Сигнал подъема труба в трубе

Хочу все знать. Как стыкуются трубы в Потоках.

В процессе наблюдения за прокладкой Северного потока-2 наблюдал картину, как один трубоукладчик останавливался в определенной точке после прокладки несколько сот км, бросал трубу и уходил в другую точку. Это был и Pioneering Spirit и Solitaire. В прибрежной зоне работали другие трубоукладчики Audacia у немцев и наш трубоукладчик Fortuna в российских водах. Интересовал вопрос, а как они потом стыкуют трубы? Недавно на сайте СП-2 появился анимационный ролик, о том как это делается. Кому любопытно, может посмотреть. Видео почему-то не заливается.

А ниже реальные фото с сайта Турецкого потока, о том как соединяли трубы в прибрежных водах.

БЕЛГРАД, 8 октября. /ТАСС/. Республика Сербская (энтитет Боснии и Герцеговины) будет получать газ по специальной ветке из «Турецкого потока», работы по строительству газопровода стартуют в следующем году. Об этом заявил вечером в понедельник министр энергетики и горнодобывающей промышленности Республики Сербской Петар Джокич.

«Республика Сербская готова к проекту, мы уже приняли все необходимые решения для этого проекта, в правительстве — в мае, а в муниципалитетах — в июле, когда определяли место прохождения автотрассы, которая соединит Белград и Республику Сербскую. Мы решили, что трасса газопровода пойдет непосредственно вдоль автотрассы», — заявил Джокич.

«Работы (по строительству соединительного участка от «Турецкого потока» до Республики Сербской — прим. ТАСС) стартуют уже в следующем году. Мы не можем начать строительство раньше, чем начнется строительство автотрассы, так как это единый проект. Имея в виду, что сегодня заложен камень в основании автотрассы, это значит, что это уже активный проект, работы физически начались», — указал министр.

Министр рассказал, что в Республике Сербской кроме Биелины, Зворника и части Восточного Сараева нет газоснабжения, причем в последних двух городах газификация осуществлялась еще в 70-е годы ХХ века.

По его словам, проект имеет для его страны большое значение. Министр отметил, что сразу после завершения сербского участка «Турецкого потока» начнется строительство ветки в Республику Сербскую. «Это проект, на который мы возлагаем большие надежды», — повторил он.

Договоренность с «Газпромом»

Ранее руководство Республики Сербской и компания «Газпром» договорились о газификации республики. На встрече на тот момент председателя Президиума Боснии и Герцеговины Милорада Додика, президента Республики Сербской Жельки Цвиянович с главой «Газпрома» Алексеем Миллером была достигнута договоренность о проведении газа в этот государствообразующий субъект Боснии и Герцеговины. Предполагалось, что реализация проекта начнется осенью этого года и будет осуществляться путем строительства ветки газопровода «Турецкий поток» в Республику Сербскую.

Кроме того, на встрече обсуждался вопрос газификации столицы РС Баня-Луки и строительства газовой ТЭЦ в республике. Ранее Додик заявил, что Республика Сербская намерена построить у себя ветку газопровода «Турецкий поток» от Биелины до Баня-Луки.

Сербский участок

Ранее соседняя Сербия начала строительные работы на своем участке газопровода, не дожидаясь завершения работ на болгарском участке. Реализацией проекта строительства в Сербии трубопровода от границы с Болгарией до границы с Венгрией занимается совместное предприятие «Газпрома» и «Сербиягаза» Gastrans d.o.o. Novi Sad. Газ по сербскому участку «Турецкого потока» начнет поставляться до конца апреля 2020 года.

Предполагается, что сербский участок «Турецкого потока» начнется у города Заечар на границе с Болгарией и пересечет границу с Венгрией близ города Хоргош. Входная мощность, как ожидается, составит около 13,88 млн куб. м газа в сутки, выходная — около 10 млн куб. м.

Проект «Турецкий поток» предполагает строительство газопровода по дну Черного моря до европейской части Турции и далее к границе с Грецией. Первая нитка будет предназначена для снабжения турецкого рынка, вторая — для газоснабжения стран Южной и Юго-Восточной Европы. В качестве потенциальных рынков «Газпром» рассматривает Грецию, Италию, Болгарию, Сербию и Венгрию.

Появились вопросы по укладке труб. Вот что нарыл

Как это возможно — уложить сотни километров стальных труб на огромную глубину, на дно со сложным рельефом? Как добиться, чтобы вся эта конструкция выдерживала огромное давление, не смещалась, не была уничтожена коррозией, выдерживала удары корабельных якорей и рыболовного снаряжения и, наконец, просто работала как надо? Самым свежим примером сооружения подводного мегатрубопровода стал знаменитый «Северный поток», пролегший по балтийскому дну и соединивший российскую и немецкую газотранспортные системы. Две нитки труб, каждая длиной более 1200 км — почти 2,5 млн тонн стали, поглощенных морем по воле человека. Именно на примере «Северного потока» мы попытаемся вкратце рассказать о технологиях создания подводных трубопроводов.

Две нитки газопровода состоят из 199 755 двенадцатиметровых труб, сделанных из высокосортной углеродистой стали. Но коль скоро речь идет о соприкосновении с такой химически агрессивной средой, как морская вода, металлу нужна защита. Для начала на внешнюю поверхность трубы наносят трехслойное покрытие из эпоксидного состава и полиэтилена — это делается прямо на заводе-производителе. Там же, кстати, трубу покрывают и изнутри, правда, задача внутреннего покрытия не в защите от коррозии, а в повышении пропускной способности газопровода. Красно-коричневая эпоксидная краска дает очень гладкую, глянцевую поверхность, снижающую, насколько это возможно, трение молекул газа о стенки трубы.

Можно ли укладывать такую трубу на морское дно? Нет, ее требуется дополнительно защищать и усиливать против давления воды и электрохимических процессов. На трубы устанавливают так называемую катодную защиту (наложение отрицательного потенциала на защищаемую поверхность). С определенным шагом к трубам приваривают электроды, соединенные между собой анодным кабелем, который связан с источником постоянного тока. Таким образом, процесс коррозии переносится на аноды, а в защищаемой поверхности проходит только неразрушающий катодный процесс. Но главное, что еще предстоит сделать с трубой, прежде чем она будет готова опуститься на дно, — это обетонирование.

На специальных заводах внешнюю поверхность трубы покрывают слоем бетона толщиной 60−110 мм. Покрытие армируется приваренными к корпусу стальными стержнями, в бетон добавляется наполнитель в виде железной руды — для утяжеления. После обетонирования труба приобретает вес около 24 т. У нее появляется серьезная защита против механических воздействий, а дополнительная масса позволяет ей стабильно лежать на дне.

Но надо помнить, что дно даже такого сравнительно неглубокого моря, как Балтийское, не предоставит само по себе удобного и безопасного ложа для газопровода. Есть два фактора, которые неизбежно приходилось учитывать проектировщикам и строителям «Северного потока»: антропогенный и природный.

История судоходства в североевропейском регионе насчитывает тысячелетия, и потому на дне моря скопилось немало всевозможного мусора, а также обломков затонувших кораблей. XX век внес свой страшный вклад: на Балтике в ходе мировых войн велись активные боевые действия, устанавливались сотни тысяч морских мин, а по окончании войн в море же утилизировались боеприпасы, в том числе и химические. Поэтому, во‑первых, при прокладке маршрута газопровода требовалось обходить выявленные скопления опасных артефактов, а во-вторых, тщательно обследовать зону прокладки, включая так называемый якорный коридор (по километру влево и вправо от будущей трассы), то есть зону, в которой бросали якоря суда, задействованные в строительстве.

В частности, для мониторинга боеприпасов применялись корабли, оснащенные эхолокационным оборудованием, а также специальным донным роботом (ROV), связанным кабелем с базовой донной станцией TMS. При обнаружении боеприпасов (морские мины весьма чувствительны к движению) их подрывали на месте, предварительно обеспечив безопасность судоходства в заданном районе и приняв меры по отпугиванию крупных морских животных.

Второй фактор, природный, связан c особенностями рельефа дна. Дно моря сложено из различных пород, оно имеет выступающие гребни, впадины, расселины, и опускать трубы прямо на все это геологическое разнообразие не всегда возможно. Если допустить большое провисание нитки газопровода между двумя естественными опорами, конструкция может со временем разрушиться со всеми вытекающими из этого неприятностями. Поэтому донный рельеф для прокладки необходимо искусственным образом исправлять.

Если требовалось выровнять рельеф дна, использовалась так называемая каменная наброска. Специальное судно, нагруженное гравием и мелкими камнями, с помощью трубы, нижний конец которой оборудован соплами, «прицельно» заполняло полости дна, придавая ему более подходящий профиль. Иногда вместо камней вниз опускались целые бетонные плиты. Другой вариант — выкапывание в дне траншеи для прокладки труб.

Логично предположить, что создание траншей предшествовало прокладке труб, однако далеко не всегда это происходило именно так. Существует техническая возможность стабилизации положения нитки на дне уже тогда, когда трубопровод проложен (при условии, что глубина моря в данной точке не превышает 15−20 м). В этом случае с судна на дно опускается траншеекопатель, имеющий роликовые захваты. С их помощью трубопровод приподнимается со дна, и под ним пропахивается траншея. После проведения этой операции трубы укладываются в получившееся углубление.

Сыпать тяжелый грунт на дно можно не всегда: масса гравия продавливает мягкие породы. В этом случае для «спрямления» рельефа используют более легкие опоры из металлических или пластиковых конструкций.

Теперь, пожалуй, самое интересное: как трубы оказываются на дне? Разумеется, сложно себе представить, что каждая отдельная 12-метровая труба приваривается к нитке газопровода прямо в море на глубине. Значит, эту процедуру необходимо проделывать до укладки. Что, собственно, и происходит на борту трубоукладочного судна.

Тут необходимо ненадолго вернуться к конструкции самой трубы и заметить, что после нанесения на нее антикоррозионной защиты и утяжеляющего бетонирования оконцовки труб остаются открытыми и незащищенными, — иначе сварка была бы затруднена. Поэтому участки соединений защищаются от коррозии уже после сварки. Сначала монтажные стыки изолируются с помощью полиэтиленового термоусадочного рукава, затем закрываются металлическим кожухом, а полость между кожухом и рукавом заполняется полиуретановой пеной, придающей месту стыка необходимую механическую прочность.

И все же без подводной сварки не обошлось. Дело в том, что каждая из ниток «Северного потока» состоит из трех секций. Различие между секциями — разная толщина стенок используемых труб. Пока газ идет от терминала в российской бухте Портовая к приемному терминалу на немецком берегу, давление газа постепенно падает. Это дало возможность использовать в центральной и финальной секциях более тонкостенные трубы и таким образом экономить металл. Вот только обеспечить соединение разных труб на борту трубоукладочных судов не представляется возможным. Сочленение секций происходило уже на дне — в гидроизолированной сварочной камере.

Для этого на дно опускались трубоподъемные механизмы, которые отрывали от дна и точно позиционировали друг напротив друга плети отдельных секций. Для той же цели применялись надувные мешки с переменной плавучестью, обеспечивавшие вертикальные перемещения труб. Термобарическая сварка велась в автоматическом режиме, однако наладка оборудования сварочной камеры — сложнейшая водолазная операция. Для ее проведения под воду опускалась водолазная камера, где могла проходить декомпрессию целая бригада водолазов, и специальный колокол для спуска ко дну. Сварка секций проводилась на глубине 80−110 м.

Прежде чем использовать газопровод для перекачки топлива, его испытывали… водой. Внутрь секций с помощью поршневого модуля была закачана предварительно отфильтрованная от взвесей и даже бактерий морская вода. Жидкость, нагнетавшаяся со специального судна, создавала внутри плети давление, превышающее рабочее, и такой режим поддерживался в течение суток. Затем вода откачивалась, и секция газопровода осушалась. Еще до того, как в трубопроводе появился природный газ, его трубы заполнялись азотом.

Читайте также  Воронежский завод запорной арматуры

Прокладка газопровода по морскому дну — лишь часть проекта «Северный поток». Немало усилий и затрат потребовалось для оборудования береговой инфраструктуры. Отдельная история — это вытягивание нитки газопровода на берег с помощью мощной лебедки или создание механизма компенсации сезонного сжатия-расширения 1200-километровой нитки.

1 ОБЩИЕ ДАННЫЕ

1.1 Технологической картой предусматривается монтаж внутриквартальных сетей тепловодоснабжения из изолированных подающих и обратных стальных трубопроводов отопления (температура до 130 ºС) и горячего водоснабжения (температура до 90 ºС) диаметром от 108 до 1420 мм, работающих при давлении до 1,6 МПа, прокладываемых в непроходном канале.

1.2 Технологическая карта, входящая в состав ППР, предназначена для инженерно-технического персонала (прорабов, мастеров) и рабочих строительных организаций, занятых на монтаже теплопровода в непроходном канале, сотрудников технадзора заказчика, осуществляющих надзорные функции за технологией и качеством выполнения работ, а также инженерно-технических работников строительных и проектно-технологических организаций.

1.3 При привязке технологической карты к объекту строительства необходимо учитывать требования СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети», СНиП 41-03-2003 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов», СНиП 3.05.03-85 «Тепловые сети», а также ПБ 10-573-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды».

1.4 Привязка технологической карты к местным условиям строительства состоит в уточнении объемов работ, средств механизации и потребности в трудовых и материально-технических ресурсах, калькуляции и календарного плана производства работ.

2 ОРГАНИЗАЦИЯ И ТЕХНОЛОГИЯ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ

2.1 Непроходные каналы для 2-х и 5-трубной прокладки систем тепловодоснабжения представляют собой подземный железобетонный канал в грунте, в котором размещается система изолированных трубопроводов, закрытый сверху железобетонными элементами и герметизированный цементной стяжкой и битумными мастиками. Прокладки в каналах выполняются в соответствии со СНиП 3.05.03-85 и СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети». Пример двухтрубной прокладки теплопровода в непроходном канале представлен на рисунке 1, а типы каналов и их параметры в зависимости от диаметра прокладываемых теплопроводов даны в таблице 1.

2.2 Непроходные каналы не предусматривают нахождения в них людей даже для периодических осмотров. Каналы сверху и с торцов закрыты и герметизированы, в них возможно использование горючих теплоизоляционных материалов средней воспламеняемости, в частности, скорлуп ППУ-355МТ, для защиты которых используется наружная оболочка из полиэтиленовой пленки «ПИЛ», стеклоткани или РСТ, разрезных полиэтиленовых оболочек.

Тп — подающий трубопровод отопления;

Т — обратный трубопровод отопления;

Рисунок 1 — Пример двухтрубной прокладки теплопровода

Таблица 1 — Типы непроходных каналов

Гравийная обсыпка, м 2

Стеклоткань, м 2

2.3 В непроходных каналах и тоннелях допускается использование намоточной оболочки из стеклоткани (ГОСТ 8481-75* или ГОСТ 19170-2001) марок АС и СЭ или стеклосетки марок СС-1, СС-2, СС-3 с проклейкой латексной мастикой или полимерными клеем, оболочек РСТ, разрезных полиэтиленовых оболочек, а также использование скорлуп без оболочки, надежно закрепленных стальными бандажами, алюминиевой лентой или стеклопластиковыми (текстильными) тепловлагостойкими материалами. В случае периодического кратковременного увлажнения изоляция быстро высыхает, сохраняя свои эксплуатационные и теплотехнические свойства. Рекомендуются также алюминиевые листы (ГОСТ 21631-76*) и асбестоцементная или цементно-песчаная штукатурка слоем толщиной 10-20 мм, армированная металлической сеткой.

2.4 Для снижения пожарной опасности теплоизоляции труб диаметром до 250 мм через каждые 50 м прокладок следует устраивать рассечки из несгораемых материалов (минваты, стекловаты) длиной не менее 3d, где d-наружный диаметр трубы с теплоизоляцией. Для труб больших размеров длина рассечек принимается не менее 5d.

При вертикальном прохождении трубопровода длина рассечек принимается соответственно 5d и 8d, расстояние между рассечками не более 10 м.

При параллельной прокладке нескольких трубопроводов со скорлупами из ППУ в одном сооружении рассечки из негорючих материалов в изоляции разных трубопроводов должны устраиваться на одном и том же участке.

а — скользящая; б — катковая; в — неподвижная

Рисунок 2 — Опоры в теплофикационных каналах

2.5 В непроходных каналах с трубопроводами с ППУ-изоляцией по длине трубопроводов через 100 м следует устраивать глухие противопожарные перегородки первого типа. При вводе трубопроводов в здание непроходные каналы должны отделяться от здания глухими противопожарными перегородками первого типа.

2.6 Для компенсации температурных деформаций теплопроводов в непроходных каналах рекомендуется использовать сильфонные компенсаторы либо Z- и П-образные компенсаторы и углы поворота в соответствии с проектом. В зависимости от диаметра труб с учетом нагрузок на опоры выбирается расстояние между опорами. Для опирания труб в канале следует выбирать подвижные скользящие диэлектрические опоры с подушками или каткового типа, а также неподвижные опоры. Типы различных опор, применяемых в теплофикационных каналах, приведены на рисунке 2.

2.7 При строительстве тепловых сетей в непроходном канале выполняются следующие работы:

— подготовка канала, трассы (земляные, бетонные работы);

— раскладка труб на трассе, их подрезка и установка;

— сварка стыков труб и фасонных деталей;

— устройство опор, компенсаторов, фасонных участков, монтаж запорной аппаратуры;

— устройство изоляции (установка и закрепление скорлуп);

— испытание и приемка трубопровода.

2.8 Подготовка трассы и строительство каналов проводятся в соответствии с требованиями СНиП 3.02.01-87 «Земляные сооружения, основания и фундаменты», строительство каналов по пособию ПП 27-2.2-93 АО «Моспроект». По этим видам работ должны быть разработаны специализированными организациями свои технологические карты.

2.9 После подготовки канала (без перекрытия) и устройства теплофикационных камер проводится раскладка труб и при необходимости их подрезка, установка фасонных деталей, опор и компенсаторов. Соединение деталей производится электросваркой, после чего сварной шов очищается от шлака металлической щеткой и наждачным кругом при помощи электрифицированного или ручного инструмента.

2.10 Спуск труб в канал производится автокраном или трубоукладчиком с помощью «полотенец» типа ПМ-321, характеристика которых приведена в таблице 2, или других захватных приспособлений, которые обеспечивают сохранность изоляционного покрытия, как показано на рисунке 3. Строповка теплопроводов тросом за изолированные участки и концы труб запрещена.

Таблица 2 — Характеристика захватного приспособления типа ПМ-321

Диаметр поднимаемого трубопровода

Запас прочности ленты (кратной максимальной грузоподъемности)

1 — пластина; 2 — лента; 3 — трубопровод

Рисунок 3 — Полотенце мягкое

1 — кран; 2 — центратор; 3 — траверса; 4 — звено труб; 5 — непроходной канал; 6 — лестница для спуска в траншею; 7 — временное ограждение

Т1 и Т2, Т3 и Т4 рабочие места исполнителей

— граница опасной зоны

Рисунок 4 — Схема организации рабочего места при укладке теплопроводов в непроходной канал

Уклоны труб принимают по проекту, а при отсутствии указаний в проекте — не менее 0,002 в сторону дренажных устройств.

После строповки по заранее размеченным местам один из монтажников подает сигнал на подъем трубы. На каждом конце трубы находится по два человека, которые наводят трубу на установленные в проектное положение подвижные опоры. После укладки второго и каждого последующего звена (трубы) электросварщик производит сварку стыков.

2.12 Сварное соединение выполняют электродуговой сваркой (применение газовой сварки допускается для труб диаметром до 25 мм и толщиной стенки до 4 мм). Перед сваркой трубы очищают от грязи, грунта и мусора, а также проверяют форму кромок, чтобы они соответствовали заданному углу скоса. Трубы с толщиной стенки до 4 мм сваривают без скоса кромок. Сварка стыка выполняется без перерыва — от начала до полной его заварки.

При ручной дуговой сварке поворотных и неповоротных стыков со скосом кромок 30-35º и толщине стенок до 8 мм сварка выполняется не менее чем в два слоя. Первый слой должен обеспечивать полный провар корня шва, а второй — полный провар кромок. Сварные стыки должны располагаться не ближе 500 мм от опор.

Сварной шов очищается от шлака зубилом, металлической щеткой и наждачным кругом при помощи электрифицированного или ручного инструмента.

2.13 Сальниковые компенсаторы должны устанавливаться строго по оси трубопровода. Величина растяжки компенсатора устанавливается по расстоянию между риской, нанесенной на стакане, и торцом корпуса компенсатора. При установке компенсатора оставляют монтажный зазор в зависимости от указаний проекта и температуры наружного воздуха во время монтажа. П-образные компенсаторы, показанные на рисунке 5, при установке предварительно растягивают примерно на половину теплового удлинения компенсируемого участка» Растяжка должна производиться одновременно с двух сторон в стыках, ближайших к неподвижным опорам. Ее выполняют путем расклинивания деревянными распорками или с помощью специальных приспособлений.

Рисунок 5 — Гнутые компенсаторы

2.14 Каждый сварной стык, смежный с фланцем, выполняется после равномерной затяжки всех болтов на фланцах.

2.15 При применении сварных труб их следует укладывать так, чтобы продольный шов был доступен для осмотра при гидравлическом испытании.

2.16 На зачищенный стык трубы или на очищенную поверхность труб наносится слой защитного лакокрасочного материала путем окрашивания кистью или валиком не менее чем в 2 слоя с послойной сушкой, толщиной не менее 0,05-0,1 мм (для кремнийорганического покрытия) и не менее 0,5 мм (для битумокаучукового или эпоксидного покрытия).

На трубы диаметром 530 мм и более мастика для покрытия может наноситься напылением с помощью краскопульта или установки безвоздушного напыления «Вагнер» (согласно инструкции Теплосети ЭИ-42).

Температура мастики должна быть не менее +10 ºС, труб не менее +5 ºС. Краски и мастики предварительно должны быть тщательно перемешаны, их следует брать в намеченном количестве и полностью расходовать, не перемешивая с исходной мастикой.

2.17 Защитное покрытие должно быть сплошным и ровным, не иметь трещин и просветов. Допускается использовать усиленное двухслойное покрытие (например, кремнийорганическое и углеграфитовое с грунт-краской АГК по ТУ 2311-023-11590737-01 и КО «Цезарь-001»).

2.18 Конструкция изоляции стальных труб тепловодоснабжения, приведенная на рисунке 6, включает теплостойкое антикоррозионное покрытие, пенополиуретановые скорлупы из ППУ-355 МТ плотностью 40-70 кг/м 3 с длительной теплостойкостью не менее 130 ºС (кратковременно до 140 ºС), наружное защитное покрытие из оцинкованных стальных листов толщиной 0,8-1,5 мм с антикоррозионным слоем толщиной не менее 0,07 мм, крепежные детали для закрепления скорлуп и оболочки, дополнительные герметизующие и теплоизолирующие материалы для закрытия швов и уплотнения дефектов теплоизоляции, устройства рассечек. В таблице 3 приведен расход материалов труб подобной конструкции в непроходных каналах.

При установке и монтаже скорлуп рекомендуется использовать временные (резиновые, полимерные) стяжки и постоянные бандажи, закрепляющие скорлупы с краев и посредине. Установка скорлуп должна проводиться с заходом краев «паз в паз» при плотном прилегании друг к другу и к поверхности трубы без пустот и переносов, обеспечивая минимальную ширину швов не более 1-2 мм.

Рисунок 6 — Конструкция теплоизоляции труб диаметром 1020-1420 мм для непроходных каналов

Таблица 3 — Расход материалов для непроходных каналов на 1 м

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Спуско подъемные операции инструкция

по охране труда при ведении спуско-подъемных операций

ИОТ — ООО — 080 — 98

1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ.

1.1. Ведение спуско-подъемных операций должно осуществляться с применением различных механизмов и инструментов в соответствии с инструкциями, утвержденными в установленном порядке.

1.2. Для предупреждения газонефтеводопроявлений в процессе подъема колонны труб следует производить долив бурового раствора в скважину.

Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, не должны отличаться от находящегося в ней.

Читайте также  Назначение трансформаторов в сварочных аппаратах

Режим долива должен быть непрерывным с поддержанием уровня на устье скважины.

1.3. Объемы вытесняемого из скважины при спуске труб и доливаемого раствора при их подъеме, должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла труб.

При разнице между объемом доливаемого (вытесняемого) бурового раствора и объемом металла поднятых (спущенных) труб, подъем (спуск) должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при газонефтеводопроявлениях.

1.4. Бригада капитального ремонта скважин ежесменно должна производить профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого блока, крюка, вертлюга, штропов, талевого каната и устройства для его крепления, элеваторов, спайдеров, предохранительных устройств, блокировок и др.).

1.5. ЗАПРЕЩАЕТСЯ проводить спуско-поддъемные операции при:

— отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого блока, ограничителя грузоподъемности лебедки;

— неисправности оборудования, инструмента;

— неполном составе вахты;

— скорости ветра более 20м/сек;

— потери видимости при тумане и снегопаде.

1.6. Во время перерыва при спуско-подъемных операциях необходимо на устье устанавливать противовыбросовое оборудование.

ЗАПРЕЩАЕТСЯ оставлять нагруженный талевый механизм на весу.

1.7. При самом нижнем положении талевого блока на рабочей части барабана лебедки должно оставаться не менее трех витков каната.

1.8. Органы управления спуско-подъемными операциями агрегата для ремонта скважин должны быть сосредоточены на самостоятельном пульте, снабженном необходимыми контрольно-измерительными приборами, расположенными в безопасном месте и обеспечивающим видимость вышки, мачты, устья скважины, лебедки и других механизмов, установленных на агрегате.

1.9. При обнаружении нефтегазопроявлений должно быть закрыто противовыбросовое оборудование, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий.

П. ТРЕБОВАНИЯ ПРИ ПЕРЕОСНАСТКЕ ТАЛЕВОЙ СИСТЕМЫ.

2.1. При переоснастке талевой системы освобождаемые струны каната должны быть отведены в сторону и закреплены с соблюдением радиуса изгиба, равного не менее девяти диаметрам каната.

2.2 ЗАПРЕЩАЕТСЯ применять какие-либо стержни, прикрепляемые к талевому блоку и ходовой или неподвижной струне талевого каната с целью предотвращения его скручивания.

2.3. Для увеличения веса талевого блока разрешается применять только специально предназначенный для этой цели дополнительный груз.

2.4.При использовании механизма свинчивания труб и штанг устьевой фланец скважины должен быть расположен на высоте 0,4-0,5м.

2.5. Механизм для свинчивания и развинчивания труб на устье скважины должен устанавливаться при помощи талевой системы и монтажной подвески, надежно (без люфта) укрепляться на устьевом фланце.

2.6. ЗАПРЕЩАЕТСЯ подавать непосредственно руками концы труб к устью скважины и обратно, для этого необходимо пользоваться вилкой для подтаскивания труб.

2.7. При спуске и подъеме НКТ пол рабочей площадки и мостки необходимо систематически счищать от грязи и нефти.

2.8. На рабочей площадке и на мостках не должны находиться посторонние предметы.

2.9. Работы по спуско-подъемным операциям разрешается производить только при наличии исправного индикатора веса.

При подъеме инструмента необходимо следить за показаниями индикатора веса. В случае появления затяжки ЗАПРЕЩАЕТСЯ перегрузка мачты.

2.10. При спуске резьбовые соединения НКТ должны смазываться специальной консистентной смазкой.

2.11. Спуск труб следует производить с направляющей воронкой.

2.12. Подъем элеватора с трубами, а также его посадка на устье должны производиться плавно.

2.13. Подъем очередной трубы производить только по сигналу бурильщика (ст.оператора) после установки в проушины элеватора шпилек.

2.14. При подъеме штанг или труб с мостков и при выдаче их на открывании замка и выпадения труб.

2.15. При подъеме и спуске труб рабочие должны отойти в сторону от устья скважины, а не стоять под поднимаемой трубой.

2.16. При подъеме труб с жидкостью (юбкой) и отвода ее в сторону.

2.17. Выбрасывание на мостки и подъем с мостков штанг разрешается только одиночками.

При отвинчивании полированного штока и соединении его со штангами устьевой сальник должен прикрепляться к штанговому элеватору.

2.18. В случае заклинивания плунжера глубинного насоса насосные штанги следует отвинчивать только безопасным круговым ключом.

2.19. Кабель ЭЦН должен крепиться к колонне поясами, установленными над и под муфтой каждой трубы. Пояса не должны иметь острых кромок.

2.20. Барабан с кабелем следует устанавливать так, чтобы он находился в поле зрения работающих. Барабан, кабельный ролик и устье скважины должны находиться в одной вертикальной плоскости. В ночное время барабан должен быть освещен.

2.21. Тормозить барабан руками, досками или трубами ЗАПРЕЩАЕТСЯ. Остановка барабана должна производиться только отключением электропривода.

2.22. Намотка, размотка и укладка кабеля правильными рядами должна быть механизирована.

2.23. Кабель, пропущенный через ролик, при спуско-подъемных операциях не должен задевать элементы вышки, мачты.

2.24. К ноге спуско-подъемного сооружения должен быть прикреплен металлический крючок для удержания кабеля при свинчивании и развинчивании труб.

2.25. При свинчивании и развинчивании НКТ необходимо следить затем, чтобы спущенная колонна труб не проворачивалась, так как это ведет к закручиванию кабеля вокруг труб и увеличиванию его диаметра, что создает опасность механических повреждений кабеля при спуско-подъемных работах.

2.26. Сборка и разборка ЭЦН должна производиться с помощью специальных хомутов. Проушины хомутов должны быть снабжены предохранительными приспособлениями. ЗАПРЕЩАЕТСЯ установка хомутов на гладкий корпус, не имеющий упоров.

2.27. Скорость спуска (подъема) погружного, центробежного или винтового электронасоса в скважину не должна превышать 0,25м/сек.

2.28. При длительных перерывах в работе по подъему и спуску труб в устье скважины должно быть надежно закрыто. ЗАПРЕЩАЕТСЯ оставлять нагруженный талевый механизм на весу.

2.29. При самом нижнем положении талевого блока на рабочей части барабана лебедки должно оставаться не менее трех витков каната.

Ш. ПОРЯДОК РАБОТЫ С ЭЛЕВАТОРОМ ЭТА.

3.1. При спуске труб (с мостков) для одевания элеватора на лежащую трубу следует правой рукой сжимать пружину фиксатора, отводить рукоятку вправо до упора и корпус элеватора наклонять.Захват при этом выходит из корпуса, челюсти захвата скользят по направляющим и расходятся. Раскрытые челюсти заводятся за трубу, и опускается корпус элеватора, челюсти захвата охватывают трубу и вдвигаются в гнездо корпуса элеватора. Рукоятка поворачивается влево до упора. При этом следует поворотом рукоятки вправо проверять фиксацию рукоятки в рабочем положении.

3.2. Для съема элеватора с трубы, зажатой в клиньях или спайдере, следует правой рукой отжимать пружину фиксатора, рукоятку отводить вправо до упора, элеватор за рукоятку отводить от трубы. Челюсти захвата при этом должны выходить из элеватора и освобождать трубу.

3.3. При подъеме труб для снятия элеватора с трубы, уложенной на мостки, следует правой рукой отжимать пружину фиксатора и отводить рукоятку вправо до упора. При этом элеватор поднимается, челюсти выходят из корпуса и освобождают трубу.

3.4. Для одевания элеватора на трубу, зажатую в клиньях или спайдере, следует правой рукой отжимать пружину фиксатора, рукоятку подавать вправо до упора, корпус элеватора подавать к трубе. При этом челюсти захвата обхватывают трубу и вдвигаются в гнездо корпуса элеватора. Рукоятка возвращается влево и опускается пружина фиксатора. Необходимо поворотом рукоятки вправо проверять фиксации рукоятки в рабочем положении.

3.5. При смене захвата необходимо ослабить гайки крепления направляющих в корпусе элеватора, повернуть напрвление на 90*, отжать пружину фиксатора и повернуть рукоятку фиксатора вправо до упора. Затем извлечь захват из корпуса элеватора, вставить захват нужного размера, повернуть рукоятку влево, повернуть направление и закрепить их.

3.6. При подъеме труб элеваторные штыри, вставляемые в проушины элеватора, должны быть привязаны к штропам. ЗАПРЕЩАЕТСЯ производство спуско-подъемных операций с элеваторами без надежной фиксации шпилек против вылета их из проушин.

Способ передачи сигналов по трубопроводному каналу

Владельцы патента RU 2557758:

Изобретение относится к системам передачи электрических сигналов и предназначено для организации каналов связи и передачи информации по трубопроводам, проложенным подземным, наземным и надземным способом. Техническим результатом изобретения является оптимизация энергетической связи и повышение КПД устройств передачи информационных сигналов по трубопроводному каналу связи. Способ передачи сигналов по трубопроводному каналу заключается в подключении передающего устройства к трубопроводному каналу через трансформатор связи на сердечнике с высокой магнитной проницаемостью, подключенный к участкам трубопроводного канала, электрически разделенным с помощью стандартной вставки электроизолирующей, которую закорачивают многовитковой вторичной обмоткой трансформатора связи, первичная обмотка которого согласует выходное сопротивление передающего устройства и нагрузок трубопроводных каналов. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области электротехники, в частности к способам передачи электрических сигналов, и предназначено для организации каналов связи и передачи информации по трубопроводам, проложенным подземным, наземным и надземным способом, а также для оптимизации электромагнитного контроллинга трубопроводов и создания возможности интеграции связи, телеметрии, автоматики и АСУ трубопроводов.

Из уровня техники известен способ связи для дистанционного контроля по трубопроводному каналу, в котором организовывают канал связи по магистральному трубопроводу без гальванической связи приемно-передающих блоков непосредственно с проводниками физической цепи труба-земля, а с применением развязки — через колебательные контуры (RU 2170952, 20.07.2001).

Недостаток данного способа заключается в невозможности исключения из канала связи проводника «земля», что не позволяет осуществлять передачу электромагнитного сигнала на металлических трубопроводах независимо от способа их прокладки, снижает КПД, помехоустойчивость и эксплуатационную надежность.

Известен способ передачи электрической энергии, включающий передачу электрической энергии от источников электрической энергии к приемникам электрической энергии. Между источниками и приемниками электрической энергии формируют в электроизоляционной оболочке по крайней мере один проводящий канал из вещества в жидкой, твердой или газообразной фазе, в каждом проводящем канале генерируют электромагнитные колебания реактивного емкостного тока и электрического поля частотой 0,3 — 300 кГц, создают в канале пучности напряжения, в 2 — 50 раз превышающие напряжение источника, преобразуют реактивный ток и энергию электрического поля канала в приемнике в активный ток и активную электрическую энергию и, при необходимости, в механическую энергию и теплоту (RU 2172546, 20.08.2001).

Недостатком указанного способа является низкий КПД передачи сигналов по каналу связи.

Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является способ передачи сигналов по трубопроводу, заполненному диэлектриком, например нефтепродуктами, за счет создания однопроводной линии передачи путем возбуждения, канализации и распространения поверхностной электромагнитной волны по ним с учетом их металлодиэлектрической структуры и электромагнитных параметров (RU 2027260, 20.01.1995).

Такой способ создания однопроводной направляющей линии передачи электромагнитных сигналов по трубопроводу имеет ряд преимуществ перед существующими способами, а именно: обеспечивает надежную и качественную передачу сигналов посредством поверхностной электромагнитной волны по трубопроводным коммуникациям, имеющим комплекс неоднородностей, что не обеспечивают другие способы, которые позволяют осуществлять передачу сигнала только на отдельных участках, ограниченных неоднородностями, малыми дальностями и в узкой полосе частот; увеличивает дальность связи в 8…10 раз только за счет использования линейной направляющей трубопровода как металлодиэлектрической структуры.

Недостатком способа является:

— Ограничения по транспортируемому продукту (продукт должен обладать свойствами поляризующегося диэлектрика);

— Зависимость от геометрических и электромагнитных параметров трубопроводов при определении критических частот и полосы пропускания линии передачи;

— Необходимость согласования выхода генератора с трубопроводом как направляющей линией для выбранной резонансной частоты.

Задача, на решение которой направлено предложенное изобретение, заключается в создании способа передачи сигналов по трубопроводному каналу, который исключал бы указанные выше недостатки.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является оптимизация энергетической связи и повышение КПД устройств передачи электрических колебаний (электромагнитных сигналов) по металлическому трубопроводному каналу связи и диагностического оборудования для электромагнитного контроллинга трубопроводов.

Читайте также  Фитинги для рукавов кондиционеров

Указанный технический результат достигается в способе передачи сигналов по трубопроводному каналу, в котором подключают передающие устройства к трубопроводному каналу через трансформатор связи, подключенный к участкам трубопроводного канала, электрически разделенным с помощью стандартной вставки электроизолирующей.

Трансформатор связи имеет первичную обмотку и вторичную обмотку.

Вставку электроизолирующую закорачивают многовитковой выходной обмоткой трансформатора связи на сердечнике с высокой магнитной проницаемостью.

Первичная обмотка трансформатора согласует выходные сопротивления передающих устройств.

Вторичную обмотку трансформатора связи подключают по обеим сторонам от вставки электроизолирующей к участкам трубопроводного канала.

Передающие устройства представляют собой устройства передачи электрических колебаний.

Изобретение поясняется чертежом, на котором показаны участки 1 и 2 трубопроводного канала (трубопровода, трубопроводной системы), электрически разделенные вставкой 3 стандартной электроизолирующей (ВЭИ); 4 — трансформатор связи, у которого: I — первичная (входная) обмотка, II — вторичная (выходная) обмотка, подключенная к участкам 1 и 2 трубопроводного канала; 5 — передающее устройство электрических колебаний.

Предлагаемый способ передачи сигналов по трубопроводному каналу заключается в подключении передающего устройства электрических колебаний 5 через трансформатор связи 4, реализующий высокий КПД передачи электромагнитной энергии, за счет значительного повышения индуктивности цепи нагрузки — участков 1 и 2 трубопроводного канала, электрически разделенных с помощью стандартной вставки 3 электроизолирующей (ВЭИ), закороченной многовитковой выходной обмоткой трансформатора связи 4 на сердечнике с высокой магнитной проницаемостью, входная обмотка трансформатора связи 4 согласует выходные сопротивления передающего устройства электрических колебаний 5 и нагрузок трубопроводных каналов, при этом происходит оптимизация энергетической связи с трубопроводным каналом, реализующая оптимальный трафик и уровень загрузки канала без изменения существующей инфраструктуры.

Заявленное изобретение позволяет создать оптимальную энергетическую связь устройств передачи электромагнитных сигналов с трубопроводным каналом (трубопроводами) для увеличения дальности действия, за счет подключения этих устройств через трансформатор связи, согласующий выходные цепи устройств и сопротивления нагрузок трубопроводных каналов, к участкам трубопроводного канала, электрически разделенным с помощью стандартной вставки электроизолирующей (ВЭИ).

1. Способ передачи сигналов по трубопроводному каналу, характеризующийся тем, что подключают передающее устройство к трубопроводному каналу через трансформатор связи на сердечнике с высокой магнитной проницаемостью, подключенный к участкам трубопроводного канала, электрически разделенным с помощью стандартной вставки электроизолирующей, которую закорачивают многовитковой вторичной обмоткой трансформатора связи, первичная обмотка которого согласует выходное сопротивление передающего устройства и нагрузок трубопроводных каналов.

2. Способ передачи сигналов по трубопроводному каналу по п. 1, характеризующийся тем, что вторичную обмотку трансформатора связи подключают по обеим сторонам от вставки электроизолирующей к участкам трубопроводного канала.

3. Способ передачи сигналов по трубопроводному каналу по п. 1, характеризующийся тем, что передающее устройство представляет собой устройство передачи электрических колебаний.

Типовая технологическая карта (ТТК) разгрузка и раскладка труб и двухтрубных секций на трассе магистрального газопровода (стр. 3 )

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6

— стропальщикам тщательно осмотреть груз и убедится в надежности его крепления. При обнаружении перекоса приступать к работе без указаний лица, ответственного за безопасное производство работ кранами-трубоукладчиками, запрещается;

— освободить предназначенный для подъёма груз от крепежей и произвести строповку трубы траверсой, привязать две оттяжки из пенькового каната диаметром 15-20 мм;

— стропальщикам отойти на безопасное расстояние, подать сигнал машинисту крана-трубоукладчика на подъём крюковой подвески для натяжения стропов и проверить равномерность их натяжений;

— далее подать сигнал машинисту трубоукладчика поднять груз на 200-300 мм, проверить правильность строповки и надёжность работы тормозов трубоукладчика;

— после проверки правильности строповки подать сигналы машинисту крана-трубоукладчика на подъём и перемещение груза, при перемещении удерживать его от раскачивания и вращения при помощи оттяжек. Груз или грузозахватное устройство при их горизонтальном перемещении должны быть предварительно подняты на 500 мм выше встречающихся на пути предметов;

— кран-трубоукладчик поднимает трубу и после отъезда транспортного средства перемещает ее и укладывает под острым углом к траншее на опоры (см. рис.10);

— для предотвращения бокового скатывания трубы с раскладочной опоры необходимо применять фиксирующие клинья (см. рис.3), которые подбивают под трубу с обеих сторон (не допускается в процессе спуска трубы прокладывать фиксирующие клинья, эти клинья следует подбивать только после того как масса трубы будет полностью передана на опоры). В процессе укладки трубы подбивать фиксирующие клинья не допускается. Убедившись в устойчивом положении трубы на опорах, стропальщики отцепляют торцевые захваты траверсы;

— при перемещении трубы, стропальщики должны удерживать ее от раскачивания и разворота при помощи оттяжек. Для удобства сопровождения трубы к месту укладки высоту от уровня земли, на которой находится труба во время перемещения, должна быть не более 1,0 м;

— после работы траверсу опустить в стороны противоположную от траншеи.

Рис.9. Схема выгрузки одиночной трубы из трубоплетевоза траверсой

1 — крюк трубоукладчика; 2 — траверса; 3 — торцевой захват

Рис.10. Схема разгрузки и укладки труб вдоль траншеи на раскладочные опоры

1 — трубоукладчик; 2 — трубовоз; 3 — мягкое полотенце; 5 — труба

3.8. Разгрузка с трубоплетевоза краном-трубоукладчиком доставленных к месту производства монтажных работ на трассу стальных изолированных двухтрубных секций 1420 мм производится в следующей последовательности:

— подать автомашину под разгрузку, затормозить стояночным тормозом, выключить зажигание, перекрыть подачу топлива, установить под колёса тормозные башмаки, водителю покинуть опасную зону;

— стропальщикам тщательно осмотреть груз и убедится в надежности его крепления. При обнаружении перекоса приступать к работе без указаний лица, ответственного за безопасное производство работ кранами-трубоукладчиками, запрещается;

— освободить предназначенный для подъёма груз от крепежей и произвести строповку трубы мягким полотенцем, привязать две оттяжки из пенькового каната диаметром 15-20 мм;

— навесить на крюк трубоукладчика коромысло с траверсами, надеть один конец каждой ленты на скалки траверсы и запереть скалки задвижкой. Опустить над секцией по её оси мягкое полотенце с подвешенными на нем одним концом лентами. Пропустить вторые концы лент под секцией труб и надеть петли на скалки траверс и запереть их задвижками. Протягивание конца ленты под трубопроводом выполнять с помощью проводочного крюка с правой по ходу стороны секции;

— стропальщикам отойти на безопасное расстояние, подать сигнал машинисту крана-трубоукладчика на подъём крюковой подвески для натяжения лент и проверить равномерность их натяжений;

— далее подать сигнал машинисту трубоукладчика поднять груз на 200-300 мм, проверить правильность строповки и надёжность работы тормозов трубоукладчика;

— после проверки правильности строповки подать сигналы машинисту крана-трубоукладчика на подъём и перемещение груза, при перемещении удерживать его от раскачивания и вращения при помощи оттяжек. Груз или грузозахватное устройство при их горизонтальном перемещении должны быть предварительно подняты на 500 мм выше встречающихся на пути предметов;

— поднять задний конец секции и опустить наклоном стрелы на лежку (см. рис.11);

— переместить трубоукладчик к другому концу секции;

— застропить и поднять передний конец секции и опустить наклоном стрелы на лежку;

— для предотвращения бокового скатывания секции с раскладочной опоры необходимо применять фиксирующие клинья (см. рис.3), которые подбивают под секцию с обеих сторон (не допускается в процессе спуска секции прокладывать фиксирующие клинья, эти клинья следует подбивать только после того как масса секции будет полностью передана на опоры). В процессе укладки секции подбивать фиксирующие клинья не допускается. Убедившись в устойчивом положении секции на опорах, стропальщики снимают мягкое полотенце;

— при перемещении секции, стропальщики должны удерживать ее от раскачивания и разворота при помощи оттяжек. Для удобства сопровождения секции к месту укладки высота от уровня земли, на которой находится секция во время перемещения, должна быть не более 1,0 м;

— в стесненных условиях для разгрузки изолированных секций используют два трубоукладчика, снабженные мягкими полотенцами. В этом случае трубоукладчики одновременно поднимают секцию за концы и после отъезда трубоплетевоза перемещают секцию и укладывают её на лежки под углом к оси траншеи.

Рис.11. Схема разгрузки изолированных секций труб

Рис.12. Схема разгрузки двухтрубной секции траверсой с полотенцами

1 — крюк трубоукладчика; 2 — траверса; 4 — мягкое полотенце

Рис.13. Схема разгрузки и укладка секции двумя трубоукладчиками

1 — трубоукладчик; 3 — мягкое полотенце; 4 — плетевоз; 6 — секция труб

3.9. При укладке труб или секций на раскладочные опоры рекомендуется:

— каждую трубу (или секцию из 2-х труб) укладывать на две опоры, отступая от торцов по 2,0-3,0 м;

— если труба имеет криволинейную ось, то она укладывается на три опоры (две опоры на расстоянии 1,0-2,0 м от торцов, а средняя опора под средней частью трубы).

3.10. Секции труб следует размещать на трассе в «косую» однорядную раскладку, т. е. под острым углом к оси трубопровода. При развозке вдоль трассы трубы и секции следует укладывать на расстоянии 1,5 м от бровки траншеи. Трубы и секции, уложенные на поперечных склонах свыше 5°, во избежание скатывания или сползания должны быть закреплены.

3.11. При опускании труб необходимо:

— машинистам трубоукладчиков соблюдать согласованность в работе и в случае возникновения неисправности у трубоукладчика трубу медленно опустить на (лежку) землю;

— удалить людей из зоны опускания трубы и пространства между лежками и трубоукладчиком;

— все работы по раскладке труб на лежки должны производиться по сигналу одного лица — бригадира;

— при наложении на трубу мягких полотенец машинисту трубоукладчика не натягивать грузовые канаты преждевременно и выполнять сигналы монтажника наружных трубопроводов;

— руководителю работ подавать сигнал машинистам трубоукладчиков о подъеме трубы только после зацепки мягкого полотенца за крюк трубоукладчика и выхода монтажников наружных трубопроводов из зоны действия подъема стрелы;

— для освобождения полотенец трубоукладчику ослабить натяжение полотенца при поднятом трубопроводе, после чего монтажнику снять один конец полотенца с крюка, отойти на безопасное расстояние и подавать сигнал машинисту о подъеме крюка.

IV. ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ РАБОТ

4.1. Контроль и оценку качества работ по выгрузке труб выполняют в соответствии с требованиями нормативных документов:

— СП 48.13330.2001. Организация строительства;

— СНиП III-42-80*. Правила производства и приемки работ. Магистральные трубопроводы.

4.2. Контроль за соблюдением качества выполнения всех операций при погрузочных работах возлагается на инженерно-технических работников, ответственных за эти работы и постоянно обеспечивается исполнителями работ.

4.3. При производстве погрузо-разгрузочных работ следует соблюдать следующие требования:

— избегать ударов подъемных устройств по изоляции труб;

— трубы запрещается волочить по земле, а также по нижележащим трубам;

— избегать перемещения труб путем перекатывания из-за опасности повреждения изоляции;

— во избежание повреждений труб при погрузочных работах высота подъема труб над верхом препятствия должна быть не менее 0,5 м;

— грузозахватные приспособления должны быть проверены на отсутствие задиров и искривлений на торцах, имеющих контакт с трубой;

— крюки торцевых захватов должны иметь прокладки из мягкого материала.

V. ПОТРЕБНОСТЬ В МАТЕРИАЛЬНО-ТЕХНИЧЕСКИХ РЕСУРСАХ

5.1. Перечень основного необходимого оборудования, машин, механизмов, для производства работ приведен в таблице 2.

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: