1361. «Строительство нефтегазопромысловых объектов. Учебное пособие. Авторы В.Д. Гребнев, Д.А. Мартюшев Г.П. Хижняк. Перм. нац. исслед. политехн. ун-т. Пермь, 2012. — 115 с. Учебное пособие. »

— Страница 2 —

Практика показывает, что даже тщательно выполненные изоляционные покрытия не гарантируют необходимой защиты от коррозии металлических изделий, в первую очередь трубопроводов. Наиболее ответственные нефтепроводы, газопроводы и водоводы в обязательном порядке защищаются от коррозии средствами электрохимической защиты. Вдоль Электрохимическая защита осуществляется катодной поляризацией трубопроводов. Если катодная поляризация производится с помощью внешнего источника постоянного тока, то такая защита называется катодной, если же поляризация осуществляется присоединением к защищаемому металлу металла с более отрицательным потенциалом, то такая защита называется протекторной. Принципиальная схема катодной защиты приведена на рис. 9.1. Металлические конструкции, в первую очередь, электрифицированных железных дорог и трамвайных линий разрушаются блуждающими токами. Наиболее простым способом для защиты от коррозии металлических конструкций в данном варианте является электрический дренаж. На практике применяют три схемы электрического дренажа. Прямой дренаж, когда защищаемое оборудование соединяют с рельсовой сетью электрифицированной железной дороги.

1 — ЛЭП 2 трансформаторный пункт 3- станция катодной защиты 4 защищаемый трубопровод 5 анодное заземление 6 кабель.

Поляризованный дренаж, когда в цепь проводника между трубопроводом и рельсом включают выпрямитель вентильный блок .

Усиленный дренаж, когда применение прямого и поляризованного дренажей неэффективно. При усиленном дренаже в схему между трубопроводом и железной дорогой монтируют установку катодной защиты. Анодным заземлителем в данном варианте являются рельсы электрифицированной железной дороги, в качестве катода выступает защищаемая труба или другое металлическое устройство. На рис. 9.2 показаны принципиальная схема протекторной защиты и схемы электрических дренажей.

Принципиальная схема протекторной защиты Рис. 9.2. Принципиальная схема электрических дренажей:

Глава 10. Особенности строительства объектов в условиях Крайнего Запасы нефти и газа в благоприятных климатических условиях истощаются, новые месторождения открываются в основном на шельфах арктических морей и в зоне вечномерзлых грунтов.

Рис. 10.1. Планируемая структура добычи нефти млн.т по регионам России в соответствии с энергетической стратегией Из приведенной диаграммы 12 рис. 10.1 следует, что в ближайшие годы основная добыча нефти будет производиться в Западной Сибири. По этой причине студенты, готовящиеся разрабатывать нефтяные и газовые месторождения в северных районах должны знать методы проектирования и строительства в условиях вечной мерзлоты. В Тюменском нефтегазовом комплексе более одного миллиона квадратных километров территории сложено вечномерзлыми грунтами. Группа авторов Тюменского государственного нефтегазового университета дает определение мерзлым породам 12 . «Под собственно мерзлыми породами понимаются естественно исторические геологические образования, характеризующиеся отрицательной температурой и содержащие незамерзшую пленочносвязанную воду и лед, цементирующий минеральные частицы или заполняющие пустоты, поры и трещины в породе. К ним могут быть отнесены дисперсные породы обломочные, песчаные, глинистые, торфяные и трещиноватые или выветренные магматические, метаморфические и сцементированные осадочные породы».

К районам вечномерзлых грунтов относятся Якутия, Магаданская область, большая часть Читинской и Иркутской областей, Красноярского и Хабаровского краев, частично Тюменская и Свердловская области и Бурятия.

Выделяют арктическую, субарктическую, умеренно холодную и южную зоны распространения вечномерзлых грунтов 8 . Арктическая зона имеет среднюю глубину вечномерзлого грунта 600 м, температуру на глубине 10 м Субарктическая зона имеет глубину вечномерзлого грунта в среднем 350 м, температуру минус 3-5 оС и глубину летнего оттаивания в среднем 1 м.

Вечномерзлые грунты умеренно-холодной зоны оттаивают летом в среднем на 1,5 м и имеют глубину вечномерзлого грунта в среднем 250 м при температуре минус 1-3 оС. Южная зона имеет глубину вечномерзлого грунта до 10 м при температуре от 0 до — 1 оС. Строительно климатические зоны даны в СНиП 11- 1- 82. Имеются таблицы зависимости разрыву, сжатию и сдвигу различных мерзлых грунтов от температуры 8 . Прочность мерзлого грунта возрастает с увеличением в нем количества частиц песка, это объясняется образованием в мерзлом песке жесткого каркаса, прочно армированного льдоцементными связями.

Существует три системы группировки грунтов по трудности разработки:

Первая система используется для нормирования параметров землеройных машин в процессе их конструирования и эксплуатации по числу ударов плотномера.

По второй системе талые грунты разделены на шесть групп, а мерзлые на четыре группы для определения норм времени и расценок при выполнении земляных работ.

Третья система разделения грунтов основана на скорости прохождения упругих волн через грунт, измеряемый сейсмографом. В зависимости от степени заполнения пор различают лед-цемент четырех типов: контактный лед расположен только в местах контакта частиц скелета пленочный лед облегает поверхность частиц сплошь, не заполняя значительной части пор

поровый лед заполняет поры целиком базальтовый лед образует основную механической его разработке происходит по граням частиц, слагающих грунт, т.к. прочность этих частиц много выше, чем прочность льда-цемента, поэтому важное значение приобретает размер частиц и плотность их укладки в породе. Чем меньше пористость грунта, тем выше его прочность.

Прочность мерзлого грунта резко снижается при повышении температуры, исследованиями установлено, что при повышении температуры мерзлого грунта на 3-4 оС приводит к снижению его прочности в 2-3 раза данные ДОРНИИ .

В настоящее время вместо блочных, ленточных фундаментов в центральной полосе России, а особенно в Западной Сибири, нашли применение свайные фундаменты. Сваи в вечномерзлый грунт погружают в основном тремя способами: буроопускным, опускным, бурозабивным.

Наиболее применим буроопускной способ. Сваи, которые работают под сопротивление грунта сжатию под торцом незначительно и составляет 5- % , называют висячими, а сваи, которые работают под действием сопротивления сжатию грунта, находящегося под торцом сваи, называют сваями стойками. Наиболее ответственным сооружением в процессе добычи нефти является резервуар для хранения неподготовленной и подготовки. В вечномерзлых грунтах резервуары монтируются на свайном фундаменте с теплоизолирующей подушкой, или на насыпном фундаменте с теплоизолирующим слоем рис. 10.1 .

Теплоизолирующая подушка на свайном фундаменте Теплоизолирующая подушка на свайном фундаменте Рис. 10.2. Резервуары с теплоизоляционной подушкой Толщина изолирующего слоя рассчитывается в зависимости от его теплопроводности и температуры продукта в резервуаре. Принцип использования вечномерзлых грунтов в качестве основания трубопровода должен приниматься в зависимости от способа прокладки трубопровода, режима его эксплуатации, инженерно геокриологических условий и возможности изменения свойств грунта.

Участки трубопроводов в зависимости от отдачи тепла в грунт классифицируются на горячие, теплые и холодные. Горячие участки температура которых в течение всего года выше 0 С. Теплые участки, на которых температура может быть выше и ниже 0 С, но среднегодовая — ниже нуля. Холодные участки, температура труб на которых ниже 0 С в любое время года. В условиях мерзлых грунтов, как и вне зон вечной мерзлоты, применяются три вида прокладки трубопроводов: подземная, наземная и надземная. Категории трубопроводов, прокладываемых в вечномерзлых грунтах ВМГ , принимают в зависимости от категории просадочности ВМГ при оттаивании табл. 10.1 .

I III III III III

II II III II III

III II III II III

IV I II II II

Способы прокладки трубопроводов и их расчеты в вечномерзлых геокриология», «Механика грунтов в трубопроводном строительстве» 8 , «Механика мерзлых грунтов и принципы строительства нефтегазовых объектов в условиях Севера» 12 .

трудности их разработки табл. 10.2 .

Шкала трудности разработки грунтов землеройными машинами по числу Категория трудности разработки Глава 11. Комплектно-блочный метод строительства С увеличением добычи нефти и газа, увеличением количества скважин, наземных объектов развивалось комплектно-блочное строительство на нефтяных и газовых месторождениях. Открытие нефтяных и газовых месторождений вдали от промышленных районов, на шельфе и на акваториях морей способствовали развитию блочного строительства в нефтегазодобывающей отрасли. Изготовление нефтегазопромыслового оборудования в блочном варианте позволяет выполнять основной объем работ в заводских условиях. Это дает возможность более качественно и с меньшими издержками собирать крупные блоки из отдельных узлов.

Например, фонтанная арматура, собирается вместе с манифольдом.

Устанавливаются необходимые задвижки, штуцерная камера, камера пуска резинового разделителя, который запускают в трубопровод для очистки нефтепровода от скважины до замерной установки. При строительстве дожимной насосной станции в блочном варианте на изготовленные заранее фундаменты устанавливают сепараторы с полной начинкой внутри, с датчиками уровня, с предохранительными клапанами, с задвижками на приемных и выкидных линиях. Насосный блок так же устанавливается на подготовленный фундамент в собранном варианте. Насос с электродвигателем монтируется на общей раме, центрируется, закрепляются приемный и выкидной патрубки с задвижками. В полевых условиях необходимо выполнить всего два сварочных стыка, приемного и выкидного и насосный агрегат можно запускать в работу. Блочные кустовые насосные станции для закачки воды в нефтяные пласты изготавливаются полностью в заводских условиях. На строительную площадку завозятся отдельные блоки рис. 11.1 и горизонтальные емкости с полной начинкой рис. 11.2 , которые сразу устанавливаются на приготовленный фундамент. Водозаборные сооружения, выполненные в одном крупном блоке, транспортируются водным транспортом по назначению.

Рис. 11.1. Доставка насосного блока на строительную площадку Рис. 11.2. Разгрузка горизонтальной емкости В последнее время в блочном варианте монтируются в рабочих поселках нефтяников и газовиков блочные жилые дома с полной начинкой в заводских условиях, общежития, школы, детские сады, поликлиники и т.д. показанные в главе 1 на рис. 1.2.

Глава 12. Диагностика и испытание трубопроводов Ранее уже отмечалось, что основную долю строящихся объектов на нефтяных и газовых месторождениях занимают трубопроводы.

Нефтегазодобывающие предприятия на стадии строительства должны четко контролировать строительные подрядные организации за соблюдением требуемых норм и правил при сварочных, изоляционных работах, транспортировке, укладке в траншею трубопроводов. Особый контроль необходимо осуществлять при прокладке трубопроводов через водные преграды, железные и автомобильные дороги, болотистые участки и зоны вечной мерзлоты. В следующей главе более подробно будут освещены вопросы ввода в эксплуатацию нефтегазопромысловых объектов, в том числе и трубопроводов различного назначения. Надежную, безаварийную работу нефтепроводов, газопроводов и водоводов можно достичь своевременной диагностикой. Своевременному обнаружению дефектов, выявлению места и причины их возникновения и, наконец, восстановлению нарушенного данными дефектами соответствия трубопровода техническим требованиям служит техническое диагностирование, которое представляет собой процесс определения технического состояния объекта диагностирования с определенной точностью. Дефекты трубопроводной системы могут быть вызваны не только условиями эксплуатации, но и ошибками проектирования, представляющими собой особый класс дефектов, которые также подлежат устранению с помощью методов и средств технической диагностики.

Диагностический процесс это процесс логического мышления, процесс обработки исходной информации для получения вывода о состоянии исследуемой системы трубопровода. Служба контроля за параметрами процессов перекачки продуктов по трубопроводам для обнаружения дефектов и прогнозирования состояния участков трубопровода базируется на месте параметрической диагностики. Основу метода составляет расчет гидравлических характеристик трубопровода по приведенным значениям измеряемых параметров и последующее сопоставление результатов расчета с первоначальными характеристиками трубопровода, определенными после его сооружения или ремонта. Наращивать капитальный ремонт магистральных трубопроводов на основе технологии сплошного ремонта невозможно по чисто экономическим соображениям. Поэтому рекомендуется перейти на метод выборочного ремонта на базе внутритрубной диагностики и других современных технологий и технических средств неразрушающего контроля. В связи с важностью этого вопроса в России приняты меры по созданию мощностей для выполнения комплекса диагностических работ. В стране создан Центр технической диагностики в акционерной компании «Транснефть». Центр оснащен необходимыми диагностическими приборами профилемеры, ультразвуковые и магнитные дефектоскопы на различные диаметры труб. Разработана Межгосударственная научно-техническая программа «Высоконадежный трубопроводный транспорт», утвержденная в 1993 г. правительствами России и Украины.

12.2. Методы и средства диагностирования трубопроводов.

В зависимости от типа измеряемых параметров методы диагностики трубопроводов могут быть подразделены на три группы первичные, вторичные и третичные табл. 12.1 .

Акустические ультразвуковые методы контроля включают контроль энергетическими характеристиками колебаний, дающих представление об общем состоянии диагностируемого объекта и постепенном его «старении», и спектрально-акустический анализ, посредством которого определяют изменение амплитуд вибрации в широком диапазоне частот, уточняют место и характер возникшего нарушения. Ультразвуковой контроль основывается на законах распространения и отражения упругих волн частотой 0,5 МГц. При наличии дефектов в металле поле упругой волны изменяет в окрестностях дефекта свою структуру.

Методы и средства диагностирования трубопроводов Первичные Вторичные методы следствие Третичные методы Акустический ультразвуковой метод обладает достаточной разрешающей способностью для определения эксцентриситета, а также нахождения мест отслаиваний. При помощи этого метода можно обнаружить трещины, натеки и дефекты сварки пористость, прожоги, непровары, несплавления, рис.12.1. Перечисленные методы диагностирования трубопроводов предусматривают пропуск через них внутритрубных аппаратов.

Рис.12.1 Схема дефектоскопа Ультраскана При данном варианте требуется строительство пусковых и приемных камер. Под руководством профессора Дубова на предприятии ООО «Энергодиагностика» Москва разработан метод бесконтактной магнитометрической диагностики, согласно которому основными источниками возникновения повреждений в конструкциях являются зоны концентрации напряжений, в которых коррозионные процессы, развитие усталости и ползучести проходят наиболее интенсивно. При развитии этих процессов изменяется намагниченность металла, отражающая фактическое напряженно-деформированное состояние конструкций. Таким образом, метод магнитной памяти металла это метод неразрушающего контроля, основанный на регистрации и анализе распределения собственных магнитных полей рассеяния на поверхности изделий с целью определения зон концентрации напряжений, дефектов, неоднородности структуры металла и сварных соединений. Для проведения бесконтактного магнитометрического обследования был изготовлен прибор СКИФ «МБСПрибор очень удобен в эксплуатации, его габаритные размеры 230х600х130 мм, вес 4,9 кг. Один человек может двигаться вдоль трассы трубопровода и снимать диаграмму рис. 12.2 обследования намечаемого участка.

ООО «Западно-Уральский центр сертификации».

Чернушка-Пермь. Участок в районе 4000-4500 м.

Направление обследования по ходу продукта.

Рис. 12.2. Диаграмма обследования участка трубопровода Трубопроводы после их укладки в траншеи подвергают очистке и гидравлическим испытаниям в соответствии с требованиями технических условий на испытания и ввод в эксплуатацию, разрабатываемых в составе проекта. Очистку трубопроводов осуществляют с помощью различных поршней, «торпед», шаров и т.д. Движение поршня происходит за счет закачки в трубопровод воздуха или воды. После очистки трубопровод подвергают гидравлическому испытанию. При испытании давление в трубопроводе повышают по сравнению с расчетным в зависимости от категории трубопровода, но не менее в 1.25 от расчетного.

Кольцевые напряжения во время испытаний не должны превышать 0, от предела текучести металла труб. Затем трубопровод выдерживают под давлением не менее 8 часов. Трубопровод считается выдержавшим испытания, если в течение 4 часов в нем не было зарегистрировано падение давления. После гидравлического испытания трубопровода водой ее удаляют с помощью поршней воздухом. После перечисленных операций трубопроводы принимают в эксплуатацию и заполняют проектной жидкостью.

Глава 13. Ввод в эксплуатацию объектов нефтяной и газовой По окончании всех строительно-монтажных работ и проведения необходимых испытаний производится приемка оборудования и трубопроводов, ввод их в эксплуатацию. Приемка объекта от подрядчика должна производиться в порядке, установленном договором подряда. На первом этапе заказчиком инвестором создается рабочая комиссия, которая принимает оборудование и объект в целом или часть объекта от строительномонтажных организаций. Рабочая комиссия создается заказчиком председатель комиссии , в ее состав входят представители генерального подрядчика, субподрядных строительно-монтажных организаций, государственных органов надзора.

Рабочая комиссия с приложением необходимых актов утвержденный перечень представляет объект приемочной комиссии. Если объект строился за счет бюджетных средств, то рабочая комиссия представляет его государственной комиссии. Инвестор обязан в течение 15 дней после получения заявки заказчика назначить приемочную комиссию либо дать в письменной форме мотивированный отказ в ее назначении. Приемочная комиссия должна быть назначена приказом, распоряжением инвестора, в котором должны быть приведены: цель и задачи комиссии, полное наименование и адрес подлежащего приемке объекта, персональный состав комиссии, даты начала и окончания работы комиссии. Персональный состав комиссии должен устанавливаться инвестором по согласованию не позднее, чем за 15 дней до начала работы комиссии с органами, представители которых должны включаться в состав комиссии. В состав приемочной комиссии должны быть включены представители: инвестора председатель комиссии , заказчика, исполнительного органа городского районного самоуправления, генподрядчика, генпроектировщика, эксплуатирующей организации и органов государственного надзора, контроля и управления, которым поднадзорен принимаемый объект. Приемка законченного строительством объекта оформляется актом приемочной комиссии, который подписывается всеми членами и председателем комиссии. В случае отказа отдельных членов приемочной комиссии от подписи акта, они должны представить председателю комиссии мотивированное заключение в письменной форме. Инвестор в течение трех дней после получения акта о приемке объекта, подписанного всеми членами и председателем приемочной комиссии, должен представить его со всеми приложениями в органы Госархстройнадзора с заявлением о выдаче разрешения на ввод объекта в эксплуатацию. После получения инвестором разрешения органов Госархстройнадзора на ввод объекта в эксплуатацию заказчик и подрядчик должны представить в органы государственной статистики отчеты о вводе в действие объекта, основных фондов и об использовании капитальных вложений в установленном Госкомстатом России порядке. Инвестор в течение пяти дней после получения разрешения на ввод объекта в эксплуатацию должен получить в органах технической инвентаризации, а органы технической инвентаризации выдать инвестору технический паспорт объекта в установленном порядке. Инвестор в течение трех дней после получения технического паспорта объекта должен осуществить государственную регистрацию объекта с получением документов о регистрации в установленном порядке.

Глава 14. Материалы, изделия, машины и механизмы, применяемые при строительстве нефтегазопромысловых объектов 14.1. Основные виды строительных материалов Так как при обустройстве нефтяных и газовых месторождений выполняется множество строительных операций, соответственно для этого используются различные строительные материалы.

Пиломатериалы доски, брусья , изделия из древесины: половая доска, плинтусы, наличники, доски подоконные столярные изделия дверные и оконные блоки, перегородки , фанера.

Металлы, сплавы металлов. Сортамент металлов, применяемых в нефтегазопромысловом строительстве: сталь листовая, профильная уголки, двутавры, тавры, рельсы, швеллеры и др. сортовая сталь круглая, квадратная, полосовая металлические изделия метизы болты, гайки, шайбы, шплинты, анкеры, канаты, тросы и т.д. трубы нефтяного сортамента бурильные, обсадные, насосно-компрессорные трубы стальные общего назначения бесшовные холоднотянутые, катанные, горячекатаные, электросварные с прямым швом, электросварные со спиральным швом, нержавеющие, водогазопроводные, трубы из цветных металлов и сплавов медные, латунные биметаллические медностальные .

загрузка.

Природные каменные материалы: песок, гравий, щебень, бутовый камень, стеновые блоки, облицовочные плиты.

Керамические материалы и изделия: искусственные каменные материалы, получаемые из глин или из смесей с минеральными и органическими добавками путем формирования и последующего обжига.

Минеральные вяжущие вещества: тонкоизмельченные порошкообразные материалы, образующие при смешении с водой пластичное тесто, постепенно затвердевающее до каменновидного состояния на основе вяжущих веществ изготавливаются растворы, бетоны, различные цементы.

Сборные железобетонные конструкции стройматериал, в котором соединены в единое целое затвердевший бетон и стальная арматура изделия из железобетона балки, фермы, блок-комнаты, фундаменты и т.д. .

Теплоизоляционные материалы неорганические минеральная вата, ячеистовые бетоны, оргстекло, асбестовые материалы органические древесноволокнистые и древесно-стружечные плиты, газонаполненные пластмассы смешанные фибролит, перлитопластобетон .

Органические вяжущие материалы и изделия битумы, дегти, мастики .

Кровельные и гидроизоляционные изделия пергалин, рубероид, толь, гидроизол, изол, фольгоизол .

Пластмассы полиэтилен, поливинилхлорид, полистирол .

Отделочные материалы стеклопластики, стеклотекстолиты, древеснослоистые пластики, Лакокрасочные материалы цветные порошки, лаки, олифы, клеи, растворители, краски масляные, эмалевые, силикатные, синтетические, эмульсионные .

Перевозка строительных материалов и изделий к местам использования осуществляется всеми видами современного транспорта общего назначения железнодорожный, автомобильный, водный и т.д. . В процессе строительства нефтегазопромысловых объектов применяются различные специализированные машины: автобетоносмесители, автобетоновозы, ковшовые и роторные экскаваторы, бульдозеры рис. 14.1 , скреперы, грейдеры, , экскаваторы рис. 14.2 , бетоноукладчики, трубоукладчики рис.

14.3 , самосвалы, трубовозы, панелевозы, плетевозы рис. 8.2 .

Рис. 14.1. Бульдозер Komatsu D 375A- Рис. 14.2. Экскаватор ковшовый Эксмаш Е 200 С При монтажных работах применяются различного типа и различной грузоподъемности краны, подъемники, погрузчики. В пределах строительной площадки материалы и изделия перемещаются с помощью малого внутрипостроечного транспорта транспортеры, бетоно- и растворонасосы, лебедки, грузовые мототележки и мотороллеры, микротракторы .

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Антонова Е.О. Крылов Г.В. Прохоров А.Д. Степанов О.А. Основы нефтегазового дела: Учебник для ВУЗов. М. «Недра Бизнесцентр», 2003. 307с.

2. Афанасьев В.А. Бобрицкий Н.В. Сооружение резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов. М. Недра. 1981. -192 с.

3. Байков Н.М. Нефтяное хозяйство — № 4, 2010. «Об энергетической стратегии России на период до 2030 года», стр. 12-13.

4. Беляева В.Я. Михайличенко А.М. Бараз А.Н. и др. Нефтегазовое строительство: Учебное пособие для ВУЗов. Изд-во ОМЕГА-Л, 2005. 774 с.

5. Бобрицкий Н.В. Курепин Г.Н. Строительство объектов нефтяной и газовой промышленности. М. Недра, 1983. — 223 с.

6. Бородавкин П.П. Механика грунтов. Учебник для ВУЗов. М. ООО «Недра Бизнесцентр», 2003. 349 с.

7. Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы проектирование и строительство . М. Недра, 1982. — 280 с.

8. Бунчук В.А. Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа. М.:

«Недра», 1997. — 366 с.

9. Гареев В.М. Руководство по контролю и качеству строительномонтажных работ: Учебник для ВУЗов. С Петербург. 2000. 784 с.

10. Гриценко А.М. Крылов Н.А. Аленин В.В. и др. Нефть и газ в России в ХХI веке. Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2001.

№ 3. — С. 10-19.

11. Зеленин А.Н. Баловнев В.И. Керов И.П. Машины для земляных работ. М. Машиностроение, 1975. 420 с.

12. Зубикин А.В. Грядут серьезные перемены. Газовая промышленность № 1/ 669/, 2012, СТР. 8-9.

13. Иванов Ю.К. Коновалов П.А. Мангушев Р.А. Основания и фундаменты резервуаров. М. Стройиздат, 1989. 223 с.

14. Карнаухов Н.Н. Кушнир С. Я. Горелов А.С. и др. Механика мерзлых грунтов и принципы строительства нефтегазовых объектов в условиях Севера. Учебник. М. ЦентрЛитНефтеГаз. 2008. — 432 с.

15. Коршак А.А. Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: Учебник для ВУЗов. Изд-во Дизайн Полиграф Сервис. Уфа, 2001. — 554 с.

16. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела: Учебник для ВУЗов. Ижевск, изд-во УдГУ, 2005. — 727 с.

17. Кузнецов В.Ф. Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров: Учебное пособие. М. Недра. 1992.- 238 с.

18. Куликов В.Д. и др. Промысловые трубопроводы. М. Недра. 1994. — 19. Мордвинов В.А. Гудков Е.П. Строительство нефтегазопромысловых объектов. Учебно-методическое пособие. Изд-во ПГТУ Пермь: 2000.с.

20. Муслимов Р.Х. Еще раз об энергетической стратегии России на период до 2030 г. Нефтяное хозяйство — № 1, 2011, стр. 4.

21. 19.Мустафин Ф.М. и др. Промысловые трубопроводы и оборудование.

Учебное пособие для ВУЗов. М. Недра, 2004. — 662 с.

22. Мустафин Ф.М. Быков Л.И. Васильев А.Г. и др. Технология сооружения газонефтепроводов. Учебник для ВУЗов. Изд-во «Нефтегазовое дело». Уфа, 2007. — 631 с.

23..Скоблов Г.М. Строительство нефтегазопромысловых объектов. М.:

Недра. 1970. -192 с.

промышленности. М. Недра. 1975. 170 с.

25. Справочник мастера строительно-монтажных работ. Под редакцией Иванова В.А. М. «Инфра Инженерия», 2007. 832 с.

26. Тугунов П.И. Новоселов В.Ф. Коршак А.А. Шаммазов А.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов.

Учебное пособие для ВУЗов. Изд-во ООО «Дизайн Полиграф Сервис».

Уфа, 2002. — 658 с. 25.

27.Закон РФ «Об инвестиционной деятельности в РФ осуществляемой в форме капитальных вложений» № 22-Ф от 2 января 2000 т.

28. Постановление Правительства РФ от 27 декабря 2000 г. № 1008 «О порядке проведения государственной экспертизы градостроительной, предпроектной и проектной документации», 29. Градостроительный кодекс РФ, принятый федеральным законом РФ от декабря 2004 г. № 190-ФЗ, введен с 1 января 2005 г 30. СН и П 11-101-95 «Порядок разработки, согласования, утверждения и состава обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений»

31. СН и П 11-02-95 «Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и состава проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений», Госстрой России, введен с 1 января 1996 г.

32. СН и П 12-01-2004 «Организация строительства», Госстрой России, 2004 г. введен с 1 января 2005 г.

Комментарии запрещены.

Реклама