Эксплуатация скважин. Учебное пособие Эксплуатация. Томский политехнический университет экСплуатация магистральных газОнефтепроводов и хранилищ
 Скачать 2.57 Mb.
|
|
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  можно представить следующим образом: , (13.37)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:  , (13.38)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:  , (13.39)где TO - число рабочих дней МГ в году; QH - низшая теплотворная способность газа, кДж/м3; ND - потребляемая мощность;  - кпд двигателя.Степень сжатия КС определяется из уравнения пропускной способности:  , (13.40)где  , (13.41)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  , (13.42)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  раз длиннее: . (13.43)В этом случае теоретическое число КС n0 определится зависимостью  , (13.44)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  , (13.45) , (13.46)где n - принятое число станций. При оборудовании ГПА газовыми турбинами производительность газопровода уменьшается на величину топливного газа, что приводит к увеличению длин участков:  , (13.47)где  - длина i-го участка;ni - номер КС, работающей на i-й участок. В этом случае теоретическое число КС можно определить из равенства  . (13.48)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.
| ||||||||||
. 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30