CC BY
19
БОТ: 10.15587/2312-8372.2018.134793
ДОСЛ1ДЖЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТ1 СИСТЕМИ ЗБОРУ, ПОДГОТОВКИ ТА ТРАНСПОРТУВАННЯ ГАЗУ ГАЗОВИДОБУВНОГО ШДПРИСМСТВА
Грудз В. Я., Марущенко В. В., Братах М. I., Савчук М. Т., Фшшчук О. О.
В робота приведено результати анализу стану дтчог системи збору, подготовки та транспортування свердловинног продукци Отшнянського, Котелевського та зах1дного склетння Берез1вського газоконденсатних родовищ АТ «Укргазвидобування» (м. Кигв, Украгна). Виявлено основн ускладнення при експлуатаци газозб1рних мереж на завершальшй стади розробки родовищ I запропоновано заходи щодо швелювання гх негативного впливу на обсяги видобутку.
На першому етат досл1джень було здтснено польов1 замори режимов роботи системи в лтнш та зимовий перюд. Експериментально встановлено, що в зимовий перюд експлуатаци процес сепараци газу на сепарацтному обладнант здтснюеться яюстше, шж в лтшй перюд експлуатаци. Це пов'язано з впливом понижених температур на процес випадання р1дког фази 1з природного газу.
Основна ¡дея роботи полягае у впровадженн постойного мониторингу роботи газозб1рног системи на предмет виявлення змт термобаричного режиму експлуатацИ. Так1 змши можуть сигнал1зувати на високу в1рог1дшсть утворення р1динних скупчень, як1 чинитимуть додатковий г1дравл1чний отр.
Результати мониторингу змши тиску, температури, точок роси I композицтного складу природного газу дозволяють провести гх комплексний анал1з та з прийнятною точшстю оцтити можливють формування мас р1дини на певних дыянках газопров1дно! системи. Це виключае необх1дн1сть тдтвердження гх наявност1 за допомогою приладового обладнання I додаткових людських ресурсов, а також скорочуе час не реагування на виникнення проблеми.
Такий тдх1д буде досить щкавий I для великих м\жнародних компанш, осктьки запаси природного газу посттно вичерпуються, а вилучення залишкових запасов газу 1з виснажених родовищ е привабливою метою для компант-видобувник1в. Кр1м того, застосування простих способов очистки на основа анализу г1дравл1чног ефективност1 трубопроводов дозволяе суттево скоротити як часов1, так I материальна ресурси.
Ключов1 слова: система збору газу, багатофазний потж, промисловий газопровод, дмянка трубопроводу, годравлочна ефектившсть.
1. Вступ
Родовища видобувного регюну Укра!ни експлуатують вже доволi тривалий час. Переважна бшьшшть з них увшшла в стадш завершально! розробки в газовому режимi на виснаження. Отже, рiвень видобутку газу, насамперед, залежатиме вщ рiвня робочого тиску на гирлi свердловин, обсяпв його споживання i ефективност роботи обладнання об'екпв наземно! частини родовищ, на яких здшснюеться збiр, тдготовка i транспортування газу.
На сьогодтшнш день АТ «Укргазвидобування», м. Ки!в, Укра!на (далi -Компатя) володiе найпотужтшою системою збору, тдготовки та транспортування газу серед газовидобувних компанш в Укра!т. Вона включае в себе 9 272 кiлометрiв промислових трубопроводiв (мiжпромисловi газопроводи, шлейфи, газопроводи тдключення, колектори, i ш.), понад 2 700 свердловин, 140 родовищ, 39 дожимних
компресорних станцш, 184 установки комплексно! тдготовки газу. В структуру газовидобувно! Компани входять три газопромислових уиравлшня (ГПУ): «Шебелинкагазвидобування» (смт. Донець, Харшвська обл.),
«Полтавагазвидобування» та «Львiвгазвидобування», як здшснюють основнi функцп з видобутку, тдготовки та транспортування газу до точок передачi у магiстральнi газопроводи. Об'ем газу видобутого Компатею за 2017 рш становить 15,25 млрд. кубометрiв [1].
Враховуючи стратегiю нарощування видобутку «20/20», протягом остантх рокiв Укра!на збшьшуе видобування газу:
- шляхом розввдки нових перспективних газовидобувних райотв;
- збiльшенням обсягiв робiт по буршню i введенням в експлуатацш нових свердловин;
- проведенням капiтальних ремонтов свердловин;
- пониженням гирлових тисшв свердловин до мiнiмально допустимих значень, враховуючи природне падiння пластових тисшв родовищ (режим роботи родовищ на «виснаження»);
- шляхом встановлення гирлових малодожимних компресорних станцiй (МДКС), нульових ступенiв iснуючих дожимних компресорних станцш (ДКС) тощо.
Але на базi перелiчених способiв iз збшьшенням видобутку газу виникае проблема забезпечення якомога менших перепадiв тиску трасою газопроводу:
- чи то газопроввд що транспортуватиме газ вiд промислу до споживачiв;
- чи газопроввд (шлейф), що транспортуе газ ввд гирла свердловини до установки комплексно! тдготовки газу (УКПГ) або ввд УКПГ до ДКС.
Рух газорвдинних потошв в порожнинi трубопроводу може мати три структури вiд кшьцево! до пробково! i розшаровано!, яю в будь-якому разi характеризуються наявтстю локалiзованоi рiдини в понижених i на висхiдних дiлянках газопроводу. Результатом чого е утворення гiдравлiчних пробок, що частково чи повтстю перекривають перерiз труби, як характеризуються зростанням гiдравлiчного опору 1 гiдростатичного перепаду тиску.
Першопричинами зростання втрат тиску пвд час транспортування газу е:
- зниження експлуатацiйного тиску за сталого об'ему перекачування, що позначаеться на втратах тиску на тертя;
- утворення певного об'ему забруднень в порожнит труби, що формуе додатков! мшцев! гiдравлiчнi опори.
Кр!м того, необхiдно зауважити, що наявтсть в газопроводi мiсцевих опор1в спричиняе зм1ну температурного режиму, що спонукае до випадання важких фракцiй з двофазового потоку. Роль таких мшцевих опор1в можуть вiдiгравати самi рвдинш накопичення у понижених м1сцях трубопроводу.
В свою чергу, повна сепаращя газу е складною технолопчною операщею 1 пов'язана з великими катталовкладеннями, що значно з61льшить собiвартiсть газу. Отже, газ, що поступае в газопроввд, мштитиме певну к1льк1сть рвдини, що буде зваженою у газовому потощ у вигляд1 найдрiбнiших крапель.
Враховуючи той фактор, що штор1я видобування паливних ресур^в Укра!ни починаеться на початку минулого стол1ття, внаслвдок чого переважна 61льш1сть розвiданих родовищ на даний момент знаходяться на завершальнш стади експлуатацИ i мають пiдвищений р1динний фактор. А також враховуючи програму нарощування власного видобутку та цштсть кожного видобутого ку61чного метра газу, на даний час актуальним питанням залишаеться злагоджена робота системи «пласт-
свердловина-шлейф-УКПГ-мапстральний газопроввд». А також забезпечення ïï функцiонування з мiнiмальними затратами на транспортування та забезпечення пропускно!" здатност на pежимаx сьогодення.
2. Об'ект дослiдження та його технологiчний аудит
Об'ектом до^дження е система мiжпpомисловиx газопpоводiв Котелевсько!' групи родовищ, що збирае газ з Беpезiвськоï, Котелевсько!" та Опiшнянськоï УКПГ газопромислового управлшня та транспортуе газ на комплексну пiдготовку на головш споруди (ГС) Cолоxа по:
- низьконапipниx газопpоводаx для подачi газу з свердловин низького тиску без компримування газу Отшнянсько1' УКПГ та Беpезiвськоï УКПГ (робочий тиск в межаx 8-12 ат);
- високонатрник газопpоводаx для подачi газу з свердловин високого тиску Беpезiвського, Котелевського та Отшнянського газоконденсатниx родовищ (ГКР) та скомпримованого газу на ДКС Опiшнянськоï i Котелевсько!" УКПГ (рис. 1) [2].
L =500 км
Рис. 1. Cxема розмщення системи мiжпpомисловиx газопpоводiв, що з'еднують Беpезiвську УКПГ, Котелевську УКПГ, Отшнянську УКПГ ГПУ «Полтавагазвидобування» та транспортують газ на комплексну пiдготовку на ГС
Cолоxа
Газопромислове упpавлiння «Полтавагазвидобування» в свош стpуктуpi мае п'ять цеxiв з видобутку нафти, газу та конденсату (ЦВНГК): Машiвський, Cолоxiвський, Гадяцький, Яблунiвський i Краснокутський. Видобування, збip та
тдготовка газу до транспортування здшснюеться на вище приведених ЦВНГК з наступною передачею до мапстральних газопроводiв. Протяжтсть промислових та мiжпромислових газопроводiв ГПУ «Полтавагазвидобування» становить 3 939,572 км. Об'ем газу, що видобуваеться даним газопромисловим уиравлшням складае понад 5,8 млрд. кубометрiв природного газу, станом на 2017 рш, що становило 40 % вщ загального видобутку природного газу Компани [1].
1снуюча система збору, пiдготовки та транспортування газу була введена в експлуатацш в 1960-1970-х роках та, ввдповвдно, розрахована на значно iншi режими роботи. На даний момент, враховуючи природне падшня гирлових тисшв, а також тдвищений вологовмiст газу, ч^ко спостерiгаеться пониження якост пiдготовки природного газу в зв'язку iз неефективною роботою системи збору та тдготовки на шнуючих режимах роботи.
Наявтсть рiдини в порожнинi газопроводу е одним iз факторiв, що суттево знижуе ефективнiсть функцiонування газовидобувно1 системи. В умовах експлуатацiï промислових газопроводiв дуже важливим завданням е визначення об'ему рiдини в ïx порожнинах, оскшьки ïï наявнiсть негативно впливае на роботу в^х вузлiв газовидобувноï' системи.
3. Мета та задач1 досл1дження
Метою роботи е оцшка можливостi самоочищення системи мiжпромисловиx газопроводiв за рахунок впровадження комплексу заxодiв iз збiльшення лiнiйниx швидкостей газу достаттх для надання рiдинним забрудненням руху мiж рiзноорiентованими в просторi дiлянками на основi монiторингу гiдравлiчного стану.
Для досягнення поставленоï мети необхвдно виконати так задачi:
1. Дослвдити режими роботи i гiдравлiчний стан системи промислових газопроводiв Котелевсь^' групи родовищ (ГПУ «Полтавагазвидобування») та обробити, систематизувати i проаналiзувати дат.
2. Зробити оцiнку гiдравлiчноï ефективност експлуатацiï системи промислових газопроводiв та термобаричного i швидшсного режиму експлуатаци в зимовий та л^нш перюд.
3. Визначити природт пастки рвдини та об'ем забруднень.
4. Зробити оцшку надiйностi роботи системи газопроводiв в частиш виникнення залпових викидiв рiдини та утворення гiдратiв.
5. Змоделювати пониження гирлових тисшв Котелевсь^' групи родовищ.
4. Досл1дження шнуючих р1шень проблеми
Ефективнiсть роботи систем збору та транспортування газу з родовищ газовидобувноï Компани залежить вщ гiдравлiчного стану сукупних дiлянок лiнiйноï частини газопроводiв (промислових, мiжпромисловиx та im). Тому необxiдно проводити перюдичний монiторинг гiдравлiчного стану з метою оцшки фактичних гiдравлiчниx характеристик (визначення перепадiв тиску, фактичних коефiцiентiв гiдравлiчного опору дiлянки та гiдравлiчноï ефективност!, орiентовний обем забруднень). Оскшьки ввдхилення вiд номiнального режиму роботи вказуватиме на утворення двофазних течiй, що значно знижуе ефектившсть та надштсть експлуатаци системи.
Станом на 80-90-ri pp. минулого сторiччя багато уваги придiляеться дослiдженням двофазного потоку. Розроблено моделi руху газу i рвдини в трубах, створено новi способи визначення кшькосп рiдини в порожнит газопроводу та
способи вилучення рвдини з газопроводу, модертзовано пристро! для вiдведення р1дини. Одним 1з таких спосо61в е метод створення 1мпульсного режиму робочого потоку газу (Метод швидшсного потоку газу) [3]. За межами Укра!ни на даний час прид^еться значна увага очистц1 внутршньо! порожнини газопроводу методом пропускания очисних пристро!в р1зних конструкций. Розроблено методи очищення порожнини шлейфiв i газопроводiв гелевими поршнями [4] та поверхнево-активними речовинами [5], а також методи уточнених розрахуншв гiдравлiчного стану газоконденсатних газопроводiв [6, 7]. Кр1м того, завдяки створенню модертзованого сепарацiйного обладнання значно покращуеться очистка газу на промислах. Щодо Укра!ни, то сьогодн1 сучасним единим нормативним документом, що регламентуе порядок виконання гiдравлiчного розрахунку, е ВСН 51.1-85 [8], положення якого та власт розробки фахiвцiв Укра!нського науково-дослiдного шституту природних газiв (УкрНД1газу) (м. Харшв) покладено в створення програмно-розрахункового комплексу «Контроль залпових викид1в р1дини з порожнини газопроводу». Даний комплекс складаеться 1з трьох взаемозв'язаних програм: гiдравлiчна ефективнiсть, об'ем забруднень та гвдратоутворення, на основ1 якого проведено розрахунки, представленi в робот! [9]. Вс1 гiдравлiчнi розрахунки газопроводiв виконано ввдповвдно до вимог [8, 10].
Отже, вирiшення задачi аналiзу режимiв роботи газозбiрноi та газотранспортно! системи, визначення проблемних д1лянок з точки зору попршення гiдравлiчноi ефективностi, а також обгрунтування доц1льност1 впровадження заходiв щодо очистки шзопровод1в е перспективним питанням.
При розв'язаннi проблеми очищення газопроводу потр16но з'ясувати причини потрапляння рвдини та кшьшсть. Це дасть можлившть контролювати будь-як зм1ни в процес експлуатаци та своечасно прийняти ршення щодо часу проведення очистки. Слвд також зазначити, що об'ем забруднень у газопроводах, розрахований теоретичним шляхом, вiдрiзняеться в1д визначеного експериментальним. Тому зазначена проблема потребуе детального вивчення.
Кр1м того, сл1д звернути увагу на в1дм1нност1 у п1дход1 до очищення внутршньо! порожнини промислових тру6опровод1в. В1дпов1дно до вимог нормативних документов рiшення щодо очищення такого типу тру6опровод1в приймаеться виключно на основ1 внутр1шньо трубно! iнспекцii [11], що фактично неможливо провести в укра!нських специфiчних умовах, детально висвiтлених у [12].
Тим не менш, слвд зазначити ту обставину, що в будь-яких умовах, в порожниш тру6опровод1в буде утворюватися багатофазове середовище. Дане середовище вважаеться ввдносно нерухомим в умовах експлуатаци зр1лих родовищ, або ж постшно змiнюе свою форму при локалiзацii в понижених мшцях за умови зм1ни термобаричного режиму експлуатаци [13]. Хоча, з шшого боку, проблема поведшки багатофазових середовищ в умовах змши термобаричного режиму роботи трубопроводу в основному висв^лена для нафтопроводiв i ниток колекторiв, що збирають нафту, враховуючи можлившть утворення як парафiнових вiдкладiв [14], так i смол [15, 16].
Процеси випадiння та формування рвдинних скупчень в газозбiрних мережах носять бшьш специфiчний характер. Такi забруднення е 61льш рухомими тод1, коли основним забрудником буде газовий конденсат, i бшьш стшкими до локалiзацii на завершальному етапi розробки родовищ, коли формуватимуться виключно 1з водних фракцiй лише 1з слiдами конденсату. В будь-яких випадках спещалшти рекомендують
проводити комплексне обстеження д^нок трубопроводiв, де можливе накопичення рiдини [17].
В [18] представлено, що для попередження накопичення рвдинних забруднень в порожнит трубопроводу на висхiдних дiлянках трубопроводiв проводилися заходи по замiнi шлейфiв бiльших дiаметрiв на меншi. Ввдповвдно, данi заходи проводилися з метою забезпечення мiнiмально необхiдних швидкостей газу для забезпечення винесення рiдини на УКПГ.
За умови вiдсутностi ч^ких нормативних вказiвок, яким чином проводити таку дiагностику, аналiз гiдравлiчноl ефективност слiд вважати доволi простим 1 економiчним методом, попри його суттеву похибку i необхiднiсть проводити довол1 часто.
5. Методи досл1джень
Для дослвдження динамiки коефiцiенту гiдравлiчноl ефективност мiжпромислових газопроводiв в рамках дано! роботи було проведено вимiрювання фактичних технологiчних параметрiв на окремих донках. З метою оцiнки впливу змши температури навколишнього середовища на показник коефщенту гiдравлiчноl ефективностi, вимiрювання проводилось в зимовий та л^нш перюди експлуатаци.
В табл. 1, 2 представлено вихвдт данi системи мiжпромислових газопроводiв, що збирають газ з УКПГ та транспортують газ на комплексну пiдготовку на ГС Солоху.
Таблиця1
Дат гiдравлiчноl ефективност системи мiжпромислових газопроводiв, що з'еднують
Березiвську УКПГ, Котелевську УКПГ, Отшнянську УКПГ ГПУ «Полтавагазвидобування» та транспортують газ на комплексну тдготовку на ГС _Солоха, в зимовий перюд експлуатаци_
№ д1ля нки труб опро воду Початк овий тиск, кгс/см2 (ат) Кшцев ий тиск, кгс/см2 (ат) Початк ова темпер атура, °С Юнце ва темпе ратура , °С Розхщ газу, тис. м3/доба Густина газу при стандарт них умовах, кг/м3 Темпе ратура точки роси, °С Техшчна характеристика Рк введе ння в експл уатащ ю Примака
Довжин а, км о, мм Тов щина стшк и, мм
1 27,94 26,47 16,37 3,3 623,33 0,783 0 10,25 530 7,5 1992 -
2 26,47 26,16 3,3 3,2 1748,0 0,783 0 10,92 530 7,5 1992 Попутн ий вщб1р газу на автома тичнш газороз подшьч ш станцп (АГРС) Деревк и
3 26,61 26,47 11,0 3,3 1124,68 0,783 0 10,6 530 7 1992 -
А-+ /26,16 25,54 3,2 3,1 2232,24 0,783 -2,3 7,3 530 7,5 1972 -
Подача газу низьконатрних свердловин
5 9,68 8,44 3,47 3,3 148,6 0,783 0 20,2 228 екв. 1979 -
6 9,6 8,75 -2,07 3,3 90,00 0,783 0 9,782 273 7 2012 -
Таблиця 2
Дат гiдравлiчноl ефективност системи мiжпромислових газопроводiв, що з'еднують
Березiвську УКПГ, Котелевську УСП, Опiшнянську УКПГ ГПУ «Полтавагазвидобування» та транспортують газ на комплексну пiдготовку на ГС _Солоха, в лтнш перюд експлуатаци 2017 р._
№ дшянки трубопр оводу Початко вий тиск, кгс/см2 (ат) Кiнцеви й тиск, кгс/см2 (ат) Початко ва темпера тура, °С Кшцева темпера тура, °С Розхщ газу, тис. м3/доба Густина газу при стандарт них умовах, кг/м3 Темпера тура точки роси, °С Техшчна характе ристика Рж введенн я в експлуат ащю Примггк а
Довжин а, км Б, мм Товщин а стiнки трубопр оводу, мм
1 31,15 31,06 19,26 13,8 726,453 0,771 13,8 10,25 530 7,5 1992 -
2 31,06 30,29 13,8 12,9 1814,973 0,771 12,9 10,92 530 7,5 1992 Попутни й вiдбiр газу на автомати ^нiй газорозп здшьчш ;танцil (АГРС) Деревки
3 31,72 31,06 33,01 13,8 1088,520 0,779 13,8 10,6 530 7 1992 -
4 30,54 29,01 12,9 12,7 2255,234 0,757 12,7 7,3 530 7,5 1972 -
Подача газу низьконатрних свердловин
5 11,38 | 9,84 | 27,35 | 13,8 | 161,577 | 0,771 | 13,8 20,2 228 екв. 1979 -
6 На момент проведення дослiджень газопровiд не працював ^9,782 273 | 7 2012 -
Проведене дослвджения грунтувалось на вимiрюваннi технолопчних параметрiв в контрольних точках наступних д^нок мiжпромислових газопроводiв:
- Високонатрт:
1 - «УКПГ Березiвка - кран (кр.) № 6 точка тдключення (т. п.) УКПГ Котельва»;
2 - «кр. № 6 т. п. УКПГ Котельва - т. п. УКПГ Отшня»;
3 - «УКПГ Котельва - кран № 6 т. п. до газопроводу УКПГ Березiвка - т. п. УКПГ Отшня»;
4 - «УКПГ Отшня - ГС Солоха».
- Низьконатрт:
5 - «УКПГ Отшня - УКПГ Котельва»;
6 - «УКПГ Березiвка - УКПГ Котельва».
6. Результати дослщження
Результати розрахунку riдравлiчноl ефективност системи мiжпромислових газопроводiв проведено на основi технолопчних вимiрювань в зимовий та л^нш перюд експлуатаци. Результати включають визначення надлишкових втрат тиску, оцiнку швидшсного режиму експлуатаци, розрахунок орiентовного об' ему забруднень i перевiрку умов проходження процесу залпових викидiв рвдини та умов виникнення гiдратiв, як представлено в табл. 3, 4 [2].
1з результатов розрахунку гiдравлiчноl ефективностi системи мiжпромислових газопроводiв в зимовий перюд експлуатаци (табл. 3) видно, що д^нка високонатрного газопроводу Березiвська УКПГ - т. п. Котелевсько! УКПГ (кр. № 6)
2 3
забруднена (надлишковi втрати тиску складають 1,39 кгс/см (94,5 %), Vзабр.=29,9 м ; Е=23,5 %) i потребуе постiйного мотторингу за накопиченням рiдини та впровадження заходiв по очистцi.
Д^нка низьконатрного газопроводу Березiвська УКПГ - Котелевська УКПГ
2
також е забрудненою. Надлишковi втрати тиску складають 0,78 кгс/см2 (92 %),
3
Vsa6p. =5,21 м ; £=30,47 %) з високою iмовiрнiстю перерозподшу забруднень (внаслiдок залпового викиду) по газопроводу. Це потребуе постшного мотторингу за гiдравлiчним станом.
На вшх дiлянкаx високонапiрниx та низьконапiрниx газопроводiв, окрiм газопроводу Опiшнянська УКПГ - Котелевська УКПГ, виконуються умови гвдратоутвор ення.
Низьконапiрний газопровiд Отшнянська УКПГ - Котелевська УКПГ працюе з оптимальними втратами тиску, викликаними переважно мiсцевими опорами (переходи дiаметру) та незначними рiдинними забрудненнями.
Таблиця 3
Результата розрахунку гiдравлiчноï ефективност системи м1жпромислових газопроводов, що з'еднують Березiвську УКПГ, Котелевську УКПГ, Отшнянську УКПГ ГПУ «Полтавагазвидобування» та транспортують газ на комплексну подготовку на ГС _Солоха, в зимовий перюд експлуатаци_
№
да
ля нк и тр уб оп ро во
ду
Перевiрка баричного режиму експлуатацiï
Поча тков ий тиск, кгс/с м2 (ат)
Кшц
евий
тиск,
кгс/с м2
(ат)
Пере пад тиск
У, кгс/с м2
(ат)
Надлиш ковий перепад тиску внаслщ
ок наявнос ri
забрудн ень,
кгс/см2
Висновок
Швидшсний режим
Швидк1сть
газу, м/с
Висновок
Гiдравлiчний режим експлуатаци
Гадра влiчн а
ефек тивнi сть газоп рово ду, %
Орiе нтов ний
об'е
м забру днен
3
ь, м
Крит ични й об'е
м забру днен
3
ь, м
Iмовiрнiсть залпового викиду рiдини
Висновок
Умов а
вини кнен
ня пдра тiв в
перiо
д
пров еден
ня досл1 джен ь
Висновок щодо роботи системи
1,14
99 %
27,94
26,47
1,47
1,39
Практично ва втрати
тиску викликат наявнiстю рвдини в порожниш
трубопрово
ду
Швидк1сть газу сприяе осадженню рщини з потоку газу
23,5
29,9
30,3
Суттева iмовiрнiсть перерозподiлу мас рвдини при зниженн1 робочого тиску
Вико нуеть ся
Дшянка забруднена, потребуе очистки, пост1йного монiторингу за накопиченням р1дини. утворення пдрапв при температур1 нижче 7,6 °С
3,22
Вiдсутня
26,47
26,16
0,31
0,0
Надлишков их втрат тиску немае
Зростання швидкостей газу дозволяе
запобiгати гравггацшному осадженню
96,75
Газопровод чистий
Вико нуеть ся
Дiлянка газопроводу чиста, очистки не потребуе, утворення гвдрапв при температур1 нижче 7,27 °С
2,04
14,2 %
26,61
26,47
0,14
0,02
Надлишков i втрати тиску незначн1
Швидшсть газу сприяе осадженню р1дини з потоку
92,25
5,26
37,07
Низька iмовiрнiсть залпового викиду рiдини
Вико нуеть ся
Гiдравлiчний стан дiлянки задовiльний. очистки не потребуе, утворення
1
2
0
0
газу гвдрапв при температурi нижче 7,35 °С
4 26,16 25,54 0,62 0,01 Надлишков i втрати тиску незначш 4,20 99,33 0 12,85 Ввдсутня Вико нуеть ся Дiлянка газопроводу чиста, утворення гвдрапв при температурi нижче 7,09 °С
Швидкост! газу достатньо для перерозподшу мас рвдини Залпових виквдв рвдини не прогнозуеться
5 9,68 8,44 1,24 0,22 Надлишков i втрати тиску незначш 3,97 90,84 1,84 8,34 22 % Ввдс утня Гiдравлiчний стан д!лянки задовiльний, потребуе постшного мотторингу за накопиченням рвдини
ТТТвидкост! газу достатньо для перенесення рвдини в крапельному станi Низька ЙМОВ!РШСТЬ залпового викиду рвдини
6 9,6 8,75 0,85 0,78 Практично ва втрати тиску викликат наявнiстю рвдини в порожнинi трубопрово ду 1,82 30,47 5,21 7,11 73 % Вик онуе ться Дшянка забруднена, потребуе очистки, постшного мониторингу за накопиченням рвдини
Швидк1сть газу сприяе осадженню рвдини з потоку газу Висока !МОВ!РШСТЬ залпового викиду рвдини
Результати дослвджень, в лпнш перiод експлуатацн (табл. 4) свiдчать, що дшянка високонапiрного газопроводу т. п. Котелевсько! УСП (кр. № 6) -Отшнянська УКПГ мае невелику стутнь забруднення (надлишковi втрати тиску складають 0,24 ат, Vзабр.=8,54 м3; Е=82,58 %). Експериментально пвдтверджено, що д^нка потребуе постшного монiторингу за накопиченням рiдини [2].
Найбiльше забрудненими е так! д^нки системи газопроводiв:
- д^нка високонапiрного газопроводу Котелевська УСП - т. п. до газопроводу Березiвська УКПГ - Отшнянська УКПГ, надлишковi втрати тиску складають 0,49 ат, Vзабр=22,33 м; Е=51,27 %), потребуе очистки та постшного мотторингу гiдравлiчного стану;
- д^нка високонапiрного газопроводу Опiшнянська УКПГ - ГС Солоха, надлишковi втрати тиску складають 0,99 ат, Кзабр.=11,14 м ; Е=64,33 %) з високою iмовiрнiстю перерозподiлу забруднень (внаслвдок залпового викиду) по газопроводу, потребуе очистки та постшного мотторингу гiдравлiчного стану.
Низьконатрний газопровiд Опiшнянська УКПГ - Котелевська УСП працюе з оптимальними втратами тиску, викликаними переважно мшцевими опорами (переходи дiаметру) та незначними рвдинними забрудненнями.
Дiлянка низьконатрного газопроводу Березiвська УКПГ - Котелевська УКПГ на момент проведения дослвджень не працювала.
На вшх донках високонапiрних та низьконапiрних газопроводiв умови гiдратоутворения вiдсутнi.
Крiм того слвд вiдмiтити, що порiвияно з зимовим перюдом на дiлянцi газопроводу Березовська УКПГ - т. п. Котелевсько! УСП (кран № 6) зменшились втрати тиску з 0,44 ат до 0,09 ат. Це обумовлено самоочищенням д^нки та перерозподiлом рвдини на сусiднi дiлянки в наслвдок збiльшения 1х завантаження.
Таблиця 4
Результати розрахунку гвдравлОчно! ефективност системи мiжпромислових газопроводiв, що з'еднують Березiвську УКПГ, Котелевську УСП, Отшнянську УКПГ ГПУ «Полтавагаз-видобування» та транспортують газ на комплексну
пiдготовку на ГС Солоха, в лтнш перюд експлуатаци 2017 р.
Перевiрка баричного режиму експлуатаци ТТТвидюсний режим Гiдравлiчний режим експлуатаци Умов а
№ да ля Надлиш ковий Швидшсть газу, м/с Гщра ОрОе нтов ний об'е м забру днен 3 ь, м Крит ични й об'е м забру днен 3 ь, м 1мовОршсть залпового викиду рщини вини кнен ня
нк и тр уб оп ро во ду Поча тков ий тиск, кгс/с 2 м (ат) К1нц евий тиск, кгс/с 2 м (ат) Пере пад тиск у, кгс/с 2 м (ат) перепад тиску внаслщ ок наявнос п забрудн ень, кгс/см2 Висновок Висновок влiчн а ефек тивш сть газоп рово ду, % Висновок гщра тОв в перОо д пров еден ня дослО джен ь Висновок щодо роботи системи
Втрати тиску на режим роботи УКПГ впливу не чинять 1,19 ^^ - Суттевого
1 31,15 31,06 0,09 0,02 Швидк1сть газу сприяе осадженню рщини з потоку газу 95 - - - Вщс утня впливу втрати тиску на режим роботи газопроводу не чинять. ГазопровОд чистий
3,23 43 % Дшянка
2 31,06 30,29 0,77 0,24 Незначнi втрати тиску викликаиi паявтстю рОдини Швидкосп газу достатньо для перерозподшу мас рщини 82,58 8,54 19,67 Низька ОмовОртсть залпового викиду рщини Вщс утня газопроводу помОрно забруднена потребуе постОйного монОторингу за накопиченням рщини
1,81 62 % Дшянка
3 31,72 31,06 0,66 0,49 Втрати тиску викликаиi иаявнiстю рОдини Швидк1сть газу сприяе осадженню рщини з потоку газу 51,27 22,33 35,86 Помрно незначна ОмовОрнють залпового викиду рщипи Вщс утня забруднена, потребуе очистки, постОйного мониторингу за накопиченням рщипи
4,17 83 % Дшянка
4 30,54 29,01 1,53 0,99 Втрати тиску викликат иаявнiстю родин Швидкосп газу достатньо для перерозподшу мас рщини 64,33 11,14 13,45 Висока ОмовОртсть залпового викиду рОдини Вщс утня забруднена, потребуе очистки, постшного мониторингу за накопиченням рщини
Надлишк 3,96 - Дшянка газопроводу чиста, очистки не потребуе
5 11,38 9,84 1,54 0 ових втрат тиску немае Швидкосп газу достатньо для перерозподшу мас рщини 100 0 0 Газопровщ чистий Вщс утня
6 На момент проведения дослщжень газопровщ не працював
На пiдставi аналiзу результатав проведених дослвджень в р!зн перiоди експлуатацн слвд ввдм!тити, що в зимовий перюд (при понижених температурах навколишнього середовища) процес сепараци газу на установках попередньо! пвдготовки газу здiйснюеться яшстше. Отже, газ, який поступае до трубопроводу, в зимовий перюд експлуатацн е менш вологомштким i загальна кшькшть сконденсовано! рвдинно! фази е меншою в пор!внянш !з л^тм перiодом експлуатацн. Дана умова експериментально пвдтверджуеться проведеними дослiджениями в данш робот!, оскшьки коефiцiент гвдравл!чно! ефективносп на дiлянках даного газозбiрного вузла та орiентовнi об'еми забруднень в порожнинт трубопровод!в значно меншi пор!вияно !з л!ттм перiодом роботи.
Ввдповвдне зростання температури сепарацн газу позначаеться на падшш коефiцiентiв гвдравл!чно! ефективносп i суттевому зростаннi обсяпв забруднень в л^нш перiод. В посл!дуючому газ поступае в газопроводи, де ввдбуваеться знижения його температури, в результата чого виникають сприятлив! термодинамiчнi умови до фазових перетворень, результатом яких е накопичения рвдинних забруднень у порожнинт трубопровод!в. Дан! забруднення накопичуються у понижених д!лянках газопроводу у вигляд! пробок, що може перерозпод!лятись при рус! по висхвдним д!лянкам профшю траси трубопровод!в. Це призводить до створення надлишкових перепад!в, а з часом ! повного перекриття перер!зу трубопроводу в наступит за рухом газу природнш пастщ рвдини. При накопиченн! забруднень робочий тиск в газопровод! починае пульсувати !з раптовим падшиям нижче тиску конденсацн або зростаниям вище тиску випаровування рвдинно! фази, що за таких переходитиме у газопод!биу фазу ! навпаки. Враховуючи безперервн надходження рвдинно1 фази до порожнини трубопровод!в, накопичения критичного об'ему призводить до перерозподшу рвдинно! фази, результатом чого е залпов! викиди до технолопчного обладнания на виход! !з трубопроводу.
Такий сукупний вплив мехатчного надходження рвдини в порожнину трубопровод!в ! фазових перетворень формуе р!зноматтн! структури руху газорвдинно! сушш! по довжит трубопроводу залежно ввд швидшсного режиму роботи. Ч!тко ввдм!чаеться, що на д!лянках 1,6 в зимовий перюд експлуатацн швидшсть газового потоку сприяе накопиченню капель рвдини в нижнш частин газопроводу, «висхвдн д!лянки». Тод! як на д!лянках 2,3,4,5, в зимовий перюд експлуатацн, швидкшть газового потоку сприяе тому, що бшьша частина рвдини збираеться в пониженш д!лянщ газопроводу !з хвилепод!бним розподшом фаз та наступним перемщениям до «висхвдно! д!лянки» у вигляд! пробки пвд час «залпового викиду». Ефективтсть системи в лпнш перюд експлуатацн характеризуеться дещо шшими значениями, оскшьки на вшх д!лянках системи швидшсть газового потоку сприяе проходженню вищеприведеного процесу. Слвд зазначити, що ефективтсть роботи газопровод!в, в зимовий та л!ттй перюд експлуатацн коливаеться в межах 49 %. Швидшсть газового потоку притаманна розшарованим структурам газорвдинного потоку (нижче 3,5 м/с) або пробковим (до 8,2 м/с) для даного випадку, але не в змоз! створити кшьцеву структуру течн на жоднш !з р!зноор!ентованих в простор! д!лянках.
В ход! виконання дано! роботи було ввдстежено мюця найбшьш ймов!рно! локал!зацн та накопичения рвдини, як! ввдповвдають природним пасткам рвдини, що формуються в порожнит трубопроводу при проходженн його траси через балки, урочища, яри, заплави рш тощо. Плани-профш трас складових системи газопровод!в для ввдстежения мшць локал!зацн рвдини представлено на рис. 2-6 [2].
Рис. 2. План-профшь траси високонапiрного газопроводу УКПГ Березiвка - т. п.
УКПГ Отшня (дiлянка № 1, 2)
104 м
0 км 0,75 км 1,1" км 2,25 км Зкм 3,75 км 4,5 км 5,25 км б км 6,75 км 7,5 км 8,25 км 9 км 9,75 км 10,8 км
Рис. 3. План-профшь траси високонатрного газопроводу УКПГ Коте льва - кран № 6 т. п. до газопроводу УКПГ Березiвка - т. п. УКПГ Отшня ^лянка № 3)
100 м
87 м
0 км 0,5 км 1 км 1,5 км 2 км 2,5 км 3 км 3,5 км 4 км 4,5 км 5 км 5,5 км 6 км 6,5 км 7 км
Рис. 4. План-профшь траси високонатрного газопроводу УКПГ Отшня - ГС Солоха
цлянка № 4)
О км 2,5 км 5 км 7,5 км 10 км 12,5 км 15 км 17,5 км 19,0 км
Рис. 5. План-профшь траси низьконатрного газопроводу УКПГ Отшня - УКПГ
Котельва Цлянка № 5)
159 м 150 м 142 м 135 м 128 м 120 м 112 м
Рис. 6. План-профшь траси низьконапiрного газопроводу УКПГ Березiвка - УКПГ
Котелева ^лянка № 6)
Такий тдхвд до ощнки впливу швидшсного режиму роботи до формування структурних форм руху на донках системи дозволив розробити комплекс заходiв по збiльшенню завантаження системи i зростанню лiнiйних швидкостей газу.
Комплекс заходiв iз перепланування потоку включав в себе реконструкцш системи збору i мiжпромислового транспортування газу iз збiльшенням 11 завантаження:
1) додатково видобутим газом при знижент робочого тиску з 26 до 12 ат;
2) спорудження нового газопроводу для подачi газу споживачам, а також у якост паливного газу ввд ГС Солоха до Солохiвськоl ДКС, КЦ № 2 Котелевсько! УСП, Отшнянсько! УКПГ, що передбачае збiльшення обсягiв транспортування газу, який ранiше використовувався на виробничо-технолопчт потреби;
3) будiвництво нового газопроводу Отшнянська УКПГ - Солохiвська ДКС, що передбачае роздiлення потоков високонапiрного i низьконапiрного газу i збiльшення завантаження системи газом iз Котелевського ГКР;
4) будiвництво нового газопроводу Схiдно-Березiвська УППГ - Захвдно-Березiвська УКПГ з метою дозавнтаження ДКС i системи газом в обсязi до 20 % ввд поточно! продуктивност!
Симуляцiя процесу руху рвдини i 11 перерозподiлу мiж дiлянками системи свiдчить про можлившть зменшення обсягу забруднень при змш завантаження i робочого тиску в 3,5 рази. Це фактично вдвiчi зменшуе перепади тиску на донках, призводячи до зростання обсягiв видобутку газу в середньому додатково на 5-20 % залежно ввд поточного робочого тиску свердловин (табл. 5, 6).
Таблиця 5
Результати симуляцл розподiлу робочого тиску на обсяги видобутку при знижент
робочого тиску з 25 до 12, 5, 2 ат на входi в Солохiвську ДКС ввдповвдно (при _поточному забрудеш системи)_
Назва родовища Видобуток(при сталих режимах роботи ДКС Солоха), млн. м3/добу Видобуток(при пониженш вхщних тисюв на ДКС Солоха до 12 ат), млн. м3/добу Видобуток(при пониженш вхщних тисюв на ДКС Солоха до 5 ат), млн. м3/добу Видобуток(при пониженш вхщних тисюв на ДКС Солоха до 2 ат), млн. м3/добу
Котелевське ГКР 0,92554646 1,0808466 1,1053702 1,0813344
Захщно-Берез1вське ГКР 0,55133620 0,64357610 0,64781770 0,64744850
Отшнянське ГКР 0,62547870 0,72330250 0,73208310 0,71348870
Всього 2,10236136 2,44772520 2,48527100 2,44227160
Додатковий видобуток, %/добу - 16,43 18,21 16,17
Таблиця 6
Результати симуляци розподiлу робочого тиску на обсяги видобутку при зниженш
робочого тиску з 25 до 12, 5, 2 ат на входi в Солохiвську ДКС ввдповвдно (при _прогнозному самоочищенш системи)_
Видобуток Видобуток (при Видобуток (при Видобуток (при
(при сталих понижены пониженш пониженш
Назва родовища режимах вх1дних тиск1в вх1дних тиск1в вхщних тисюв
роботи ДКС на ДКС Солоха на ДКС Солоха на ДКС Солоха
Солоха), млн. м3/добу до 12 ат), млн. м3/добу до 5 ат), млн. м3/добу до 2 ат), млн. м3/добу
Котелевське ГКР 0,92554646 1,1284586 1,1551746 1,1556903
Захщно-БерезЬське ГКР 0,55133620 0,64939290 0,65432150 0,65545250
Отшнянське ГКР 0,62547870 0,73227000 0,74185810 0,72030760
Всього 2,10236136 2,51012150 2,55135420 2,53145040
Додатковий видобуток, %/добу - 19,40 21,36 20,41
1з результатiв представлених дослiджень (табл. 5, 6) вiдмiчаеться, що при пониженнi вхiдних тисшв на ДКС Солоха до 2 ат швидюсть газу низьконапiрних д1лянок трубопроводiв досягне гранично низьких значень. Це негативно вадб'еться на режимi роботи низьконапiрних свердловин. В результата чого енерги пласта буде недостатньо для винесення газорвдинно! сумiшi iз забою свердловини. Це призведе до повно! зупинки свердловини та втрат видобутку газу. Найбiльш оптимальним режимом роботи е пониження вхiдних тисшв до 5 ат, при якому ч1тко вiдмiчаеться прирiст видобутку газу. А також забезпечення оптимально! швидкосп газу для винесення газорвдинно! сумiшi iз низьконапiрних свердловин та на донках низьконапiрних трубопроводiв.
7. SWOT-аналiз результат1в досл1джень
Strengths. Проведення цикл1чних дослiджень ефективностi газовидобувно! системи перш за все призводить до попередження виникнення нештатних ситуацiй, результатом чого в свою чергу е забезпечення сталого видобутку газу та недопущення/попередження додаткових витрат Компани.
В результат! дослвджень було експериментально пiдтверджено залежнiсть впливу температури навколишнього середовища на яшсть пiдготовки газу, а також вплив швидкосп газового потоку на утворення рвдинних забруднень в порожнинш газопроводу.
Основним проявом економiчноi ефективностi для газопроводiв системи збору i мiжпромислового транспортування газу родовищ, якi знаходяться на завершальнш стади експлуатаци, е зменшення величин надлишкових (або надмiрних) втрат тиску, що виникають в цьому процесс Нiвелювання або фактично повне усунення !х впливу досягаеться завдяки реалiзацii вищеприведених заходiв.
Weaknesses. Результати дослвджень дещо вiдрiзняються вiд реальних даних, та потребують детального вивчення в майбутньому.
Opportunities. Враховуючи той факт, що бшьшшть розвiданих родовищ св^у на даний момент експлуатаци знаходяться на завершальнш стадi експлуатаци, питання дослiдження ефективностi газовидобувно! системи е перспективним не тшьки для газовидобувних компанiй Укра!ни, а й всього св^у.
Threats. При впроваджент даного дослiдження необхiднi додатковi затрати людських ресурсiв.
8. Висновки
1. На першому етат дослвджень було здiйснено польовi замiри режимiв роботи системи в лпнш та зимовий перiод. Експериментально встановлено, що в зимовий перюд експлуатаци процес сепарацii газу на сепарацшному обладнаннi здшснюеться якiснiше, нiж в л^нш перiод експлуатацii, що пов'язане з впливом понижених температур на процес випадання рiдкоi фази iз природного газу.
2. Встановлено, що гiдравлiчна ефективнiсть роботи газопроводiв в зимовий та л^нш перiоди експлуатаци коливаеться в межах 49 %, тобто швидшсть газового потоку сприяе накопиченню рiдинних забруднень. Хочеться зауважити, що на всiх дiлянках газопроводiв вiдсутнi умови, що б забезпечували перенесения рiдини з потоком газу у виглядi плiвок на стшках трубопроводiв в дисперсному станi. Експериментально пвдтверджено, що в зимовий перюд експлуатаци температура навколишнього середовища створюе сприятливi термодинамiчнi умови для «випадання» рiдинноi фази iз газу на сепарацшному обладнант, тобто сепарацiйне обладнання працюе ефективнiше. Звiдси слiдуе, що газ, який поступае до трубопроводу, в зимовий перюд експлуатаци мае менший вологовмшт рiдинноi фази, в порiвняннi iз лiтнiм перiодом експлуатаци. Ввдповвдно також, чiтко вiдмiчаеться покращення коефiцiента гiдравлiчноi ефективностi на донках даного газозбiрного вузла, що пвдтверджуеться значно меншим об'емом забруднень в порожнинт трубопроводiв.
3. В ходi виконання дослiджень було експериментально розраховано орiентовнi та критичнi об'еми забруднень. А також ввдстежено мiсця найбшьш ймовiрноi локалiзацii та накопичення рвдини, що вiдповiдають природним пасткам, як1 формуються в порожнинi трубопроводу при пониженш його траси через балки, урочища, яри, заплави рш. Встановлено, що реальний об'ем забруднень дещо вiдрiзняеться ввд розрахункового.
4. Пвдтверджено, що iмовiрнiсть «залпового» викиду рвдини в зимовий перюд експлуатаци дещо нижча в порiвняннi iз л^тм. Встановлено, що схильнiсть утворення гвдрат!в присутня лише в зимовий перюд експлуатаци.
5. Враховуючи гiдравлiчний стан газовидобувно" системи, яка розглядаеться у робот!, змодельовано процес самоочищення дослвджуваних дiлянок газопроводiв. Режими роботи цих дiлянок суттево впливають на розподш тиску на УКПГ i роботу низьконатрних i середньонапiрних свердловин за рахунок перепланування потошв газу в системi iз обгрунтуванням ix доцшьносп в технiко-економiчних розрахунках. Фактично, змша завантаження системи i зниження робочого тиску в нш призведе до збшьшення лiнiйниx швидкостей, достатнix для переходу структурно" форми потоку з розшаровано" (хвильово") до пробково" i кшьцево". А отже, надання руху забрудненням i самоочистцi системи.
Л1тература
1. UkrGasVydobuvannya. URL: http://ugv.com.ua/en/. (Last accessed: 18.01.2018).
2. Zvit pro naukovo-doslidnu robotu «Analiz hidravlichnoi efektyvnosti roboty promyslovykh hazokondensatoprovodiv, rozroblennia rekomendatsii po pokrashchenniu yikh roboty» / Shymanovskyi R. V. et al. Kharkiv, 2017. 218 p.
3. Palchikov V. P., Maslov V. M., Luchanskiy V. E. Beskontaktnyy sposob indikatsii urovnya zhidkikh otlozheniy v gazoprovodnykh sistemakh // Peredovoy proizvodstvennyy i nauchno-tekhnicheskiy opyt, rekomenduemyy dlya vnedreniya v gazovoy promyshlennosti. 1989. No. 2. P. 48-52.
4. Moshfeghian M., Johannes A. H., Maddox R. N. Thermodynamic Properties are Important in Predicting Pipeline Operations Accurately // Oil & Gas Journal. 2002. Vol. 100, No. 5. P. 58-61.
5. Cleaning Pipeline Interior with Gelled Pig - Purinton: pat. No. 4473408 USA. Filed: 12.01.1982; Published: 25.09.1984.
6. Lee Norris H., Rydahl A. Simulation Reveals Conditions for Onshore Gas-Condensate Pipelines // Oil & Gas Journal. 2003. Vol. 101, No. 44. URL: https://www.ogj.com/articles/print/volume-101/issue-44/transportation/simulation-reveals-conditions-for-onshore-arctic-gas-condensate-pipeline.html
7. Mokhatab S. Correlation Predicts Pressure Drop in Gas-Condensate Pipelines // Oil & Gas Journal. 2002. Vol. 100, No. 4. P. 66-67.
8. VNTP 51-1-85 Obshhesoyuznye normy tekhnologicheskogo proektirovaniya. Magistral'nye truboprovody. Part 1. Gazoprovody. Moscow: Mingazprom, 1986. 231 p.
9. Bratakh M. I., Zaid Khalil Ibrakhim, Hrebeniuk S. D. Vplyv hidravlichnoho stanu systemy promyslovykh hazoprovodiv na rezhym roboty obiektiv hazovydobuvnoho kompleksu // Intehrovani tekhnolohii ta enerhozberezhennia. 2015. No. 1. P. 22-28.
10. SOU 09.1 - 30019775-246:2015 «Metodyka vyznachennia hidravlichnoho stanu hazoprovodiv systemy zboru i transportuvannia hazu z rodovyshch PAT «Ukrhazvydobuvannia». UkrNDIhaz, 2015. 43 p.
11. Abdumula M. F. Crude Oil Pipelines Inspection // Technology of Oil and Gas Forum and Exhibition. 2004.
12. Horin P. V., Tymkiv D. F., Holubenko V. P. Systematyzatsiia metodiv ochystky hazozbirnykh merezh dlia transportuvannia hazu zrilykh rodovyshch // Komunalne hospodarstvo mist. Seriia: Tekhnichni nauky ta arkhitektura. 2017. No. 134. P. 52-57.
13. Abdumula M. F. Heavy Hydrocarbon Testing Methodology // The Micro CAD International Scientific Conference. Miskolc, 2004.
14. Abdumula M. F. Influence of Paraffin Flocculation in Crude Oil Tran sported Pipelines with Economic View of Pigging Process // 1st International Conference and Exhibition in Oil Field Chemicals. Tripoli, 2003.
15. Abdumula M. F. Wax Precipitation in Crude Oil Tran sporting Pipelines // The Micro CAD International Scientific Conference. Miskolc, 2004.
16. Alyaari M. Paraffin wax deposition: Mitigation and removal techniques // SPE Saudi Arabia section Young Professionals Technical Symposium. 2011. P. 1-10. doi: http://doi.org/10.2118/155412-ms
17. Gupta A., Sircar A. Introduction to Pigging & a Case Study on Pigging of an Onshore Crude Oil Trunkline // Journal of Latest Technology in Engineering, Management & Applied Science. 2016. Vol. 5, No. 2. P. 18-25. URL: https://www.researchgate.net/publication/307583466_Introduction_to_Pigging_a_Case_Stu dy_on_Pigging_of_an_Onshore_Crude_Oil_Trunkline (Last accessed: 16.01.2018).
18. Skorobagach M. A. Problemy ekspluatatsii sistemy sbora gaza na mestorozhdenii Medvezh'e // Tekhnologii nefti i gaza. 2011. No. 6. P. 42-47.
