Технологические расчеты магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по рыболовству

Федеральное государственное учреждение высшего профессионального образования

Мурманский Государственный Технический Университет

Кафедра МСС и МНГД

Курсовой проект

По дисциплине: «Эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

На тему: «Технологические расчеты магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов»

Выполнила студентка: Шишко А.Л

Мурманск

2015г.



Содержание

Введение

Исходные данные

1. Гидравлический расчет трубопровода

1.1 Расчет пропускной способности и подбора диаметра трубы линейного участка трубопровода

1.2 Расчет гидравлических потерь по всему трубопроводу

1.3 Профиль трассы нефтепровода

1.4 Гидравлический уклон нефтепровода

2. Выбор основного оборудования насосных станций. Подбор и сооружение насосных станций

3. Расчет числа и расстановка насосных станций по длине трубопровода

3.1 Расчет числа насосных станций

3.2 Расстановка станций по длине магистрального нефтепровода методом компьютерного моделирования

4. Механический расчет трубопровода. Сооружение линейной части трубопровода

4.1 Нормативные расчеты прочности магистрального нефтепровода

4.2 Расчет максимального рабочего давления в нефтепроводе

4.3 Расчет толщины стенки нефтепровода

4.4 Расчет кольцевых напряжений и определение запаса прочности

Список литературы



Введение

В практике проектирования расчеты магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов называют также технологическими расчётами, которые представляют собой комплекс расчётов, связанных с технологическим процессом гране порта нефти и нефтепродуктов.

В состав технологического расчёта входит:

- гидравлический расчёт нефтепровода;

- выбор оборудования;

- механические и теплотехнические расчёты;

технико-экономический расчёт, включающий выбор оптимального диаметра трубопровода с учётом сравнительных технико-экономических- показателей различных вариантов.

Кроме того, при выбранных вариантах расположения насосных станций рассчитывают режимы эксплуатации трубопровода с уточнением пропускной способности при различных условиях перекачки и принятых методах регулирования его работы.

Технологические расчёты выполняют в соответствии с "Нормами технологического оборудования и технико-экономическими показателями магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов"

По технологическим расчётам решаются основные технические вопросы наиболее рациональной схемы сооружения магистрального нефтепровода (или нефтепродуктопровода) при минимальных затратах на строительство и эксплуатацию.

трубопровод прочность магистральный насосный



Исходные данные

1. Пропускная способность нефтепровода G= 20 млн т/ год

2. Плотность нефти р = 750 кг / м³;

3. Скорость течения нефти v= 1.1 м/с;

4. Коэффициент кинематической вязкости нефти н = 0.00033 м /с;

5. Длина трубопровода L = 800 км;

6. Разность геодезических отметок начала и конца трубопровода Дz= 10 м;

7. Напор, развиваемый насосами Н = 700м;



1. Гидравлический расчет трубопровода

1.1 Расчет пропускной способности и подбора диаметра трубы линейного участка трубопровода

В задачу гидравлического расчета магистрального нефтепровода входит определение суммарных потерь напора по длине трубопровода, число перекачивающих станций и расстановки их по трассе трубопровода.

К основным расчетным параметрам магистрального нефтепровода или нефтепродуктопровода относятся: пропускная способность, диаметр и рабочее давление.

Исходной величиной при выборе диаметра магистрального трубопровода является годовой план перекачки нефти или нефтепродукта.

Таблица 1.1

Наружный диаметр,	Толщина стенки, мм	Плановая
мм		перекачка, млн. т/
		год
529	4-10	6-8
630	5-12	10-12
720	6-14	14-18
820	7-16	22-26 у-
920	8-16	32-36
1020	9-18	42-50
1220	11-20	70-78

По таблице 1.1 выбираем предварительный диаметр трубопровода равный 820 мм.

Таблица 1.2

Протяженность, м	Диаметр, мм	Нефтепровода, мм
	До 820 вкл.	Свыше 820
до 250	357	355
Свыше 250 до 500	356/355	353/351
Свыше 500 до700	354/352	351/349
Свыше 700	352/350	349/350

По таблице 1.2 определяем число суток работы нефтепровода, с учетом протяженности трубопровода N = 800г

Число часов пропускной способности:

Q_h=G/24Np =500

Расчёт секундного расхода (m³/ с):

q_s =Q_h/ 3600 = 0,138

Расчёт диаметра трубопровода (м) с учётом конкретных условий его строительства и эксплуатации выполняют при заданном расходе и принятой из практики проектирования скорости течения жидкости (для нефтепровода обычно принимают v= 1.5...2.5 м/с) по формуле:

d=

q_s- секундная пропускная способность (расход), м³/с; v- скорость течения нефти, м/с.

По заданию средняя скорость течения нефти,м/с: v: = 1.1 м/с

Тогда:

d₁= = 0.260



Принимаем по ГОСТ диаметр трубопровода d= 0.820 м с толщиной стенки 7-16 мм. Далее уточняем скорость течения нефти по трубопроводу:

d: = 0.820

Внутренний диаметр трубопровода будет равен: d_e= d-2 * 0.01 = 0.8

d_e=

V-» 1.3

Таким образом, расчётная средняя скорость течения нефти по трубопроводу V = 1.1 м/с.

1.2 Расчет гидравлических потерь по всему трубопроводу.

При выполнении гидравлических расчётов пользуются следующими основными формулами. Потерю напора на трение h_fr (м) в трубе круглого сечения определяют по формуле Дарси-Вейсбаха:

h_fr =л *L/d_e *V²/2g

л - коэффициент гидравлического сопротивления;

L- длина трубопровода, м;

d_e-внутренний диаметр трубопровода, м;

V - расчётная скорость движения нефти по трубе, м/с.

Коэффициент гидравлического сопротивления (трения) л является безразмерной величиной и зависит от режима движения жидкости, характеризуемого критерием Рейнольдса(Re):

Re =Vd_e/v



где V - средняя скорость течения нефти (жидкости), (м/с);

d_c- внутренний диаметр трубопровода, м;

v- кинематическая вязкость нефти, м²/с.

v = 0.00033

V = 1.1

Значение числа Рейнольдса: Re= Vd_c/ v= 2666

Режим течения жидкости по трубопроводу

Различают пять зон течения жидкости, каждая из которых характеризуется своими закономерностями.

Т.к. число РейнольдсаRe= 2666 то получается, что у нас режим течения - ламинарный.

Формула для определения коэффициента гидравлического сопротивления зоне гидравлически шероховатых труб:

л=

л=0.024

Тогда, потеря напора на трение будет:

h_fr= л*L/d_e *V²/2g= 4156

1.3 Профиль трассы нефтепровода

Профиль трассы задаём характерными геодезическими точками и представляем линейными непрерывными отрезками.

Вид трассы трубопровода приведён на рис.2



Рис.2 Вид характерных точек трассы трубопровода

Рис.3 Профиль трассы

Рис.4 Совмещённый вид профиля трассы и характерных точек

Общие потери по длине трубопровода определяем по данным расчёта общих потерь.



Рис.5 график общих потерь с учетом потерь их местные сопротивлений и потери на преодоление геодезических перепадов высот

Рис.6 Линия гидравлического уклона (линия потери напора)

Рис.7 Общий график линии гидравлического уклона



Рис.8 Совмещённый график трассы и гидравлического уклона трубопровода

1.4 Гидравлический уклон нефтепровода

Потерю напора на трение отнесённую к единице его длины и называемую гидравлическим уклоном, определяют по формуле:

i= h_fr/ L

Расчёт гидравлического уклона для проектируемого нефтепровода: i= h_fr/ L = 0.00606

Рис.9 Графики гидравлического уклона (тонкая линия) и гидравлического уклона с учётом потерь на местные сопротивления и на преодоление географического поднятия трассы

Рис.10 Общий график

Общие потери напора по длине трубопровода определяют по формуле:

Н = h_fr + h_i,_fr + Дz,

где h _i, _{f r} - суммарные потери напора на местные сопротивления,м.

g = 9.81

Обычно для упрощения расчетов значения суммарных потерь на местные сопротивления принимается 5-10% от потерь напора на трение:

H = l.l*h_fr + Дz = 5032



2. Выбор основного оборудования насосных станций. Подбор и сооружение насосных станций

Насосы	Электродвигатели
Марка	Подача м3/ч	Напор м3	Допустимое кавитационный запас	К.П.Д. %	Марка	Мощность КВт	Частота
НМ 125- 550	125	550	4	68	Украина- 11-3/2	320	2840
НМ 360- 460	300	460	4	75	АЗП-500, АТД-500	500	2970|
НМ 500- 300	500	300	4,5	78	АЗП-бЗО, АРП-500	530 500	2980
НМ 1250- 260	1250	260	20	84	СТДП-1250-2	1250	3000
НМ 2500- 230	2500	230	32	86	СТДП-2000-2 СТДП-2500-2	2000 2500	3000
НМ3600- 230	3600	230	40	87	СТДП- 2500-2 СТДП- 3200-2	2500 3200	3000
НМ5000- 210	5000	210	42	88	СТДП- 3200-2	3200	3000
НМ7000- 210	7000	210	52	89	СТДП- 5000-2	5000	3000
НМ10000 -210	1000 0	210	65	89	СТДГ1- 6300-2	6300	3000
НМ 10000	1250 0	194	89	87	СТДП- 8000-2	8000	3000

0.8x2500 <Q<1.2x2500 2000 <Q< 3000

В соответствии со значением напора, выбираем подходящий насос. Выбираем насос марки НМ 2500 -230 с электродвигателем СТДП-2000-2

Проверим выполняется ли условие:

0.8x2500 <Q<1.2x2500

2000 <Q< 3000

Чтобы подержать заданный напор (Н=660 м) нам понадобится несколько насосов:

Н_е/230 (Н_е=680)

68/23

Исходя из расчёта у нас должно быть 3 насоса и еще 1 запасной. Значит всего на станции 4 насоса.

Насос имеет следующие характеристики:

- подача Q_nom=2500 м³/ч;

- напор Н_п= 230;

- КПД: ?i= 0.86;

- наружный диаметр рабочего колеса: D_n= 0.425 м;

- ширина лопатки рабочего колеса на наружном диаметре: b=0.14 м;

- коэффициент сужения сечения лопатки рабочего колеси на выходе: к = 0.9;

- коэффициент запаса электродвигателя: k_at= 1.1;_

- КПД электродвигателя: ?_m=0.86;

В случае отсутствия сведении по характер на центробежных насосов по перекачке нефти и нефтепродуктов и использования данных для перекачки воды необходимо их пересчитать. Так, при перекачке по трубопроводу нефти, имеющей большую вязкость, чем вода, увеличивается сопротивление на трение, в результате чего подача, напор и КПД будут уменьшаться, а потребляемая мощность увеличиваться.

Для пересчета пользуются коэффициентами пересчета напора k, подачи kу и КПД ? которые зависят от значения R.

Число Рейнольдса определяют по формуле:

Re=q_nom/D_ea*v

q_nom - номинальная подача насоса, м3/с;

D_ea- эквивалентный диаметр рабочего колеса насоса, м;

v- вязкость перекачиваемой жидкость, м/с.

D_ea=

где D- наружный диаметр рабочего колеса, м;

b- ширина лопатки рабочего колеса на наружном диаметре, м;

к - коэффициент сужения сечения лопатки рабочего колеса на выходе

Определим номинальную подачу насоса:

q_nom = Qnom/3500 = 0.6944

Определим число Рейнольдса:

Re = q_nom/D_ea*V = 3986.78

Чтобы выбрать наиболее оптимальный режим работы центробежных насосов, нормами технологического проектирования рекомендуется напор насосов привести в соответствие с требуемым напором насосной станции путем обрезки рабочих колес насоса. При этом во избежание значительного снижения КПД насосов необходимо уменьшить диаметр колес не более чем на 10 %.

D_c= 0.9 *D_n =0.3825

Соответствующие размеры рабочего колеса насоса после обрезки определяют по формулам:

H_e=H_n(D_c/D_n) =186.3

Для определения мощности Nm(кВт)на валу насоса пользуются формулой:

N_m=Q*H_n*с*10^-3*9.81/ 3600?_i

где Q- подача насоса, м³ / ч;

Н - напор насоса, м;

р - плотность жидкости, кг /м³;

?_i- полный КПД насоса (с учётом вязкости жидкости). N_m=Q*H_n*с*10^-3*9.81/?i=1426

Мощность электродвигателя N_el(кВт) с учётом коэффициента запаса k_stи КПД ?_m электродвигателя убудет:

N_el= k_st*N_m/ ?_m= 1789.69

Коэффициент запаса принимают k_st= 1.15 при мощности электродвигателя до 500 кВти k_st= 1,10 при мощности - более 500 кВт.

Мощность электродвигателя с учетом полного КПД насосно-силовой установки N_f(кВт) определяют по формуле:

N_f= q*H_n*p*k_st/ 102 ?|

где ?- полноеКПД

?=?_i*?_m 0.6978

N_f= q*H_n*р*k_st/102? = 1848.76

Подбор и расстановка насосных станций по длине трубопровода осуществляется согласно СНиП.



3. Расчёт числа и расстановка насосных станций по длине трубопровода

Расчет числа насосных станций и расстановку их по длине трубопровода обычно выполняют в два этапа:

- предварительный расчет;

- уточнение, на основе сравнительных расчетов;

3.1 Расчет числа насосных станций

Число насосных станций в общем виде определяют по формуле:

n_st(м+Дz)/H_st

где - длина трубопровода, а при наличии перевальной точки - расстояние до неё, м;

Дz- разность геодезических высот начата и конца трубопровода, м;'

Н_л - напор, создаваемый одной насосной станции, м.

Выполним расчет числа насосных станций для рассматриваемого примера, полагая, что напор создаваемый одной насосной станцией равен H_st- 680 м.

n_st(м+Дz)/H_st= 6.1

Для данного расчета принимаем количество перекачивающих станций равное n=7.

Распределим потерю напора по 6 станциям: H_st=h_fr/n = 649,57

Разность между распределяемым напором и принятом одной станции <1%



3.2 Расстановка станций по длине магистрального нефтепровода методом компьютерного моделирования

Суть компьютерного метода расстановки станций состоит в нахождении прерывной и кусочно-линейной функции, которая определяет потерю напора по всей длине трубопровода.

Вид функции потери напора от первой станции до места размещения второй станции имеет вид:

f(х) = H_st +Дz- ix

где H_st-- напор на одной станции, равный напору от равномерного распределения между станциями;

Дz- геодезическая высота первой станции, которая определяется по значению профиля станции.

Переменная х изменяется от 0 до точки пересечения графика потери напора и графика профиля трассы и в каждом случае находится или расчетным путем или визуально на совмещенных графиках.

Далее применим визуальное совмещение графиков потери напора на линейном участке трубопровода и графика профиля трассы.

Функция потери напора в нефтепроводе, начиная с первой станции, имеет вид:

f(x) = (Н_st + data[[l, 2]]) - ix, (0 <х<1₁)

1₁ -- длина линейного участка нефтепровода, которая визуально находится по совмещенным графикам.



Рис. 11 График потери напора с первой перекачивающей станции

Далее совместим следующие графики:

- потери напора с первой станции;

- совмещенные графики трассы и потерю напора по всей длине нефтепровода

Рис. 12 Вид указанных совмещений

Очевидно, что график потери напора с первой насосной станции при 1₁= 107 км практически совпадает с графиком трассы, что позволяет определить место расположения второй станции. Таким образом, вторая насосная станция должна быть расположена на расстоянии 107 км от начала трубопровода.

Функции потери напора в нефтепроводе, начиная с первой станции имеет вид:



f(0 <х<107) = H_st+ data[[l, 2]] - ix

f(107 <x < 214) = 2H_st+ data[[l, 2]] - ix

f(214 <x < 321) = 3H_st+ data[[l, 2]] - ix

1(321 <x < 428) - 4H_st+ data[[l, 2]] - ix

f(428 <x < 535) = 5H_sl+ data[[l, 2]] - ix

f(535 <x < 642) - 5H_st+ data[[l,2]]- ix

f(642 <x < 750) = 7H_S1+ data[[6, 2]] - ix

Рис. 13 Кусочно-линейный график потери напора по всей длине нефтепровода

Рис. 14 Совмещенный график расстановки насосных станций

Таким образом, из представленного совмещенного графика трассы (ломаная) и потери напора (кусочно - линейная) можно сделать выводы:

1.Насосныестанции по всей длине расставляются следующим образом:

- первая станция в начале нефтепровода, напор H_st

- вторая станция устанавливается на расстоянии 500 км от первой, напор второй станцииH_st

2. Совершенно очевидно, что наибольший напор развивает пятая станция, который равен:

Н₂= 659.45



4. Механический расчёт трубопровода. Сооружение линейной части трубопровода

4.1 Нормативные расчёты прочности магистрального нефтепровода

Магистральные трубопроводы прокладывают под землей с соответствующим заглублением в грунт или над землей. Но во всех случаях трубопровод подвергается как внутренним, так и внешним воздействиям, поэтому механическая прочность труб и их соединений должна обеспечить безаварийность их работы при любых воздействиях.

К внутренним воздействиям относится, в основном, давление, возникающее в трубопроводе при транспортировке жидкости и газа, а к внешним воздействиям - нагрузки от давления грунта, температурные колебания, ветровые нагрузки, масса труб и изоляции и др.

Таким образом, трубопроводы, как в процессе испытания, так и в процессе всего периода эксплуатации находятся под воздействием внутренних сил в сложном напряженном состоянии, а труба испытывает соответствующие напряжения.

При воздействии на трубу внутреннего давления в ней возникает суммарное напряжение, которое складывается из радиального у_г, кольцевого у_tи продольного

Кольцевые напряжения у_t возникают в трубе под воздействием внутреннего и внешнего давлений.

Продольные напряжения у_а обусловлены воздействием сил, действующих вдоль оси трубы.

Расчеты трубопроводов ведут по методу предельных состояний. По этой методике расчета рассматривается предельное состояние трубопровода, т. е. такое состояние. При котором исчерпывается его несущая способность в зависимости от факторов, влияющих на прочность трубопровода, свойства

Материала, перегрузки, однородность и условна работы. В расчете по методу предельных состояний за расчетные нагрузки принимаются про взведения нормативных нагрузок на коэффициенты перегрузок.

Нормативные нагрузки - это установленные нормами наибольшие величины внешних воздействий, допускаемые при нормальной эксплуатации трубопровода.

Коэффициенты перегрузок учитывают изменчивость нагрузок, в результате которой появляются возможность превышения действительными нагрузками величин нормативных нагрузок.

Коэффициенты условий работы конструкций учитывают агрессивность среды, концентрацию напряжении в соединениях, возможность хрупкого разрушения и др.

Коэффициент безопасности по материал учитывает неоднородность качества изготовления конструкции, отклонения от производственных допусков и др.

4.2 Расчёт максимального рабочего давления в нефтепроводе

Расчет максимального рабочего давления выполним по максимальному напору на второй насосной станции. Гидростатическое давление на пятой насосной станции равно:

Р₂=p*H_2*g= 4.602109 *10⁶

4.3 Расчёт толщины стенки нефтепровода

Рабочее давление МПа	Наружный диаметр мм	Номинальная толщина стенки мм	Характеристика материала труб	Коэффициент надежности по материалу	Поставщик труб, № технических условий
			Марк а стали	О МПа	А МПа
5.4..7.4	1220	10;11;12;13; 14; 15;16	08ГБЮ	510	350	1.4	ЧТЗ. ТУ-14-3 Р-03-94
		10; 11;12;13; 14;15;16	09ГБЮ	550	380
5.4..7.4	1220	10;11;12;13; 14;15;16	12ГСБ	510	350	1.4	ЧТЗ. ТУ-14-3Р- 04-94
		10;11;12;13; 14;15;16	12ГСБ	550	380
6.3	1020	12.5;12.9; 15.5;16	13Г1С-У	540	390	1.47	ЧТЗ. ТУ-14-3- 1598-90
6.3	1020	11.4	13Г1С-У	540	390	1.34	НМТЗ. ТУ-14-3- 1424-86
6.3 6.3 5.4	1020 1020 1020	11;11.5;12 9.5;10;10.5 8;8.5;9	17Г1С 17Г1С К60	510 510 588	363 363 441	1.4	ВТЗ, ТУ 1104- 138100-357-02-96
5.4..7.4	820	8;9;10;11;12	13Г2АФ	530	363	1.47	ЧТЗ, ТУ-14-3-14- 25-86
5.4..7.4	820	8.5;9.2;10. 6;11.4	17ГС	510	353	1.47	ЧТЗ, ТУ-14-3- 1270-84
5.4..7.4	820	9;10;11;12;1 3;14	12ГСБ	510	350	1.4	ЧТЗ, ТУ- 14-3P- 04-97
7.4	720	7.3;8.7;10.8;1 2;14;16;20	К60	589	461	1.34	ВМЗ, ТУ-14-ЗР- 01-93
5.4..7.4	720	9;10;11;12;1 3;14	08ГБЮ	510	350	1.4	ЧТЗ, ТУ-14-ЗР- 03-94
5.4..7.4	720	7.5;8.1;9.3 ;10;11;12	17ГС	510	353	1.47	ЧТЗ, ТУ-143-1270-84
5.4..7.4	630	8;9;10;11;12	12Г2С	490	343	1.4	ХТЗ, ТУ-322-8-10-95
5.4..7.4	530	8;9;10	13ГС	510	353	1.34	ХТЗ, ТУ-322-8-110-95
7.4	530	7;7.5;8;9;10	17ГС	510	353	1.47	ЧТЗ. ТУ-14-3- 1270-84
7.4	530	7.1;8.8;10;12;14;16		529	392	1.34	ВМЗ, ТУ-14-ЗР- 01-93
5.4..7.4	530	7;8;9;10;11;1 2;13;14	8ГБЮ	510	350	1.4	ЧТЗ. ТУ-14-ЗР- 03-94
5.4..7.4	530	7;8;9;10;11;1 2;13;14	12ГСБ	510	350	1.4	ЧТЗ. ТУ-14-3Р- 03-94

Рассчитаем толщину стенки нефтепровода для труб диаметром 530мм Челябинского трубного завода с маркой стали 12ГСБ. По таблице 4.1 находим следующие значения:

- нормативное сопротивление растяжения металла труб и сварных соединений, МПа:

Rih= 510

- нормативное сопротивление сжатию металла труб и сварных соединений, МПа:

R_2H=350

Отношение этих сопротивлений будет равно:R₂H/ R₁H350/510

- коэффициент надежности по назначению трубопровода: k_н=1

- коэффициент условий работы трубопровода (вечномёрзлые грунты, при диаметре трубопровода 0,53м, m= 0,9):

ш = 0.9

- коэффициент надежности по материалу, учитывающий качество материала труб с учетом технологии их изготовления:

k₁ =1.4

коэффициент надёжности по материалу, учитывающий способ изготовления трубы и её прочностные характеристики (т.к. R_2H/ R_1h = 0,7<0,8):

k₂=1.15

- коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе: n = 1.15 ( для трубопроводов диаметром 0.7 - 1,2 м с НДС без подключения емкости)

Расчетное сопротивление растяжению и сжатию вычислим по формулам:

R₁=R_1Hm/ k₁k_H= 225

R₂=R_2Hm/k₂k_H= 399.130



Вычислим толщину стенки нефтепровода:

д= np₂d/ 2(R₁10⁶+ np₂) = 0.0087563

Расчётная толщина стенки нефтепровода 8.7 мм. Из таблицы 4.1 выбираем ближайшее значение стенки нефтепровода, которое будет равно 9 мм.

4.4 Расчёт кольцевых напряжений и определение запаса прочности

Возникающие кольцевые напряжения у_т, в стенке трубопровода проверяют по формуле:

у_т =np₂d_c/2д= 2.77214664 *10⁸

Таким образом, кольцевые напряжения у_т<510 МПа

Расчёт запаса прочности: ((510 -350)/ 510//N)100 = 38.6078

Запас прочности составляет 60 %



Список литературы

1. Сооружение и ремонт нефтегазопроводов, газонефтехранилищь и нефтебаз Р.А. Алиев, И.В.Березина, Л.Г.Телегин, Е.И.Яковлев-М,: Недра, 1987.-271с.

2. Трубопроводный транспорт нефти и газа / Р.А.Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г. Немудров и др.-М,:Недра, 1988.-368с.

3. Типовые расчеты при проектирование и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов / П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А. Коршак, A.M. Шамазов. - Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002.-658с.

4. Трубопроводный транспорт нефти / гг. Васильев, Г.Е. Коробков, А. А. Коршак и др.-М,:Недра.2002.-407с.

Размещено на Allbest.ru

...