагностика-96». Доклады и сообщения. М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, 1996, с.178-180. Резвых А.И., Полозов В.А., Патраманский Б.В. Опыт применения отечественного магнитного снаряда-дефектоскопа ДМТ-1000 при обследовании газопровода Оренбург-Самара. Шестая международная встреча «Диагностика-96». Доклады и сообщения. – М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, 1996, с. 41-44. Розганюк В.В., Бычковьяк В.М. перуи И.В., Гурбачек Б, Троценко В.П., Чех И. Методика и технические средства измерения напряжения в трубах. Шестая международная деловая встреча «Диагностика-96». Доклады и сообщения. – М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, 1996, с. 210-212. Седых А.Д., Велиюлин И.И, Григорьев П.А. Диагностирование и планирование ремонта на магистральных газопроводах. Обзорная информация. Серия: «Транспорт и подземное хранение газа». – М.: ВНИИЭГазпром, 1989, 80 с. Стариков В.А., Здыренкова Т.В. Оценка надежности и безопасности технической системы методами «Дерево событий», «Дерево отказов» и «Монте-Карло». Методические указания к практическим занятиям по курсу «Безопасность жизнедеятельности» для студентов 4 и 5 курсов специальностей 0907, 0908, 1201, 2504, 2501, 1505, 1504 очной и заочной форм обучения. Тюменский нефтегазовый университет, Тюмень, 1996. Степанов О.А., Иванов В.А. Охлаждение газа и масла на компрессорных станциях. – Л., Недра, 1982. Степанов О.А., Крылов Г.В. Хранение и распределение газа: Учебник для техникумов. – М.: Недра, 1994. Стрелецкий Н. С.К вопросу развития методики расчета по предельным состояниям. – М.: Стройиздат, 1971. – 189 с. – Рус. Стырикович М.А., Фаровский О.Н. и др. Парогазовая установка с впрыском пара: возможности и оптимизация параметров цикла. ИВТРАН. Теплоэнергетика №10, 1995, с. 52-57. Телегин Л.Г., Ким Б.И., Зоненко В.И.Охрана окружающей среды при сооружении и эксплуатации газонефтепроводов. – М., «Недра», 1988. Типовые расчеты при проектировании, строительстве и ремонте газонефтепроводов: учеб. пособие для вузов / Л. И. Быков [и др.] ; под общ. ред. Л. И. Быкова. - СПб. : Недра, 2011. - 730 с. Хороших А.В., Долгов И.А., Оленицкий Н.И. Диагностическое обследование магистрального газопровода диаметром 1420 мм снарядом –дефектоскопом «Ультраскоп» на предприятии «Тюментрансгаз». Шестая международная деловая встреча «Диагностика-96». Доклады и сообщения. – М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, 1996, с. 55-90. Щуровский В.А., Синицин Ю.Н., Клубничкин А.К. Анализ состояния и перспектив сокращения затрат природного газа при эксплуатации газотурбинных компрессорных цехов; Обз. информ. ВНИИГАзпром, серия «Транспорт и хранение газа», №2, 1982. Щуровский В.А., Синицин Ю.Н. Экологические характеристики газотурбинных агрегатов на переменных режимах; Газовая промышленность, №11, 1991. Янгулов Е.Ю., Пиотровский А.С., Соколов В.Н. Выбор оптимального количества работающих вентиляторов АВО газа на КС. – Транспорт и подземное хранение газа, 1990, Выпуск 4, стр. 12-18.
|