Способ транспортирования сжатого газа

 

Изобретение относится к области транспортирования сжатого газа по трубопроводам. Способ транспортирования сжатого газа включает повторное компримирование газа на линейных участках магистрального газопровода посредством эжектирования газового потока по крайней мере одним высоконапорным газовым потоком, подводимым к магистральному газопроводу; высоконапорный газовый поток подводят к магистральному газопроводу по крайней мере по одному дополнительному газопроводу, расположенному в полости магистрального газопровода и/или вне его. В предпочтительных вариантах высоконапорный газовый поток подают в магистральный газопровод по одному или нескольким дополнительным газопроводам равной или разной длины, расположенным автономно в магистральном газопроводе; эжектирование газового потока магистрального газопровода осуществляют последовательно двумя и более высоконапорными газовыми потоками, подаваемыми по дополнительным газопроводам, расположенным один в другом в полости магистрального газопровода; высоконапорный газовый поток формируют посредством последовательного эжектирования его двумя и более газовыми потоками, подаваемыми по дополнительным газопроводам, расположенным в полости магистрального газопровода; высоконапорные газовые потоки подают в магистральный газопровод по одному или нескольким газопроводам равной или разной длины, расположенным вне магистрального газопровода; высоконапорный газовый поток формируют посредством ступенчатого эжектирования газовых потоков в системе дополнительных газопроводов, расположенных автономно один от другого вне магистрального газопровода; высоконапорные газовые потоки формируют посредством эжектирования газовых потоков в одном иди нескольких газопроводах, расположенных в дополнительных газопроводах: эжектирование газового потока магистрального газопровода осуществляют высоконапорными газовыми потоками, подаваемыми по дополнительным газопроводам, расположенным в полости и вне магистрального газопровода. Техническим результатом изобретения является сокращение удельных затрат на транспортирование газа за счет увеличения шага размещения промежуточных компрессорных станций. 7 з. п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к области газовой и нефтегазовой промышленности и может быть использовано при сооружении и эксплуатации магистральных газопроводов.

Известен способ транспортирования газа, включающий стадию подготовки газа к транспортированию, компримирование на головной компрессорной станции (КС), очистку и, при необходимости, регулирование температуры газа перед подачей в газопровод, компенсацию потерь давления потока газа при движении его по линейным участкам магистрального трубопровода на промежуточных КС. Указанный известный способ, получивший наименование традиционного, заключается в транспортировании газа по одно- или многониточным газопроводам при начальном давлении газа на линейных участках 5,5-7,5 МПа и степени сжатия газа на КС до 1,45-1,50. [см. З. Т. Галлиулин, Е. В. Леонтьев. Интенсификация магистрального транспорта газа. М. : Недра, 1991, с. 30-32] .

Недостатками традиционного способа являются относительно невысокий коэффициент использования полезного напора (0,68-0,7), значительные удельные затраты на сооружения КС, осуществляемые через 110-150 км.

Известен способ низконапорного транспортирования газа, обеспечивающий повышение коэффициента использования полезного напора (до 0,8) при степени сжатия газа 1,25 [см. З. Т. Галлиулин, Е. В. Леонтьев. Интенсификация магистрального транспорта газа. М. : Недра, 1991, с. 21-22]

Однако такой способ, снижая удельные энергозатраты на транспортирование газа на 14%, вызывает необходимость увеличения числа КС на газопроводе в 1,5 раза [см. З. Т. Галлиулин, Е. В. Леонтьев. Интенсификация магистрального транспорта газа. М. : Недра, 1991, с. 21-22] .

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ транспортирования газа с подачей его под одинаковым напором по основному газопроводу и дополнительным газопроводам равного (лупинг) или большего (вставка) диаметров, чем достигается определенное повышение пропускной способности газопровода, [см. Е. И. Яковлев. Газовые сети и газохранилища. М. : Недра, 1991, с. 46, 47] .

Основной недостаток этого способа связан с повышенным удельным расходом металла и ограниченными возможностями увеличения шага размещения КС. Так, при транспортировании газа при степени сжатия 1,35 для сохранения производительности газопровода при традиционном шаге размещения КС необходима прокладка лупинга протяженностью 14% от длины линейного участка газопровода [см. З. Т. Галлиулин, Е. В. Леонтьев. Интенсификация магистрального транспорта газа. М. : Недра, 1991, с. 23] .

Задачей настоящего изобретения является создание способа транспортирования газа по магистральному газопроводу, обеспечивающего сокращение удельных затрат на транспортирование газа за счет увеличения шага размещения промежуточных компрессорных станций, а также увеличение пропускной способности линейных участков газопровода, снижение техногенного воздействия на окружающую среду.

Поставленная задача достигается тем, что повторные компримирования газа на линейных участках магистрального газопровода осуществляют путем эжектирования газового потока по крайней мере одним высоконапорным газовым потоком, подводимым к магистральному по крайней мере по одному дополнительному газопроводу, расположенному в полости магистрального газопровода и/или вне его.

В предпочтительных случаях: - высоконапорный газовый поток подают в магистральный газопровод по одному или нескольким дополнительным газопроводам равной или разной длины, расположенным автономно в полости магистральный газопровода параллельно друг другу; - эжектирование газового потока магистрального газопровода осуществляют последовательно двумя и более высоконапорными газовыми потоками, подаваемыми по дополнительным газопроводам, расположенным один в другом в полости магистрального газопровода; - высоконапорный газовый поток, подаваемый в магистральный газопровод, формируют посредством последовательного эжектирования его двумя и более газовыми потоками, подаваемыми по дополнительным газопроводам, расположенным один в другом в полости магистрального газопровода; - высоконапорные газовые потоки подают в магистральный газопровод по одному или нескольким дополнительным газопроводам равной или разной длины, расположенным вне магистрального газопровода; - высоконапорный газовый поток, подаваемый в магистральный газопровод, формируют посредством ступенчатого эжектирования газовых потоков в системе дополнительных газопроводов, расположенных автономно один от другого вне магистрального газопровода; - высоконапорные газовые потоки, подаваемые в магистральный газопровод, формируют посредством эжектирования газовых потоков в одном или нескольких газопроводах, расположенных в полостях дополнительных газопроводов; - эжектирование газового потока осуществляют в магистральный газопровод высоконапорными газовыми потоками, подаваемыми в магистральный газопровод одновременно по дополнительным газопроводам, расположенным в полости и вне основного газопровода.

В дальнейшем изобретение поясняется описанием его сущности, примерами расчета эффективности его применения и сопровождающими чертежами, где изображены: - на фиг. 1 - принципиальная схема эжектора с обозначениями параметров взаимодействующих газовых потоков; - на фиг. 2 - схема подачи эжектирующего потока по дополнительному газопроводу, расположенному в полости основного (магистрального) газопровода;
- на фиг. 3 - схема последовательного эжектирования основного газового потока высоконапорными газовыми потоками, подаваемыми по внутренним дополнительным газопроводам, расположенным в полости основного газопровода;
- на фиг. 4 - схема последовательного эжектирования эжектирующих газовых потоков, подаваемых по внутренним дополнительному и вспомогательному газопроводам; расположенным в основном газопроводе;
- на фиг. 5 - схема подачи эжектирующего газового потока по дополнительному газопроводу, расположенному вне основного газопровода;
- на фиг. 6 - схема формирования основного эжектирующего газового потока посредством ступенчатой подачи высоконапорных газовых потоков по автономным дополнительному и вспомогательному газопроводам;
- на фиг. 7 - схема формирования основного эжектирующего газового потока, подаваемого в основной газопровод по внешнему дополнительному газопроводу, с эжектированием его газовым потоком, подаваемым по внутреннему вспомогательному газопроводу;
- на фиг. 8 - схема подачи в основной газопровод эжектирующих потоков последовательно по внутреннему и внешнему дополнительным газопроводам;
- на фиг. 9 - схема подачи в основной газопровод эжектирующих потоков последовательно по внешнему и внутреннему дополнительным газопроводам;
- на фиг. 10 - схема подачи в основной газопровод эжектирующих потоков по внутреннему и внешнему дополнительным газопроводам в одну камеру смешения.

Сущность изобретения заключается в следующем. Из гидроаэромеханики известно, что полное давление одного потока газа с параметрами ρ₂ (плотность); P₂ (давление); Т₂ (температура); v₂ (скорость) может быть повышено за счет другого высоконапорного потока газа с соответствующими параметрами ρ ; Р₁; Т₁; v₁ (см. фиг. 1). Струя газа, вытекающая из сопла с площадью S₁, смешивается с эжектируемым его потоком газа, истекающего из канала с площадью S₂, что приводит к практически равномерному потоку газа в сечении S₃, находящемся на расстоянии 8-10 диаметров камеры смешения, где происходит выравнивание плотности, температуры и давления до уровня Р₀₃. На фиг. 1 показана схема с внутренним расположением одиночной эжектирующей струи, но могут быть случаи с внешним ее расположением или подачей струй к камере смешения несколькими соплами.

Расчет параметров установившегося потока газа в камере смешения независимо от характера внутренних процессов производится с соблюдением уравнений сохранения массового расхода, энергии (при отсутствии внешних притоков ее) и импульсов эжектирующего и эжектируемого потоков (см. Л. И. Седов. Механика сплошной среды. Том II. М. : Наука, 1973, с. 122).

Для газовых потоков с дозвуковой скоростью и камеры смешения цилиндрической формы, к каковым и относятся трубы магистральных газопроводов, такие основные параметры газовых потоков, как давление Р₁; P₂ и Р₀₃, с достаточной для практических целей точностью (погрешность 2-4%) связаны зависимостью (см. Г. Н. Абрамович. Прикладная газовая динамика. М. : Наука, 1969, с. 493):

где Р₀₃ - полное давление потока газа в камере смешения, Па;
α - коэффициент эжекции;
F₁, F₂ - соответственно площади поперечного сечения каналов эжектирующего и эжектируемого потоков газа, м²;
Р₁, P₂ - соответственно полное давление эжектирующего и эжектируемого потоков газа, Па.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. Cтадия проектирования или реконструкции магистрального газопровода связана с выбором схемы формирования и параметров газовых потоков (начального и конечного давлений, пропускной способности газопровода на данном линейном участке), обеспечивающих увеличение расстояния между компрессорными станциями, эквивалентную или более высокую пропускную способность линейного участка газопровода при снижении удельной его металлоемкости по сравнению с традиционным одно- или многониточным газопроводом.

При этом порядок выбора варианта реализации способа включает следующие основные этапы.

1. Рассчитать пропускную способность традиционного магистрального газопровода при его заданных геометрических параметрах и параметрах транспортируемого газа по одной из принятых методик. В дальнейшем, для иллюстрации способа примерами расчета использована формула [см. А. И. Гужов. Сбор, транспорт и хранение природных углеводородных газов. М. : Недра, 1978, с. 325] :

где q - пропускная способность газопровода, млн. м³/сут. (при 20^oС, 760 мм рт. ст. );
D - внутренний диаметр газопровода, м;
Р_Н и Р_к - соответственно начальное и конечное давление газа на расчетном участке газопровода, Па;
Δ - относительная плотность газа по воздуху;
Z_cp - средний по длине участка газопровода коэффициент сжимаемости газа;
Т_ср - средняя по длине участка газопровода температура газа, К;
l - длина расчетного участка газопровода, м.

2. Выбрать для расчета один или несколько вариантов формирования газового потока по схемам фиг. 2-10 или их комбинаций.

3. Задаться геометрическими параметрами дополнительных газопроводов (диаметром и протяженностью).

4. С учетом технических возможностей по компримированию газа, практических данных или расчетным путем определить давление газа на выходе из компрессора и полное давление газа в дополнительных газопроводах перед подачей его в основной газопровод.

5. Найти полное давление газа в камере смешения основного газопровода Роз по формуле (1).

6. Определить пропускные способности основного газопровода до сопряжения с дополнительными газопроводами и пропускные способности последних по формуле (2).

7. С учетом полученных суммарного расхода и полного давления газа в камере смешения определить искомый интервал увеличения расстояния транспортирования газа до промежуточной компрессорной станции (при заданном давлении газа на входе в нее).

8. Конечный этап выбора способа транспортирования газа и схемы формирования газовых потоков предполагает технико-экономическое сравнение альтернативных вариантов, имея ввиду оценку влияния как отмеченных далее положительных факторов, так и отрицательных - усложнение технологии сооружения газопровода, возможное повышение удельных энергозатрат.

Формирование газовых потоков, обеспечивается соответствующим расположением дополнительных газопроводов относительно основного газопровода. На фиг. 2 дополнительный газопровод 2 диаметром D₃ и длиной L₂ размещен в полости основного газопровода l диаметром D₁. В данном случае показан один дополнительный газопровод 2, однако возможны варианты расположения двух и более дополнительных газопроводов, причем они могут быть одинаковой или разной длины.

На фиг. 3 показан вариант, когда в основном газопроводе 7 размещены два дополнительных газопровода один в другом: промежуточный 2 диаметром D₂, длиной L₃ и внутренний 3 диаметром D₃, длиной L₂, причем D₂>D₃, а L₂>L₃. С подобным соотношением параметров возможно расположение одного в другом трех (D₂>D₃>D₄ при L₂>L₃>L₄) и более дополнительных газопроводов.

В отличие от предыдущего случая вариант, приведенный на фиг. 4, характеризуется тем, что дополнительный газопровод 2 диаметром D₂ длинной L₂ имеет большую протяженность, чем вспомогательный D₃ длиной L₃. Соответственно, аналогичное соотношение может иметь место для трех и более дополнительных и вспомогательных газопроводов.

На фиг. 5 дополнительный газопровод 4 диаметром D₂ расположен вне основного газопровода l и сопрягается с последним па расстоянии L₂. По такой схеме к основному газопроводу могут быть подведены два и более дополнительных газопроводов равновеликой или различной длины и диаметра.

На фиг. 6 представлен вариант, в котором наружный дополнительный газопровод 4 оснащен наружным вспомогательным газопроводом 5, а на фиг. 7 - внутренним вспомогательным газопроводом 6. Протяженность L₃, и диаметр D₃, вспомогательных газопроводов 5 и 6 ограничена соответствующими параметрами дополнительных газопроводов 4.

На основе представленных конструктивных схем возможны варианты комбинированного расположения дополнительных и вспомогательных газопроводов, сопряжения их с основным газопроводом, в том числе с одновременным функционированием внутренних и наружных дополнительных газопроводов, причем протяженность первых из них может быть больше, чем вторых (см. фиг. 8), меньше (см. фиг. 9) или они могут быть равной протяженности (см. фиг. 10).

Транспортирование газа по предлагаемому способу осуществляется следующим образом. В основной газопровод l (см. фиг. 2) на головной или промежуточной компрессорной станции подают сжатый газ под начальным давлением Р_1-1. Одновременно по дополнительному газопроводу 2, расположенному в полости основного газопровода 1, подают газ под давлением P_2-1= P_д+Р_1-1, где Р_д - давление газа, допустимое по условиям прочности трубы данного типа. Протяженность дополнительного газопровода L₂ выбирается таким образом, чтобы к месту соединения двух потоков газа давление газа в них Р_1-2 и Р_2-2 в соответствии с зависимостью (1) обеспечивало давление газа в камере смешения Р₀₃, равное или близкое к величине начального давления в основном газопроводе Р_1-1. Перепад давления газа в камере смешения Р₀₃ и конечного давления на данном линейном участке магистрального газопровода Р_1-К определяет дальность перемещения суммарного газового потока в основном газопроводе.

При расположении внутренних дополнительных газопроводов по схеме фиг. 3 создается режим двухкратного (в данном случае) эжектирования газового потока основного газопровода 1: на участке L₃ посредством промежуточного дополнительного газопровода 2 и на участке L₂ - посредством внутреннего дополнительного газопровода 3. Начальное давление газового потока во внутреннем дополнительном газопроводе 3 больше, чем в промежуточном газопроводе 2, но при этом необходимо учитывать уровень давления газа во внутреннем 3 и основном 1 газопроводах на участке L₂-L₃.

По схеме фиг. 4 газовые потоки эжектируются последовательно: сначала внутреннего дополнительного газопровода 2 и далее - основного газопровода 1. При этом по вспомогательному газопроводу 3 может быть подано более высокое, чем в газопроводе 2, давление газа, что создает возможности для повышения давления эжектирующей струи на выходе в основной газопровод 1.

При внешнем расположении дополнительного газопровода 4 относительно основного газопровода 1 (см. фиг. 5) давление газа в первом определяется конструктивной прочностью трубы и оно, естественно, ниже, чем при внутреннем расположении дополнительных газопроводов. Вместе с тем внешнее расположение газопроводов обладает рядом достоинств: не уменьшается поперечное сечение основного газопровода, в меньшей степени ограничен выбор диаметра труб, возможно кратное подсоединение нескольких дополнительных газопроводов как к одной камере смешения, так и создание по длине основного газопровода нескольких камер смешения.

Поддержание давления конечного эжектирующего газового потока во внешнем дополнительном газопроводе 4 осуществляют подачей газового потока по вспомогательному газопроводу 5 (см. фиг. 6), давление последнего может быть выше, чем в газопроводе 4, поскольку он выполнен из труб меньшего диаметра, характеризующихся более высокой предельной прочностью.

Давление конечного эжектирующего газового потока дополнительного газопровода 4 по схеме фиг. 7 повышают посредством эжектирования его газовой струей вспомогательного газопровода 6, работающего в условиях противодавления газа в газопроводе 4.

Компромиссным решением проблемы учета достоинств и недостатков схем с внутренним и внешним расположением дополнительных газопроводов относительно основного являются варианты комбинированного размещения внутреннего 7 и внешнего 8 дополнительных газопроводов, причем в тех или иных случаях протяженность внутреннего дополнительного газопровода 7 может быть больше, чем внешнего 8 (см. фиг. 8), и наоборот (см. фиг. 9). Газовые струи внутреннего 7 и внешнего 8 газопроводов, расположенные по схеме фиг. 10, взаимодействуют с основным газовым потоком совместно в общей камере смешения.

Примеры расчета параметров традиционного и вариантов предлагаемого способа транспортирования газа выполнены с учетом практических данных о состоянии газовых потоков: 1) _Н= 7,5 МПа; Р_К= 4,9 МПа; Δ = 0,7; Zcp= 0,864; Тср= 307,5К; 2) Р_н= 11,8 МПа; Р_К= 8,9 МПа; Δ = 0,7; Zcp= 0,802; Тср= 308,5К [см. З. Т. Галлиулин, Е. В. Леонтьев. Интенсификация магистрального транспортного газа. М. : Недра, 1991, с. 14] .

1. Пропускная способность принимаемого для сравнения традиционного газопровода с внутренним диаметром Д_ВН= 1,38 м при длине расчетного участка l= 100 км, в соответствии с формулой (2) равна:

2. Вариант предлагаемого способа с размещением в основном газопроводе с D_BH= 1,38 м дополнительного газопровода с наружным диаметром D_H= 0,82 м по схеме фиг. 2. Допустимое давление газа для трубы D_H= 0,82 м составляет 10 МПа, с учетом противодавления принимаем Р_H= 17,5 МПа. Расчетный участок l= 100 км. Конечное давление Р_к= 12 МПа. Тогда пропускная способность внутренней трубы - дополнительного газопровода

Приведенный внутренний диаметр канала-полости с площадью поперечного сечения, равной площади поперечного сечения полости между основным газопроводом с внутренним диаметром ₁ и дополнительным газопроводом с внешним диаметром D₂,

Пропускная способность канала-полости

Суммарная пропускная способность магистрального газопровода
q_M= q_в+q_п= 56,7+43,4= 100,1 млн. м³/сут.

В соответствии с зависимостью (1) при взаимодействии двух газовых потоков коэффициент эжекции α = 0,8²/1,11² = 0,52,
а полное давление газа в камере смешения

Расстояние транспортирования суммарного газового потока 100,1 млн. м^з/сут. по основному газопроводу после эжектирования при таком же перепаде давления газа, как и на начальном участке, т. е. при р_Н= 7,4 МПа и р_К= 4,9 МПа в соответствии с зависимостью (2) равно

Пропускная способность традиционного магистрального газопровода протяженностью 195 км при падении давления газа с p₁= 7,5 МПа до р₂= 4,9 МПа составила бы:

т. е. по схеме транспортирования газа с эжектированием пропускная способность магистрального газопровода на 45% больше.

Оценим металлоемкость газопроводов на единицу их суточной пропускной способности (массы 1 м труб диаметром 1,42 м и 0,82 м соответственно равны 691,6 кг и 200,7 кг).

Для традиционного газопровода удельная металлоемкость

для газопровода с эжектированием газового потока

т. е. удельный расход металла во втором случае на 25,8% меньше, чем в первом. Проведенная сопоставительная оценка показала, что эжектирование основного газового потока высоконапорным газовым потоком, подаваемым по дополнительному газопроводу, расположенному в полости основного газопровода, обеспечивает:
- двукратное увеличение расстояния транспортирования газа без компримирования его на промежуточной компрессорной станции;
- при сохранении интервала установки промежуточных компрессорных станций увеличение пропускной способности магистрального газопровода на 45%.

- снижение удельного расхода металла па сооружение газопроводов на 26%.

3. Вариант размещения в основном газопроводе диаметром D₁= 1,42 м двух дополнительных газопроводов по схеме фиг. 3: диаметром D₂= 0,82 м, длиной 50 км и диаметром D₃= 0,53 м длиной 100 км.

Приведенный диаметр полости между газопроводами D₁ и D₂

Пропускная способность этой полости при длине расчетного участка l= 50 км, начальном давлении р_H= 7,5 МПа и падении давления на этом участке 1,5 МПа, т. е. _к= 6 МПа равна

Приведенный диаметр полости между газопроводами D₂, и D₃

Пропускная способность этой полости при р_н= 17,5 МПа и р_к= 12,5 МПа.

Коэффициент эжекции газовых потоков газопроводов D₂ и D₁

Полное давление газового потока в камере смешения газопроводов D₂ и D₃

Суммарный расход газа по газопроводу D₁ от устья газопровода D₂ до устья газопровода D₃
q_1-3= q_1-2+q_2-3= 63,8+36,0= 99,8 млн. м³/сут.

Найдем из зависимости (2) конечное давление газа на участке от устья газопровода D₂ до устья газопровода D₃ протяженностью l= 50 км.

Приведенный диаметр полости между газопроводами D₁ и D₃.

Конечное давление газа на этом участке составит 5,7 МПа.

Пропускная способность газопровода D₃ длиной l= 100 км при р_H= 20 МПа и p_к= 15 МПа

Коэффициент эжекции потоков газопроводов D₃ и D₁

Полное давление газового потока в камере смешения газопровода D₁ на сопряжении с газопроводом D₃

Суммарный расход газа в основном газопроводе D₁ после соединения трех потоков
Σq = 63,8+36,0+18,5 = 118,3 млн.м³/сут.
т. е. пропускная способность газопровода с двухкратным последовательным эжектированием газа по сравнению с традиционным газопроводом на сто километровом участке выше на 22%. В нем без промежуточной КС поддерживается давление в конце линейного участка 7,0 МПа, обеспечивающее транспортирование газа еще на 90-100 км.

Двухступенчатое эжектирование газового потока по схеме фиг. 3 по сравнению с одноступенчатым эжектированием повышает пропускную способность газопровода на 18%, а по сравнению с традиционным способом транспортирования на участке длиной 200 км - на 85% (соответственно 118,3 и 63,9 млн. м³/сут. ). Удельная металлоемкость газопровода протяженностью 195 км с двухступенчатым эжектированием составляет 1,3 кг/м³ в сутки, т. е. ниже на 20% чем при одноступенчатом и на 50% чем при традиционном газопроводе.

Таким образом, предлагаемый способ транспортирования сжатого газа с эжектированием газовых потоков по сравнению с традиционным способом транспортирования характеризуется рядом преимуществ:
- увеличивается в 1,5-2 раза интервал размещения промежуточных компрессорных станций с вытекающими отсюда технико-экономическими, социальными и экологическими последствиями;
- повышается интенсивность процесса транспортирования сжатого газа посредством регулирования давления сжатого газа по длине линейного участка магистрального газопровода и, как следствие, повышение его пропускной способности;
- снижается удельный расход металла на сооружение линейной части магистрального газопровода (в пересчете на его пропускную способность).

Предложенный способ обеспечивает возможность выбора оптимального варианта формирования газовых потоков и их параметров, соответствующих тем или иным конкретным исходным условиям и требованиям к магистральному газопроводу.

Формула изобретения

1. Способ транспортирования сжатого газа по магистральному газопроводу, включающий подготовку газа, компримирование его до заданного уровня давления на головной компрессорной станции и подачу его в магистральный газопровод, периодически повторные компримирования газа для компенсации потерь давления газового потока на линейных участках магистрального газопровода, отличающийся тем, что повторные компримирования газа на линейных участках магистрального газопровода осуществляют путем эжектирования его газового потока по крайней мере одним высоконапорным газовым потоком, подводимым к магистральному газопроводу, расположенному в полости магистрального газопровода и/или вне его.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что высоконапорный газовый поток подают в магистральный газопровод по одному или нескольким дополнительным газопроводам равной или разной длины, расположенным автономно в полости магистрального газопровода параллельно друг другу.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что эжектирование газового потока магистрального газопровода осуществляют последовательно двумя и более высоконапорными газовыми потоками, подаваемыми по дополнительным газопроводам, расположенным один в другом в полости магистрального газопровода.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что высоконапорный газовый поток, подаваемый в магистральный газопровод, формируют посредством последовательного эжектирования его двумя и более газовыми потоками, подаваемыми по дополнительным газопроводам, расположенным один в другом в полости магистрального газопровода.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что высоконапорные газовые потоки подают в магистральный газопровод по одному или нескольким дополнительным газопроводам равной или разной длины, расположенным вне магистрального газопровода.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что высоконапорный газовый поток, подаваемый в магистральный газопровод, формируют посредством ступенчатого эжектирования газовых потоков в системе дополнительных газопроводов, расположенных автономно один от другого вне магистрального газопровода.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что высоконапорные газовые потоки, подаваемые в магистральный газопровод, формируют посредством эжектирования газовых потоков в одном или нескольких газопроводах, расположенных в полостях дополнительных газопроводов.

8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что эжектирование в магистральном газопроводе газового потока осуществляют высоконапорными газовыми потоками, подаваемыми в основной газопровод по дополнительным газопроводам, расположенным в полости и вне магистрального газопровода.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7, Рисунок 8, Рисунок 9, Рисунок 10