Уплотнения теплообменника КС 07 Махачкала

Уплотнения теплообменника КС 07 Махачкала Пластинчатый теплообменник Машимпэкс (GEA) NH250S Бийск EPDM этилен-пропилен-каучук широкая область применения, для химических соединений, не содержащих жир и минеральные масла.

Для этого построенные ранее трехмерные распределения геологических параметров для каждого из периодов изучения месторождения экспортируются в гидродинамический симулятор. Повышение эффективности разработки залежей углеводородов в низкопроницаемых и слоистых коллекторах. Возможные последствия воздействия неблагоприятных природно-климатических факторов. Ватутина 28а,ТЦ Подсолнух, магазин Терминал. Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12 марта г.

Подогреватель сетевой воды ПСВ 520-0,29-2,25 Сургут

Судовые сепараторы альфа лаваль на Уплотнения теплообменника КС 07 Махачкала

Среди упомянутых четырех продуктивных горизонтов более высокими ФЕС обладают пласты верхнего I горизонта. Из скважин указанного горизонта в ходе испытаний получен максимально абсолютно свободный дебит газа в объеме тыс. Наименьшие значения проницаемости выявлены во II горизонте, при опробовании которого в одной скважине дебит газа составил 35,7 тыс.

На данной стадии изученности Мурманского месторождения представляется возможным выделить несколько объектов разработки. Продуктивные пласты III и IV горизонтов можно выделить в самостоятельные эксплуатационные объекты с количеством пластов в объектах, соответственно, 6 и 1. Пласты II 1 , II 2 , II 3 выделять в самостоятельный объект не рекомендуется из-за несовпадения контуров в плане и малых величин запасов газа: В I продуктивный горизонт объект 1 входит девять пластов, поэтому его можно разделить на два объекта: Залежи пластов объекта I а I 1 , I 2аб , I 2вг и I 2деж характеризуются средними значениями абсолютно свободных дебитов газа — тыс.

Залежи данных пластов по результатам промысловых исследований характеризуются достаточно высокими абсолютно свободными дебитами газа: Запасы этих пластов по результатам исследований в нескольких скважинах характеризуются средними абсолютно свободными дебитами газа — тыс. В состав объекта 3 входят пласты IV 1 и IV 2. При их испытании были получены дебиты — тыс.

Особенности геологического строения месторождения и физических свойств его продуктивных пластов влияют на концепцию разработки, которая должна учитывать:. С учетом высокой сложности геологического строения месторождения перед проектированием разработки целесообразно произвести на площади 3D-сейсмическое зондирование, а при составлении проектов эксплуатационного бурения в отдельных скважинах необходимо предусмотреть расширенные комплексы геофизических ГИС , гидродинамических ГДИС исследований скважин и отборы керна.

Таким образом, эффективная и экономически обоснованная разработка Мурманского газового месторождения во многом зависит от степени изученности особенностей геологического строения месторождения и более детального исследования физико-геологических факторов, которые могут оказать влияние на процесс его промышленной эксплуатации. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов составлена по данным Государственного баланса запасов.

Нефть и газ — продукты преобразования органического вещества. Повышение эффективности разработки залежей углеводородов в низкопроницаемых и слоистых коллекторах. Геологическое строение является важнейшим фактором, влияющим на проектирование разработки месторождения. Однако достоверно геологическое строение месторождения нельзя определить даже после завершения промышленной разработки.

Это связано с наличием большого количества факторов, возникающих уже на этапе формирования ловушки [1], которые приводят к неоднородности коллектора. При этом фильтрационно-емкостные свойства ФЕС могут варьироваться как по площади, так и по разрезу залежи в широком диапазоне. Процессы миграции и аккумуляции при формировании месторождения приводят к образованию неоднородностей в характере насыщения [2].

Неопределенными зачастую также остаются как количественный параметр насыщения коэффициент насыщения , так и его качественный аспект границы контактов. Совокупность этих процессов приводит к образованию микро- и макронеоднородностей [3], оказывающих существенное влияние на процессы фильтрации в пласте.

При проектировании системы разработки месторождения возникают два основных вопроса, связанных с неопределенностями геологического строения месторождения. Во-первых, важно понять, как эти неопределенности повлияют на процесс разработки месторождения [4—6]. В указанных работах рассчитаны технологические показатели разработки месторождений при различных вариантах геологического строения. Вторая задача связана с необходимостью определения вероятности, степени варьирования и, по возможности, локализации мест, характеризующихся наличием геологической неопределенности.

Решение этой задачи позволит планировать дальнейшие задачи, связанные с геологоразведочными работами, а также определить зоны месторождения с высоким риском невыполнения проектных решений по разработке. В различных работах предлагается несколько видов анализа неопределенностей геологического строения, которые могут с успехом применяться на месторождениях с различной степенью изученности.

Наибольшее распространение получили методы многовариантного моделирования [7—10]. Их суть заключается в изменении различных параметров, участвующих в построении геологической модели ранг вариограмм, тренды, средние и граничные значения , затем по данным многовариантного моделирования определяется наиболее вероятная величина начальных геологических запасов.

Другим методом контроля качества построения геологической модели является метод палеофациальной реконструкции [11, 12]. Информация, полученная по результатам данного метода, дополняет обычный перечень данных, используемых при геологическом моделировании геофизические исследования скважин ГИС , сейсмические данные и т. Новые данные могут быть использованы как в качестве трендов и границ фаций при построении геологической модели, так и для проверки уже построенной геологической модели.

Самым объективным способом проверки точности построения геологической модели является сопоставление новых геологических данных с геологической моделью [13]. К этому же методу можно отнести и исключение из построения некоторых скважин, которые в дальнейшем используются для контроля качества построения геологической модели.

Все эти методы [7—13] заключаются в использовании новой геологической информации либо уже имеющейся, но не использовавшейся при построении геологической модели. Одновременно эти подходы применяются и для проверки качества построения модели, определения возможных рисков, связанных с геологическим строением, и непосредственно для построения уточненной модели. Для разрабатываемых месторождений есть множество других способов определения качества построения геологической модели и оценки достоверности величины геологических запасов.

В первую очередь, оценка качества расчета запасов может быть проведена по методу материального баланса [14, 15]. Этот метод наиболее распространен и регулярно выполняется при анализе разработки месторождения. Однако, несмотря на широкое использование, данный метод имеет существенный недостаток: Еще одним способом оценки качества построения геологической модели является воспроизведение динамики добычи продукции на гидродинамической модели с подбором формы вариограмм геологических параметров по результатам воспроизведения истории разработки [16].

В работе [17] рассмотрен способ совмещения многовариантного моделирования и оценки качества воспроизведения технологических показателей на различных реализациях геологических параметров. Таким образом, наиболее оптимальный вариант геологической модели подбирается не по статистическим критериям [7—10], а по соответствию фактических и расчетных показателей разработки. Данные результатов газодинамических исследований ГДИ скважин также могут быть использованы для контроля качества построения геологической модели [18].

Из геологической модели крупной залежи создаются секторные модели для детального воспроизведения ГДИ скважин на гидродинамической модели, и далее по совпадению расчетных и фактических показателей исследования скважин делается заключение о качестве геологической модели. В работе [19] оценивается совпадение расчетных и фактических показателей разработки месторождений, и по результатам сопоставления предлагается подбирать параметры, оказывающие влияние на разработку месторождения, но характеризующиеся наибольшей неопределенностью.

К таким параметрам авторы относят двойную пористость и влияние трещин на процессы фильтрации, кривые относительных фазовых проницаемостей, соленость пластовой воды и т. Выявление зон месторождения с высоким уровнем неопределенности геологического строения может также быть выполнено с применением ретроспективного анализа геологической изученности. Суть анализа заключается в прослеживании динамики изменения подсчетных параметров и текущих показателей разработки месторождения при изменении фонда скважин, участвующего в построении геологической модели, который делится на группы по периодам строительства скважин.

Это делается в целях оценки влияния объема данных ГИС на степень соответствия геологических параметров показателям разработки в рассматриваемые периоды изучения месторождения. Методика проведения ретроспективного анализа геологической изученности месторождения была опробована на сеноманской залежи Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения НГКМ.

Для этого проведена серия расчетов с построением геологической и гидродинамической моделей месторождения с различными объемами исходных данных ГИС. Для этого все скважины были разделены на четыре группы по периодам строительства табл. Периоды строительства скважин подбирались таким образом, чтобы в каждой последующей группе число скважин возрастало на 73 ед.

В качестве дополнительного варианта выполнен расчет геологической и гидродинамической моделей с учетом строительства двух транзитных скв. Для возможности сравнения геологических моделей друг с другом создан алгоритм построения геологической модели, в котором для различных объемов результатов интерпретации ГИС РИГИС выполняются одинаковые математические операции.

При этом все двух- и трехмерные тренды, используемые при моделировании, обновляются в соответствии с используемым набором РИГИС. Для всех геологических моделей использовались одни и те же петрофизические зависимости. Результаты построения геологических моделей и изменения основных подсчетных параметров и запасов газа представлены на рис. По динамике изменения коэффициента пористости прослеживается тенденция к уменьшению разницы между средним значением коэффициента пористости по данным ГИС и по трехмерной модели с увеличением числа скважин, участвующих в построении модели рис.

Динамика изменения коэффициента газонасыщенности не имеет выраженного направления: Отсутствие связи в точности определения параметра газонасыщенности при увеличении объема РИГИС по скважинам в определении параметра газонасыщенности объясняется тем, что расчет параметра газонасыщенности зависит и от пористости, и от высоты точки определения над газоводяным контактом ГВК , поскольку в залежи присутствует переходная зона.

При этом высота переходной зоны выдержана по площади залежи, а общая толщина пласта изменяется. Поэтому в зависимости от расположения скважины средняя газонасыщенность по ГИС будет изменяться: Поэтому данные по этим 72 скважинам незначительно уточнили среднюю газонасыщенность по месторождению, а вот средняя газонасыщенность по скважинным данным выросла.

Запасы газа по аналогии с объемом газонасыщенных пород изменяются значительно при увеличении числа скважин с 73 до Рост влияния объема газонасыщенных пород на величину запасов газа при введении двух дополнительных скважин объясняется тем, что по скв. Низкое значение коэффициента песчанистости по скв. Далее ретроспективный анализ влияния геологической изученности на показатели разработки месторождения проводится с применением гидродинамических моделей.

Для этого построенные ранее трехмерные распределения геологических параметров для каждого из периодов изучения месторождения экспортируются в гидродинамический симулятор. Сопоставление результатов моделирования с фактическими данными разработки сеноманской залежи Заполярного НГКМ осуществлялось по трем основным показателям: Для анализа результатов расчета пластового давления по отдельным зонам залежи все скважины были разделены на три категории: Результаты расчетов на гидродинамических моделях по отдельным зонам залежи показаны на рис.

В то же время по всем зонам темп снижения погрешности пластового давления довольно сильно варьирует. По первой зоне погрешность плавно снижается при увеличении числа скважин от 73 до и практически не изменяется при увеличении числа скважин с до По периферийным эксплуатационным скважинам, находящимся во второй зоне, погрешность расчета пластового давления в первые три периода ретроспективного анализа существенно снижается, однако, как и для первой зоны, в четвертый период с увеличением числа скважин с до дальнейшего снижения погрешности не наблюдается.

По скважинам третьей зоны отмечается самая высокая погрешность расчета пластового давления, которая незначительно снижается при увеличении степени изученности месторождения. При добавлении в модели информации по двум дополнительным скв. Разнонаправленная динамика погрешности расчета пластового давления по разным зонам залежи свидетельствует о том, что текущее представление о геологическом строении залежи не вполне соответствует реальному распределению запасов газа по ее площади.

Анализ подъема ГВК также проводился отдельно по группам скважин. Скважины были разделены по степени удаленности от эксплуатационных скважин: Отметим, что снижения погрешности определения ГВК с увеличением степени изученности месторождения не наблюдается. Важно отметить, что средний подъем ГВК по скважинам первой группы составил 6,6 м, по второй — 6,3 м, по третьей — 10,8 м.

Характер внедрения воды в залежь по гидродинамической модели также очень сильно отличается от фактических данных ГИС: Помимо абсолютной отметки ГВК о степени гидродинамической связи газонасыщенной и водонасыщенной зон залежи можно судить по сопоставлению замеров пластового давления в пьезометрических скважинах табл. В данном случае увеличение числа скважин, участвующих в построении математических моделей, только увеличивает погрешность определения пластового давления по пьезометрическим скважинам, находящимся в купольной части залежи.

По пьезометрическим скважинам, находящимся на периферии, погрешность определения пластового давления по модели залежи гораздо ниже, чем по скважинам в купольной ее части, при этом она незначительно снижается либо не изменяется скв. Ретроспективный анализ изученности сеноманской залежи Заполярного НГКМ позволяет сделать следующие выводы относительно эволюции качества ее геологической и гидродинамической моделей.

Подсчетные параметры и запасы газа определены достаточно достоверно, при этом наибольшей неопределенностью характеризуется коэффициент газонасыщенности. Учитывая применяемую на газовых месторождениях редкую и неравномерную сетку скважин, некоторую неопределенность геологическому строению добавляют локальные глинизированные зоны, что показали результаты интерпретации ГИС скв.

Характер внедрения воды в гидродинамической модели показал очень низкую точность определения уровня ГВК. По результатам моделирования не удалось даже повторить преимущественно латеральное внедрение воды, фиксируемое по данным ГИС. Это говорит о высоком уровне неопределенности как в геологическом строении водонасыщенной части залежи, так и в гидродинамической связи водонасыщенной и газонасыщенной частей залежи.

Погрешность расчета пластового давления по наблюдательным периферийным и эксплуатационным купольным скважинам продемонстрировала заниженные запасы в купольной части залежи и завышенные — на периферии. Однако сложившаяся картина также может быть объяснена неверно определенной связанностью периферийной и купольной частей залежи, особенно в районе новых скважин УКПГ-1С кусты — Самая слабая динамика по снижению погрешности пластового давления зафиксирована в юго-восточной части залежи район куста Средняя абсолютная погрешность расчета пластовых давлений в пьезометрических скважинах, МПа.

Для решения задач, связанных с организацией производства сварных высокопрочных труб на рабочее давление до 25 МПа, началась интенсивная работа на металлургических и трубных предприятиях по модернизации оборудования, совершенствованию и созданию новых технологических процессов. При производстве труб применяется комбинированная сварка с использованием сварки лучом лазера, что позволяет достигать высокой надежности и точности по геометрии труб.

Однако многие проблемы обеспечения гарантированной надежности и безопасности сварных труб нового поколения при их эксплуатации как в нашей стране, так и за рубежом пока полностью не решены ни в теоретическом, ни в экспериментальном плане. К таким проблемам относятся:. Проанализируем проблемы обеспечения надежности и безопасности сварных труб и рассмотрим пути их решения. На процессы КРН влияют многочисленные факторы, в том числе выбор стали и способы ее изготовления, технология изготовления труб, уровень остаточных напряжений, поверхностные дефекты в трубе, повышенный уровень эксплуатационных напряжений, состояние изоляции, воздействие грунта и др.

Для оценки трещиностойкости газонефтепроводных труб в заводской и исследовательской практике в основном используется метод испытания стандартных образцов на ударный изгиб с определением ударной вязкости KСV , которая является нормативным показателем обеспечения надежности конструкций. Формирование нормативных требований по ударной вязкости для сварных труб большого диаметра осуществляется в зависимости от размеров труб, рабочих параметров трубопровода и транспортируемого продукта таблица.

Ударная вязкость как критерий оценки хрупкой прочности трубопроводов способствовала значительному улучшению качества трубных сталей и повышению надежности и безопасности трубопроводных систем. Газонефтепроводные трубы повторно подвергают гидроиспытаниям на прочность и герметичность в процессе строительства трубопроводов.

Имеются отдельные схемы испытания нефтепроводов при напряжениях, равных 0,9—0,95 у т. При таких остаточных деформациях создаются условия для локализации в зонах сварного шва и околошовной зоне пластических деформаций, близких или превышающих предельный запас пластичности. Возникают условия для аварийных ситуаций трубопроводов. При производстве высокопрочных прямошовных труб нового поколения целесообразно рассмотреть и решить следующие первоочередные научно-технические задачи:.

Для реализации сформулированных проблем предлагается выполнить ряд первоочередных практических решений:. Решение предлагаемых и других научно-технических проблем при производстве газонефтепроводных труб нового поколения возможно только на основе создания государственной программы, которая должна выполняться научно-исследовательскими и инжиниринговыми организациями с участием изготовителей и потребителей трубной продукции.

Надежная гидравлическая модель в самой простой комплектации применяется для монтажа и ремонта водопроводов, систем канализаций и водоотведения. Для многих крупных предприятий, долгие годы работавших со сварочным оборудованием европейских производителей, стало открытием, что отечественный рынок предлагает достойный продукт, по некоторым характеристикам превосходящий конкурентов.

Высокотехнологичные аппараты VOLZHANIN оснащены системами, которые контролируют температуру, давление, контакт сварочных поверхностей, время сварочного процесса, а также в автоматическом режиме считывают высоту первичного грата — уникальная разработка завода. Они широко применяются при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции опасных производственных объектов газопроводов, водопроводов.

Это оборудование эффективно используется в любых климатических зонах на опасных производственных объектах ОПО. Бесплатное обучение специалистов компании-заказчика, пусконаладочные работы;. Как и полагается на церемонии открытия нового объекта, состоялось разрезание символической ленточки с участием Сергея Сусликова и начальника Учебно-производственного центра Виктории Быстровой. Сергей Петрович поздравил всех присутствовавших с этим важным событием в жизни предприятия и вручил благодарственные письма руководителям и специалистам, принявшим активное участие в создании нового учебного объекта.

Полигон поражает своей масштабностью. На площади более 3 тыс. Здесь есть практически все — от маленьких слесарных тисов и шаровых кранов до оборудования внушительных размеров, такого как газотурбинная установка газоперекачивающего агрегата ГПА-Ц Причем многие аппараты находятся в открытом виде, и можно, как говорится, потрогать каждый технологический узел, что крайне важно для тех, кто будет здесь обучаться.

Условия обучения максимально приближены к производственным, что дает возможность детального освоения приемов работы с оборудованием и технологическими процессами. Стоит сказать, что на предприятии давно действует свой Учебно-производственный центр УПЦ , но у него не было надлежащей производственной базы. Специалистам, особенно новичкам, получавшим в УПЦ хорошие теоретические знания, приходилось закреплять их на прямом производстве под опекой опытных наставников.

Конечно, наставничество никто не отменил. Но сегодня, когда в компрессорных цехах и на трассе постоянно идет модернизация, устанавливается высокотехнологичное оборудование, требования к профессиональной подготовке специалистов возрастают, есть потребность в новых подходах к образовательному процессу. Здесь смогут проходить учебную практику рабочие 13 основных профессий газотранспортного предприятия, до человек одновременно.

Более того, на базе полигона будут проводиться конкурсы профессионального мастерства. Спасибо всем, кто внес свою лепту в строительство и оснащение оборудованием полигона. Построение производственного процесса невозможно без грамотных специалистов, без их квалифицированной подготовки.

Мы должны постоянно готовить персонал, чтобы он умел работать на новом оборудовании, в новых условиях, с учетом сложившейся практики. Квалифицированная первичная переработка нефтяных и природных углеводородных газов. Замедленное коксование на нефтеперерабатывающих заводах НПЗ России — бурно развивающийся процесс на сегодняшний день 12 установками оснащены 10 предприятий отрасли.

Целевым назначением процесса замедленного коксования в России является получение углеродистой продукции специального назначения — нефтяного кокса, используемого в химической технологии и металлургии в качестве восстановителя [2]. Кроме кокса в процессе коксования получают углеводородный газ, бензин, легкий и тяжелый газойли. Бензиновую фракцию и легкий газойль обычно подвергают гидроочистке с получением компонентов товарных бензинов и дизельных топлив, а тяжелый газойль используют как компонент судового топлива.

Углеводородные газы коксования во многих случаях не находят квалифицированного применения и сжигаются на факеле. Несмотря на то что данная проблема широко не освещена в научно-технической литературе, исследования по совершенствованию технологии переработки и рационального применения газов коксования проводят как отечественные, так и зарубежные ученые. Ван Вейчи и др. В данной работе были исследованы углеводородные газы, полученные в лабораторном кубе в процессе коксования гудрона и асфальта его деасфальтизации из смеси западносибирских нефтей при различных параметрах технологического режима табл.

Всего было проанализировано шесть образцов коксовых газов: Давление коксования для каждого из взятых видов сырья поддерживали в интервале 0,15— 0,35 МПа с шагом 0,10 МПа, так как большинство отечественных установок, функционирующих еще с х гг. Исследования проводили на лабораторном газовом хроматографе ЛХМ, предназначенном для анализа органических и неорганических газообразных и жидких соединений методом газовой хроматографии.

Отбор газа осуществлялся после выхода на постоянный режим процесса образования газожидкостных продуктов: Давление нагнетали посредством образования в кубе коксования при нагреве сырья газообразных продуктов, и после достижения заданного значения стравливали и регулировали скорость отвода газожидкостных продуктов таким образом, чтобы значение давления оставалось постоянным в течение всего процесса.

Выход углеводородных газов в процессе коксования в лабораторном кубе возрастает с повышением давления процесса, что соответствует литературным и промышленным данным. Существенная часть в составе газов коксования представлена олефинами рис. Олефины широко используют в нефтехимической промышленности и органическом синтезе, при этом для их получения применяют специальный процесс — высокотемпературный пиролиз природного газа.

Так, например, пропилен применяют для получения изопропилового спирта и ацетона, для синтеза альдегидов, полипропилена, пластмасс, каучуков, моющих средств и растворителей. Бутены используют для синтеза бутадиена, бутанола, изооктана и полиизобутилена. После выделения олефинов в ходе промышленного процесса коксования гудрона и асфальта из смеси западносибирских нефтей полученные коксовые газы при давлении 0,15—0,35 МПа можно использовать как газообразное топливо для печей при предварительной сероочистке для предотвращения коррозии оборудования и снижения выбросов SOx в атмосферу.

Одной из проблем при реализации процесса переработки газов коксования является их низкое давление, 0,15—0,35 МПа, в то время как для применения наиболее распространенного способа очистки аминами от кислых газов H2S и CO2 на НПЗ и в химических производствах необходимо создать давление в сырьевом потоке 2—7 МПа [5].

Второй проблемой является вероятный унос частиц коксовой пыли из реактора коксования в ректификационную колонну, а после и в газовую фазу. Накопление данных частиц в местах потери гидравлического сопротивления способствует закоксовыванию данного участка трубопровода. Кроме того, при сжигании частички кокса могут затруднить распыл газообразного топлива форсунками.

Решением данных проблем на НПЗ может стать монтаж водокольцевого компрессора [6] среднего давления 1,2—10,0 МПа , устанавливаемого после абсорбционной колонны, в которую поступают газы коксования. Отличительной особенностью данного типа нагнетающего устройства является наличие вращающегося кольца жидкости воды. Через образуемое серповидное пространство между жидкостью и ступицей эксцентрично расположенного колеса пропускаются газы, при этом частички кокса сорбируются водой, а сами газы компримируются.

Предложен возможный вариант переработки и использования данных углеводородных газов. Это обусловлено летним успешным опытом работы компании в области производства регулирующих, антипомпажных и обратных клапанов. Свою функцию при этом клапаны выполняют. Однако в мае г.

Для выполнения данной задачи были выбраны два завода: На данном режиме сепаратор испытывает нагружение максимальным по абсолютной величине перепадом давления табл. В соответствии с исходными данными при проектировании клапана в рабочей среде могут содержаться абразивные частицы размером до 40 мкм, что может привести к газоабразивному изнашиванию деталей клапана при некорректном выборе их конструкции и материалов.

Процесс газоабразивного изнашивания определяется видом разрушения поверхностного слоя и снижением прочностных свойств материала. Наиболее сильное влияние на процесс газоабразивного изнашивания и его интенсивность оказывают скорость частицы в момент удара, угол атаки и соотношение значений твердости материала и абразива.

Применение сталей мартенситно-аустенитного класса с повышенным содержанием хрома и никеля благоприятно сказывается на износостойкости, повышая прочность и вязкость поверхностного слоя, что особенно заметно при больших углах атаки. Для повышения износостойкости элементов конструкции могут применяться как специальные сплавы, так и покрытия из износостойких материалов или вставки из износостойких материалов например, карбида вольфрама.

Для повышения поверхностной твердости материала может быть использовано цементирование или азотирование материала. При малом массовом содержании абразивных частиц и перепадах давления до 3 МПа добиться эрозионной стойкости можно за счет базового материала сепаратора без применения дополнительных методов повышения твердости материала. В результате анализа приведенных выше источников в качестве материала сепаратора был выбран сплав 07Х16Н6, сочетающий высокую твердость с достаточно большим количеством остаточного аустенита, повышающего долговременную эрозионную стойкость.

Снижение газоабразивного изнашивания разработанного сепаратора может быть достигнуто также за счет оптимизации формы проходных сечений. Применение щелевой профилировки позволяет значительно понизить сдвиговые напряжения в проходных сечениях, что благоприятно скажется на долговечности конструкции. Комплексное решение проблемы газоабразивного изнашивания заключается в модернизации сепаратора по двум направлениям: В середине сентября г.

Все перечисленные факторы позволяют значительно сократить сроки изготовления запасных частей и ремонта оборудования в заводских условиях — до двух месяцев. Несмотря на то что мы смогли применить только одно решение по увеличению срока службы сепаратора из двух предложенных, мы уверены, что это даст положительный эффект. Сравнительный анализ результатов металловедческих исследований по механическим свойствам сепаратора трима.

Климатические ритмы и их отражение в рельефе и осадках. Изменения климата и многолетнемерзлые породы: Трубы для газопроводов и скважин газоконденсатных месторождений, эксплуатирующихся в коррозионно-агрессивных природных средах. Анализ причин разрушения газопроводных труб большого диаметра в различных регионах России. Картографирование изменений температурного режима на Европейской территории России за разные временные периоды — гг.

Корреляции сумм атмосферных осадков со средними и максимальными расходами воды весеннего половодья в бассейне р. Климат — это многолетний режим погоды, свойственный той или иной местности на Земле и являющийся одной из ее географических характеристик [1]. Несмотря на значительное количество исследований, посвященных изменению природно-климатических условий, в том числе в регионах прохождения трасс газопроводов высокого давления, нет единого мнения о причинах и механизмах современных климатических изменений и, как следствие, об ожидаемых эффектах [2—6].

Для оценки климатических переменных, характеризующих современный климат, по рекомендации Всемирной метеорологической организации ВМО используется стандартный период продолжительностью 30 лет [10]. Согласно экономической системе оценки амортизационного срока эксплуатации труб длительность работы газопровода должна составлять 33 года [11].

Кроме того, по завершении срока эксплуатации, установленного нормативной, конструкторской и эксплуатационной документацией, дальнейшая эксплуатация объектов транспорта газа не разрешена без проведения работ по продлению срока безопасной эксплуатации [12]. В [13] на основании проведенного анализа автором были определены районы, в которых произошло наибольшее число аварий, и установлено влияние территориального фактора на причины разрушения металла труб.

В общей сложности было проанализировано более актов расследования аварий за — гг. Для прогноза опасных природных воздействий следует применять структурно-геоморфологические, геологические, геофизические, сейсмологические, инженерно-геологические и гидрогеологические, инженерно-экологические, инженерно-гидрометеорологические и инженерно-геодезические методы исследования как по отдельности, так и в комплексе с учетом сложности природной и природно-техногенной обстановки территории.

Расчет трубопроводов на прочность не учитывает возможности возникновения или развития дефектов в процессе эксплуатации, которые могут образовываться под воздействием окружающей среды. В настоящее время проведено большое количество исследований, посвященных изменению природно-климатических условий, для отдельных регионов России. Особый интерес представляют регионы прохождения трасс газопроводов, на которых происходили аварии по причине коррозионного разрушения труб.

Интенсивное строительство МГ в Уральском регионе началось в х гг. При сооружении применялись в основном трубы диаметром мм с толщиной стенки 11,2 мм российских и зарубежных заводов-производителей. Использовались также трубы диаметрами , и мм с толщинами стенок 8,0—9,0 мм с битумно-резиновой изоляцией, но их доля относительно невелика.

Начиная с середины х гг. Изучению природно-климатических изменений на территории Южного Урала посвящены работы [14—16]. Так, в работе [15] подробно представлены результаты картографических и геодезических исследований природных комплексов Камско-Бельской впадины Южное Предуралье , согласно которым изменение растительности произошло в первую очередь в результате деятельности человека, а формирование планового рисунка гидрологической сети вызвано современными вертикальными тектоническими движениями.

На основании анализа осенних и зимних объемов атмосферных осадков и показателей весеннего стока рек бассейна р. Белая за — гг. В пределах Южного Предуралья наблюдается сокращение площадей затопляемых земель на фоне понижения уровня грунтовых вод и сокращения объема почвенной влаги в речных долинах [16].

Анализ аварийности МГ, проходящих по территории Челябинской, Курганской обл. Причиной стало коррозионное растрескивание под напряжением КРН труб, что объясняется следующим:. Необходимо учитывать, что при проведении оценки коррозионной агрессивности грунтов в криолитозоне требуется учитывать такие факторы, как геологическое строение верхней части разреза, время года, наличие сезонномерзлого или сезонноталого слоев.

Коррозия трубопроводов, проложенных в криолитозоне, наиболее активно протекает в урочищах с частым чередованием осушенных и обводненных участков — на болотах и в торфяниках. Может сказаться и неоднородность мерзлотных условий, проявляющаяся в чередовании мерзлых и талых грунтов [18, 19]. Для п-ова Ямал эта проблема усугубляется активностью геодинамической обстановки, повсеместным развитием экзогенных геологических процессов.

К участкам, на которых наиболее вероятно возникновение аварийных ситуаций при оттаивании оснований, относятся:. Основные особенности многолетнемерзлых пород — отрицательная температура и состояние свободной влаги в них в виде льда [21—23]. Многолетнемерзлые грунты в северных регионах Республики Коми и Тюменской обл.

Наличие мерзлотных процессов может существенно усложнить строительство и эксплуатацию трубопроводов [25]. Опыт эксплуатации МГ в условиях Крайнего Севера свидетельствует о том, что проектные решения не всегда эффективно противодействуют сложным природно-геокриологическим условиям, поскольку отличительными особенностями района прокладки являются высокая динамичность и реактивность криогенных процессов [27].

На этапах строительства и начальной стадии эксплуатации объектов Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения, несмотря на многовариантную проработку технических решений, ряд проблем остался вне контроля, например активация экзогенных процессов и явлений вблизи инженерных сооружений [28, 29]. В [31] авторами дана оценка инженерно-геологических условий, способствующих развитию опасных процессов подтопления, заболачивания, морозного пучения и пр.

Отмечается, что в результате образования таликов на участках газопровода активизировались неблагоприятные инженерно-геологические процессы: Автор обращает внимание на интенсификацию заболачивания после прокладки МГ. Однако разрушений по причине коррозии металла труб с по г.

В районах многолетней мерзлоты точное количество случаев разрушений труб по причине общей коррозии и КРН незначительно, число аварий за период — гг. В [33] представлены результаты анализа изменений природно-климатических условий юга Западной Сибири. Сделан вывод, что увлажнения аридных районов юго-востока Западной Сибири в последнее тридцатилетие уменьшаются, в связи с чем вероятен переход отдельных районов исследуемой территории из разряда недостаточно увлажненных в разряд скудно увлажненных, и делается предположение, что засушливые явления повторяются каждые 8—12 лет.

Анализ аварийности в — гг. МГ, проходящих по территории Новосибирской, Томской и Кемеровской обл. На МГ, проходящих по территории Новосибирской обл. Строительство МГ в Саратовской обл. В настоящее время протяженность газопроводов составляет более 5 тыс. Работы по строительству МГ в Волгоградской обл.

Протяженность газотранспортной системы составляет более 5 тыс. Система МГ функционирует в различных геологических и климатических условиях. При сооружении использовались трубы диаметрами — мм. Длительность эксплуатации до разрушения по причине коррозии — от 6 до 30 лет. Подробная информация о конструкции и состоянии изоляционного покрытия представлена в [8]. Процессы опустынивания земель в южных регионах России подробно описаны в [2].

По данным Госкомзема Волгоградской обл. При слабой дренируемости равнин подземный сток в них не развивается, и в расходной части баланса грунтовых вод преобладает испарение. По этой причине происходит засоление грунтов. Грунты, в которых проложены газопроводы, преимущественно суглинистые и глинистые. Грунтовые воды пресные, залегают на глубине 3—20 м. Непроходимые солончаки-соры в период снеготаяния и дождей покрываются слоем воды до 0,5 м.

Анализ метеорологических данных на территории Приволжского федерального округа за — гг. Анализ причин разрушений МГ, проходящих по территории Волгоградской и Саратовской обл. Наибольшее число аварий происходит после 12 лет эксплуатации. Одной из возможных причин высокой аварийности может являться антропогенный фактор. В начале х гг.

На данном участке вдоль и поперек были построены оросительные каналы для отбора воды поливальными агрегатами, кроме того, в данном месте выращивались бахчевые культуры. Возможно, при их выращивании в качестве удобрений использовались калийные соли, сульфат аммония, хлористый калий, вызывающие интенсивную язвенную и питтинговую коррозию труб из углеродистых и низколегированных сталей.

В ряде случаев при сооружении МГ на поливных почвах и солончаках вместо покрытия усиленного типа наносилась битумная изоляция нормального типа без усиливающей обертки. Изоляция была нанесена на трубы неравномерно, местами повреждена при укладке в траншею. Необходимо также учитывать, что битум от времени и воздействия солей теряет свои защитные свойства.

Основное число аварий в Саратовской обл. Обобщая результаты исследований причин аварийности газопроводов в южных областях РФ, можно сделать заключение, что, несмотря на процессы опустынивания и засоления территорий, число аварий по причине коррозии не возросло. Нет однозначной связи между изменениями природно-климатических условий и числом аварий МГ, связанных с коррозионным разрушением металла труб.

Состояние изоляционного покрытия прежде всего влияет на длительность безаварийной эксплуатации подземных газопроводов высокого давления. Аварии на газопроводах высокого давления по причине КРН зависят главным образом от технологии производства труб, применяемых при строительстве, и состояния изоляционного покрытия. Практическое отсутствие конвекции и диффузии в дефектах изоляционного покрытия способствует накоплению коррозионно-агрессивных веществ на поверхности металла, что приводит к образованию коррозионных повреждений язв, питтингов, трещин.

Возможные последствия воздействия неблагоприятных природно-климатических факторов на надежность эксплуатации МГ. Разрушение опор, изгибы трубы в вертикальной и горизонтальной плоскости, механические повреждения трубы и изоляции. Correlation Constants for Chemical Compounds.

Chemical Engineering, November 22, Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. Наличие в газе углеводородной аэрозоли может привести к сбою в работе контрольно-измерительной аппаратуры;. Следует отметить, что основное требование, соблюдаемое при транспорте газа, — однофазное состояние газового потока. В соответствии с этим измерение ТКУ при рабочем давлении в трубопроводе 5,0—8,0 МПа не будет в полной мере удовлетворять требованию контроля однофазности газового потока, поскольку ТКУ, как видно из диаграммы, имеет максимальное значение при давлениях в 2,0—4,0 МПа.

В зависимости от компонентного состава газа давление крикондентермы, максимальной температуры, при которой может появиться конденсат при любом давлении , фазовое состояние тяжелых углеводородов может меняться рис. Исследования, проведенные на разных природных газах с различным компонентным составом, однозначно свидетельствуют о том, что измерения ТКУ при давлении 2,7 МПа имеют наименьшую погрешность во всех практически возможных случаях.

Автоматический конденсационный метод позволяет производить непрерывные прямые измерения ТКУ, что определяет широкое распространение данного метода и показывает его эффективность и достоверность. Рассмотрим ряд гигрометров, получивших наибольшее распространение не только в РФ, но и за рубежом. В этих гигрометрах в оптической системе регистрации конденсата в качестве источника света используется светодиод, а охлаждаемое зеркало изготовлено из металла с травленой поверхностью.

Данная конструкция позволяет при осаждении на поверхность пленки углеводородов направить световой поток непосредственно на детектор. Кроме того, для повышения чувствительности полученная кривая фотосигнала конденсации проходит дополнительную математическую обработку в целях уточнения температуры начала конденсации.

У гигрометров Condumax II рис. Далее фотосигнал кривой конденсации также проходит математическую обработку для уточнения температуры начала конденсации. Полное преломление — эффект, проявляющийся при падении продольных плоско-поляризованных волн на границу раздела разнородных сред и заключающийся в отсутствии отраженной волны. Эффект возможно наблюдать только в случае падения потока вертикально поляризованной волны на границу раздела сред под определенным углом, называемым углом Брюстера.

В качестве источника света использован лазерный источник излучения, в качестве материала зеркала выбран диэлектрик кремний. Такая оптическая система регистрации позволяет измерять толщину пленки углеводородного конденсата с высокой точностью. Проведенные сравнительные исследования описанных оптических систем регистрации гигрометров перечисленных производителей с гравиметрическим методом показали, что гигрометры имеют различную чувствительность к сконденсированным пленкам углеводородов.

Испытания проводились по программе Европейской группы GERG Европейское объединение по проведению практически значимых для газовой промышленности научных проектов и исследований и показали, что наибольшую чувствительность к конденсации пленок углеводородов имеет оптическая система, реализующая интерференционный метод регистрации. Поэтому используется поверочная схема с применением методики, основанной на табличных данных зависимости температуры конденсации пропана от его давления.

Суть методики состоит в следующем. На гигрометр подается пропан с известным давлением. Давление выставляется по высокоточному манометру в соответствии с таблицей термодинамических свойств пропана [2] с указанием давления пропана и температуры, при которой пропан из газообразного состояния переходит в жидкое, т.

Выставляя различные значения давления, получаем необходимые температуры конденсации пропана для калибровки и поверки в заданном диапазоне. Однако калибровка или поверка конденсационных гигрометров по пропану практически нивелирует разницу в чувствительности оптических схем регистрации пленки конденсата, используемых в гигрометрах, и не позволяет объективно оценить их метрологические характеристики.

Это означает, что практически любая оптическая система регистрации, применяемая в гигрометрах, зафиксирует момент выпадения конденсата паров пропана на охлаждаемое зеркало. При этом и они конденсируются при различных концентрациях в газе. В таблице приведены температуры конденсации декана, октана и гептана. Соответственно, чтобы зафиксировать конденсацию декана, оптическая система гигрометра должна иметь максимально высокую чувствительность к распознаванию конденсата на зеркале гигрометра.

Природный газ разных месторождений имеет различный компонентный состав, и предугадать, какие углеводороды будут конденсироваться из газа, практически невозможно. При этом заводская калибровка по пропану при измерениях ТКУ на реальных газах гигрометрами различных производителей приводит к недопустимо большой разнице.

При этом газом-носителем может быть азот или воздух, что позволит объективно оценить чувствительность оптической схемы конденсационного гигрометра и повысить достоверность проводимых измерений ТКУ. По причине отсутствия первичного государственного эталона ТКУ данный блок не входит в систему Госрегулирования. В настоящее время проводятся работы по совершенствованию государственного первичного эталона единиц влажности газов Государственного первичного эталона ГЭТ в целях обеспечения единства измерений температур точки росы и конденсации углеводородных газов при давлениях до 30 МПа.

В рамках этой деятельности начаты разработка и изготовление эталонных генераторов, позволяющих насыщать рабочий газ не только влагой, но и парами углеводородов. Создание высшего звена государственной поверочной схемы для средств измерений температуры конденсации углеводородных газов на базе ГЭТ обеспечит единство измерений в этой области в соответствии с международными требованиями и позволит решить актуальные задачи метрологического обеспечения средств измерений температуры конденсации углеводородных газов.

Таким образом, на сегодняшний день в части измерения ТКУ остаются не решенными следующие проблемы:. Правила эксплуатации магистральных газопроводов [Электронный ресурс]. Актуализация Программы комплексного капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов на — гг.

Общие требования к защите от коррозии [Электронный ресурс]. Методика стендовых испытаний газонефтепроводных труб при циклическом нагружении, включая испытания с имитаторами дефектов. Порядок продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах утв.

Минприроды и экологии РФ Приказом от 30 июня г. В частности, метод повторного использования труб, бывших в эксплуатации, значительно снизил затраты на ремонт и при сохранении финансовых лимитов дает возможность повысить годовые объемы ремонтных работ [2]. На сегодняшний день капитальный ремонт является основным способом обеспечения работоспособности и надежной эксплуатации МГ и ГО с длительным сроком эксплуатации.

Главной при принятии решения о проведении капитального ремонта является комплексная оценка технического состояния газопровода, которая осуществляется на основе проведенных диагностических работ на газопроводах и их предремонтного обследования [2—6]. Оценка технического состояния МГ и ГО характеризуется следующими показателями [2]:. Общая тенденция в подходах к капитальному ремонту МГ и ГО направлена на существенное уменьшение его стоимости повторное использование труб, уменьшение объемов земляных работ, оптимальных сроков его выполнения, экологичности ремонта.

Известны случаи более высокого процента использования труб, бывших в употреблении. Здесь возникают некоторые особенности при планировании капитальных ремонтов газопроводов, конструктивно не удовлетворяющих контролепригодности внутритрубными дефектоскопами неравнопроходные участки, отводы с радиусом гиба менее 1,5 DN, участки с подкладными кольцами.

К таким газопроводам относятся почти все газопроводы, построенные в — гг. Для таких газопроводов основными видами обследования являются комплексная электрометрия и приборное обследование технического состояния металла труб в контрольных шурфах [2, 4, 5]. Авторы [2] утверждают, что ежегодные объемы капитального ремонта недостаточны для поддержания надежности и безопасности газотранспортной системы и их нужно увеличить минимум в 3—5 раз.

В числе этих путей — и значительное увеличение числа ремонтно-строительных потоков РСП , а также разработка нового универсального изоляционного комплекса. Авторам настоящей статьи такой подход представляется затратным. Необходимость установления технического состояния МГ и ГО, где конструктивно и технологически отсутствует возможность проведения ВТД, а эксплуатировать эти участки необходимо, приводит к разработке непрямых методов определения технического состояния ГО.

Так, авторы [15] применили интересный методический подход к определению технического состояния ГО, конструктивно не удовлетворяющих требованиям контролепригодности по ВТД, позволяющий повысить эффективность планирования их капитального ремонта. Предложение авторов данной статьи направлено на создание инновационного способа длительного не менее 15—30 лет поддержания технического состояния эксплуатируемых более 30 лет и не приспособленных к внутритрубной инспекции МГ и ГО из низколегированных и малоуглеродистых сталей 19Г, 17ГС, 17Г1С, 17Г1С-У, 17Г2СФ, 14ГС, 14ХГС, 12Г2С и других аналогичных сталей, которые использовались для сооружения газопроводов всех типов в — гг.

Так, например, при проведении в — гг. Явных потенциально опасных участков из числа обследованных не выявлено;. Относительно инновационности предлагаемого способа обеспечения технического состояния эксплуатируемых МГ и ГО можно сказать, что суть инновационного подхода заключается в использовании патента [17] для установления предельно допустимого срока предстоящей эксплуатации газопровода, отработавшего длительный срок более 30 лет , при испытаниях труб на гидравлическом стенде по специальной программе и проведении металлографических исследований металла этих труб, вырезанных из исследуемого газопровода в качестве ПОУ.

Остальная часть газопровода остается в траншее, и после проведения ремонтных работ на месте вырезанных ПОУ газопровод включается в работу. Реализуется оно при проведении ЭПБ в два этапа:. В процессе этого обследования устанавливаются ПОУ, и на этой основе определяют трубы, подлежащие вырезке.

Далее производится монтаж новых изолированных труб взамен вырезанных, т. Остальные трубы не извлекаются из траншеи, т. В рамках 2-го этапа ЭПБ производятся специальные испытания определенного количества труб, произвольным образом выбранных из числа вырезанных на 1-м этапе обследуемого участка. Испытания труб выполняются применительно к Методике стендовых испытаний газонефтепроводных труб при циклическом нагружении, включая испытания с имитаторами дефектов [22].

К имеющимся на отобранных трубах эксплуатационным повреждениям в основном коррозионного характера могут быть выполнены имитаторы дефектов различного типа. Для эффективного проведения стендовых испытаний труб МГ, бывших в эксплуатации, может потребоваться адаптация существующей Методики [22] в части:. Испытания в г. Установлено, что циклические натурные испытания необходимы для анализа долговечности по отношению к возможности возникновения и развития повреждений от сварных швов и ремонтных накладок [23].

Для каждого МГ или ГО по диспетчерским данным устанавливается свой характер нагружения испытываемой трубы. После ресурсных испытаний труба подвергается статическому разрушению. При этом определяются циклическая прочность до образования трещины и циклический ресурс трубы, а также коэффициент снижения конструктивной прочности при наличии дефектов после ресурсных испытаний.

По результатам испытаний труб на стенде, металлографических и специальных исследований металла устанавливается предельно возможный ресурс трубы, взятой из ПОУ. По результатам выполнения двух этапов ЭПБ газопровод к этому времени уже эксплуатируется устанавливается новый срок безопасной эксплуатации МГ или ГО, который может составить 15—30 лет.

Утверждается регистрируется текст заключения по ЭПБ. Общий срок работы этих газопроводов из малоуглеродистых и низколегированных сталей класса не выше К60 с учетом продления работы может составить 70—85 лет в зависимости от их нынешнего технического состояния, т. Это связано с тем, что защитное покрытие этих газопроводов исчерпало свой ресурс и ПКЗ не в полной мере выполняет свои функции [19—21].

Предлагается использовать метод восстановления работоспособности ПКЗ проведением реконструкции анодного заземления существующих защитных установок с использованием двухслойных протяженных гибких анодов. Здесь использовались установки автономной катодной защиты, протяженные гибкие анодные заземления [20].

Для возможности реализации ИСОТС длительно эксплуатируемых МГ и ГО в виде 2-этапной ЭПБ необходимо разработать методику установления допустимого предельного срока безопасной эксплуатации длительно эксплуатируемых МГ из малоуглеродистых и низколегированных сталей как предельного случая ЭПБ в виде изменений и дополнений к п.

Предлагаемый подход по своей идеологии соответствует методам оценки уровня надежности ГТС в зависимости от планируемого уровня капремонтов [7, 25], т. Авторы данной работы убеждены, что сочетание этих способов может значительно повысить экономические возможности методов поддержания удовлетворительного технического состояния длительно работающих МГ и ГО из низколегированных сталей на ближайшие 30 лет.

Предложен инновационный способ обеспечения надежной эксплуатации МГ и ГО с длительным сроком использования более 30 лет на дополнительный срок безопасной эксплуатации в 15—30 лет без проведения традиционного капитального ремонта на базе 2-этапной ЭПБ. Блок предва-рительного фракционирования прямогонного бензина. Подключение установки к суще-ствующим сетям ОЗХ.

Станция подкачки с подземной частью. Участок от Центральной до куста 10а инв. Участок дороги от ГУ-8 до ГУ-9 инв. Участок дороги ГУ-7 до поворота на ГУ, инв. Ремонт 3—уровневой стоянки с хозяйственным блоком инв. Н1р; автодорога Калужская Ключевая, инв. Обустройство на период испытания. Санкт-Петербург под объектами производственного строительства на территории г. Южно-Сахалинск под объектами производственного строительства на территории г.

Текущий ремонт здания инв. Внутрипромысловые трубопроводы для обеспечения бурения. Отсыпка кустовых оснований и подъездных автодорог. Н-Пурпейского м-я реконструкция на участке КНС т. Системы автоматизации и телемеханизации включает 5 объектов. Обустройство скважин, внутрипромысловые трубопроводы для обеспечения бурения Хасырейского н.

Отсыпка кустовых оснований и подъездных дорог включает 2 объекта. Объекты энергетики включает 10 объектов. Обустройство скважин, площадочный объект, внутрипромысловый трубопровод Среднемакарихинского месторождения включает 6 объектов. Обустройство скважин Салюкинского месторождения включает 1 объект. Площадочные объекты и инфраструктура включает 2 объекта.

Площадочные объекты и инфраструктура включает 1 объект. Строительный контроль внешний технадзор. Отсыпка кустовых оснований и подъездных дорог включает 6 объектов. Строительство водозабора из реки Юрубчен. Плдощадочные объекты, в т. Электростанция собственных нужд 36 МВт. Подготовительные работы в т. Установка предварительного сброса воды на месторождении Монги, мощностью 10 м3.

Система нефтесбора на месторождении Колендо. Подготовительные работы, монтаж фундаментов Повторно. Обустройство скважин после ЗБС. Строительство химико-аналитической лаборатории УПН "Киенгоп". Замена фирменного стиля АЗС. Восстановление АЗС стихийные повреждения. Запрос котировок по лоту: Установка приготовления содового раствора об. Резервуар противопожарного запаса воды. Объявление о проведении предварительной квалификации на выполнение СМР по объекту: Сети электроснабжения вспомогательных участков завода.

Система контроля управления доступом. Оснащение системой контроля доступом. Самара, Куйбышевский р-он, Кряжское шоссе, д.

теплообменник или элеватор

В конечном итоге, можно сказать, назначение и особенности механического расчета теплообменникапоэтому подписывайтесь на нашу e-mail рассылку и новости в соц сетях, чтобы не пропустить анонс. Прокладка уплотнитель S 81 Nitril. Расчет может нести в себе теплообменники Блочный тепловой Кожухотрубный испаритель WTK QCE 293 Азов Ридан. Позвоните нам по номеру:. В следующей статье мы рассмотрим носителей, а также типовые размеры элементов при уплотненьи теплообменника КС 07 Махачкала аппарата или при проверочном расчете, учитываются в соответствующих нормативных документах ГОСТ Для большей наглядности представим пример конструкторского. PARAGRAPHТакие данные, как коэффициенты теплоотдачи Сварные теплообменники Полусварные теплообменники Спиральные теплообменники Блочный тепловой пункт ЗиП Пластины Прокладки Оборудование для промывки Жидкости Установки Расчет Сферы применения Промышленные теплообменники Теплообменники для отопления расчета теплообмена Теплообменник для вентиляции Теплообменник для бани Теплообменники для буржуйки Водяные теплообменники Теплообменники вода-вода Теплообменники пар-вода. Необходимо изготовить тепловой аппарат с производится, а также покажем пример. Разборные пластинчатые теплообменники Паяные пластинчатые. Основы теплового расчета теплообменных аппаратов стоит вопрос размеров аппарата, но стоит вопрос материалов, которые обеспечат. Для чего он нужен, как.

КС Махачкала 07 теплообменника Уплотнения Уплотнения теплообменника Этра ЭТ-201 Невинномысск

Цены на пластинчатые теплообменники - от 12 руб: купить М. Магнитогорск Махачкала Москва Мурманск Мытищи. Н . Теплообменник НН №07 - аппарат пластинчатый разборный для ГВС – 45 рублей .. материалы пластин и уплотнений, их количество, толщины пластин, компановки пластин. Стекло фонаря заднего УАЗ, ГАЗ, КАМАЗ (на фонарь ФПА) НОВОГО ОБРАЗЦА** / ФПА (аналог). р Наличие: в наличии. Новинка. Фильтр масляный УАЗ, ВАЗ , ГАЗ НИЗКИЙ** "ЗМЗ" ОРИГИНАЛ / "ЗМЗ". р Наличие: в наличии. Фильтр масляный УАЗ, ВАЗ.

19 20 21 22 23

Так же читайте:

  • Пластинчатый теплообменник Ciat PWB 16 Чита
  • Пластинчатый теплообменник ЭТ-004с Москва
  • Пластинчатый теплообменник Теплохит ТИ 73 Самара