Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

на тему Этапы проектирования сооружений морских газопроводов



Содержание

• Введение
• 1. Проектирование морских трубопроводов
• 1.2 Монтаж морских трубопроводов
• 1.2.1 Способы прокладки трубопроводов
• 1.2.2 Проект монтажных работ
• 1.2.3 Подготовка морского дна
• 1.2.4 Прокладка трубопроводов с трубоукладочной баржи
• 1.2.5 Прокладка с баржи, оснащенной барабаном
• 1.2.6 Прокладка трубопровода на плаву с опуском на дно моря методом свободного погружения
• 1.2.7 Прокладка трубопровода по дну моря
• 1.2.8 Монтаж стояков
• 2. Расчет экономической эффективности инвестиционного проекта по строительству газотранспортной системы
• 2.1 Статические методы оценки экономической эффективности проекта
• 2.1.1 Суммарный доход (поток денежной наличности)
• 2.1.2 Среднегодовой доход
• 2.1.3 Рентабельность инвестиций (RОI)
• 2.2 Динамические методы оценки экономической эффективности проекта
• 2.2.1 Ставка дисконтирования
• 2.2.2 Чистый дисконтированный доход
• 2.2.3 Срок окупаемости
• 2.2.4 Индекс доходности инвестиций (PI)
• Заключение
• Список литературы


Введение

В процессе строительства и последующей эксплуатации морские трубопроводы подвергаются воздействию различных групп факторов. Основные из них, которые необходимо учитывать при проектировании, следующие:

• ветровые воздействия;

• волновые воздействия;

• приливы;

• течения;

• ледовые условия;

• сейсмические воздействия;

• геополитические опасности;

• грунтовые условия;

• особенности влияния течений на трубопровод, уложенный в траншею.

Перечисленные факторы подлежат детальному изучению и анализу в ходе проектирования.

Для управления проектами морских трубопроводов широко применяются геоинформационные системы (ГИС).

Морские трубопроводные системы - сложнейшие технические объекты, работающие в трудных природных условиях. Они должны сохранять работоспособность при воздействии штормов, течений, ветров, приливов и отливов, выдерживать ледовые нагрузки, быть защищенными от айсбергов. Стоимость прокладки одного километра подводного трубопровода существенно зависит от множества факторов - технологии его прокладки, глубины моря, удаленности от береговых баз, продолжительности штормов, безледного периода, вида донных грунтов -- и может составить от 50 тыс. долл. (для теплого климата) до 8--10 млн долл. (для арктических условий).

Ключевым вопросом проектирования морских трубопровода являются выбор и обоснование его основных конструктивных параметров, таких как материал труб, их наружный диаметр и толщина стенки, способ монтажа, а также защиты от коррозии, обеспечения устойчивости и других эксплуатационных характеристик. Окончательную конструкцию морских трубопроводов выбирают после сравнительного технико-экономического анализа различных вариантов с учетом конкретных условий строительства и эксплуатации. проектирование сооружение морской газопровод



1. Проектирование морских трубопроводов

Данная информация распространяется на проектирование внутрипромысловых и магистральных подводных трубопроводов морских нефтегазоконденсатных месторождений, а также на трубопроводы рейдовых причалов условным диаметром до 800 мм включительно с избыточным давлением транспортируемого продукта не свыше 100 кгс/см2, прокладываемых по дну моря.

Под морской трубопроводной системой подразумевается взаимосвязанная система подводных внутрипромысловых и магистральных трубопроводов и стояков, обеспечивающих транспорт жидких и газообразных углеводородов от морских месторождений к береговым базам.

Морская трубопроводная система включает:

1. линейную часть (собственно трубопровод без стояков, включая участок на берегу до арматуры, отключающий подводный трубопровод);

2. стояки (конструкции труб, выводящие подводные трубопроводы на стационарные платформы);

3. запорную и отсекающую арматуру;

4. конструкции крепления стояков к элементам платформ;

5. установки электрохимической защиты трубопровода от коррозии;

6. устройства энергоснабжения и дистанционного управления запорной и отсекающей арматурой и установок электрохимической защиты;

7. сооружения технологической связи.

Подводная часть морского нефтегазопровода - та часть трубопровода, которая расположена ниже водной поверхности при максимальном приливе. Стояк нефтегазопровода - соединительный трубопровод между трубопроводом на морском дне и оборудованием на стационарной морской платформе. Стационарное морское сооружение, на котором устанавливается стояк, в дальнейшем называется платформой.

Проект прокладки трубопровода определяет:

1. оптимальную трассу трубопровода;

2. сортамент, марку стали и число труб;

3. способ достижения устойчивости трубопровода на дне;

4. вид и количество пригрузки трубопровода;

5. способы защиты трубопровода от электрохимического и биохимического воздействия среды;

6. способ прокладки и организацию строительства трубопровода с указанием необходимого состава технических плавсредств для строительства трубопровода;

7. порядок испытания трубопровода;

8. объем и стоимость строительных и монтажных работ;

9. мероприятия по предотвращению загрязнения моря;

10. экономическую эффективность строительства трубопровода [9].

Проектирование трубопровода выполняется в три стадии:

1. технико-экономическое обоснование (ТЭО);

2. технический проект;

3. рабочие чертежи.

ТЭО разрабатывается для определения оптимального варианта трассы трубопровода, выбора основных конструктивных элементов трубопровода и способа укладки, заглубления трубопровода, а также для определения номенклатуры основного оборудования для строительства и сметной стоимости строительства. ТЭО разрабатывается на основании имеющихся картографических материалов и минимального объема инженерных изысканий вдоль намеченной трассы трубопровода.

В состав проекта в стадии ТЭО включается:

1. план района с нанесенными изобатами и трассой вариантов трубопровода;

2. продольные профили по трассам трубопровода с указанием глубины воды, геологической структуры дна и величины заглубления трубопровода;

3. конструкция газотрубопровода,

4. пояснительная записка по гидравлическому расчету трубопровода, а также расчет на прочность и устойчивость против всплытия;

5. описание возможных технологических схем укладки и заглубления трубопровода;

6. технико-экономические расчеты по возможным вариантам строительства трубопровода;

7. материалы инженерных изысканий с описанием природных условий района строительства.

Технический проект разрабатывается после утверждения технико-экономического обоснования проекта трубопровода. Технический проект включает чертежи, пояснительный материал и информацию по:

1. конструктивным размерам трубопровода;

2. свойствам применяемых материалов, включая технические условия на поставку или изготовление;

3. характеристике сварных соединений и сварочных процессов;

4. механическим соединениям и их монтажу;

5. процессу изготовления и монтажу трубопровода;

6. системе антикоррозионной защиты;

7. системе защиты от размыва;

8. методам улучшения подготовки дна (заглубление, засыпка и т.п.);

9. системе оснащения приборами для управления трубопроводом и стояком при монтаже и работе;

10. способу ремонта установленного трубопровода и стояка [9].

Указываются следующие такие данные об окружающей среде как: профиль трассы трубопровода, включая глубину воды, величину заглубления и т.д.; свойства грунтов, относящихся к их оценке, как основания для трубопровода; топография дна моря; ветровые и волновые условия; приливы и течения; температура воздуха и моря; ледовая обстановка; сейсмическая активность; биологическая активность; нагрузки, включая их крайние значения, положение и направление; графики температур и давления для действующей трубопроводной системы; загрязнение окружающей среды; предполагаемые способы и объем ежегодных и специальных периодических обследований трубопровода.

В составе проекта представляются расчеты:

1. трубопровода и стояка на прочность, разрушения от усталости и хрупкости;

2. устойчивости стенок трубы;

3. динамических нагрузок и напряжений, включая анализ вибрации;

4. устойчивости трубопровода на морском дне;

5. системы защиты от коррозии.

На стадии технического проекта разрабатывается проект организации строительства (ПОС), который включает описание принятых методов выполнения основных видов работ (сварочных, изоляционных, земляных, укладки трубопроводов и монтажа стояков). ПОС подлежит согласованию со строительной организацией.

В составе проекта на стадии рабочих чертежей представляются уточненные материалы, указанные ранее, а также рабочие чертежи на отдельные конструкция.

Рабочие чертежи разрабатываются на основании уточненных материалов инженерных изысканий, необходимость и объемы которых устанавливаются на стадии технического проекта. В состав рабочих чертежей входит уточненная смета на строительство трубопроводов и стояков.

Проект производства работ (ППР) на строительство трубопровода разрабатывается строительной организацией по материалам проекта организации строительства, рабочим чертежам и материалам инженерных изысканий [9].



1.2 Монтаж морских трубопроводов

1.2.1 Способы прокладки трубопроводов

Способ прокладки трубопровода назначается проектом с учетом технической оснащенности строительной организации, необходимых сроков ввода трубопровода в эксплуатацию природных условий района строительства, протяженности трубопровода.

Для принятого способа прокладки проектом определяются:

1. трасса прокладки трубопровода; технология строительства; темп прокладки;

2. время строительства трубопровода;

3. мероприятия по технике безопасности и противоштормовые мероприятия [9].

1.2.2 Проект монтажных работ

В проект на монтажные работы включаются описание методов и процессов строительства, оборудование и приборы, а также дополнительно требуемая информация.

1.2.3 Подготовка морского дна

Техническая документация по подготовке морского дна включает данные по объемам, способам производства работ и оборудованию, методам осмотра и контрольным приборам. Подготовку дна можно производить:

1. выравниванием морского дна для сокращения расстояний свободных пролетов трубопровода; это производится рытьем в случае мягкого грунта или взрывом больших валунов, твердых пород, расположенных на поверхности, и т.п.;

2. удалением пластов грунта, например, с очень низкой способностью к сцеплению или очень мягкого грунта, что может, дать недостаточную опору для трубопровода или привести к потенциально нестабильным склонам.

1.2.4 Прокладка трубопроводов с трубоукладочной баржи

Метод укладки с трубоукладочной баржи со стингером (или без стингера), при котором трубопровод опускается на морское дно по S - образной кривой, прогиб верхней части трубопровода задается стингером, а изменение формы прогиба свободно провисшей части трубопровода достигается горизонтальным натяжением трубопровода с помощью баржи.

Перемещение баржи должно регулироваться таким образом, чтобы трубопровод всегда находился под натяжением, так как усилия сжатия в трубопроводе могут привести к потере устойчивости стенки трубы. Такие условия могут возникнуть в результате аварии тягового устройства, изменения направления движения баржи или изменения положения баржи при сильном волнении. Укладку трубопровода по трассе регулируют перемещением баржи с помощью якорной системы. Контроль положения осуществляют навигационными средствами.

Когда погодные условия или перемещение баржи таковы, что появляется возможность опасных напряжений в трубопроводе или выпучивания стенки трубопровода, все сварочные работы прекращаются, трубопровод обрезают, ставят заглушку и секция опускается на дно моря. Это осуществляется с помощью стингера, прикрепляемого к трубопроводу, и продвижением баржи вперед, в то время как трубопровод вместе со стингером опускается на дно моря. Натяжение трубопровода во время этой операции можно регулировать с помощью тяговой лебедки, установленной на барже. Положение трубопровода на дне отмечается буем. Когда погодные условия позволяют возобновить работу, стингер с трубопроводом поднимают на поверхность моря, трубопровод затягивают на баржу одновременным действием тяговой лебедки и движением баржи в сторону конца трубопровода процесс строительства возобновляется.

Прокладка трубопровода последовательным наращиванием с применением трубоукладочной баржи (ТБ) заключается в следующем:

1. заготовке изолированных и обетонированных труб на береговой базе;

2. погрузке труб на плавсредства для отправки на ТБ;

3. установке ТБ на точку строительства;

4. разгрузке труб на борт трубоукладочной баржи;

5. сварке трубопровода на палубе ТБ и проверке качества сварного стыка;

6. нанесении противокоррозионного покрытия на сварной стык;

7. опуске изготовленного трубопровода на дно моря по мере перемещения ТБ по трассе укладываемого трубопровода;

испытании уложенного трубопровода [9].

Проектом назначают:

1. базовую площадку (пристань) для складирования труб и отправке их на ТБ;

2. состав плавсредств, необходимых для бесперебойной отправки и перегрузки труб на ТБ, а также для буксировки ТБ и перекладки якорей;

3. технологию прокладки трубопровода посредством ТБ (величина натяжения трубопровода, необходимость применения стингера) из условия прочности трубопровода при укладке на дно с учетом морского волнения.

4. В составе проектной документации по прокладке трубопровода приводится общее описание трубоукладочной баржи, в том числе:

5. план расположения трубопровода от начала монтажных работ до морского дна с указанием рабочих постов, механизма натяжения, роликовых опор, стингера, якорных линий и т.д.;

6. боковой вид (профиль) рабочей палубы баржи, стингера, показывающих форму укладываемого трубопровода;

7. краткое описание механизма натяжения, центровки труб, направляющих устройств;

8. краткое описание стингера с данными о массе, распределении плавучести и процедуры получения заданной формы трубопровода;

Для управления и контроля основных параметров при укладке устанавливают калиброванные до начала укладки приборы. Точность основных и дублирующих навигационных приборов на борту баржи-трубоукладчика должна быть достаточной для укладки трубопровода в пределах заданных ограничений.

В документации по укладке дается детальная информация о параметрах, которые должны контролироваться для получения правильной формы трубопровода. До начала укладки разрабатывают критерий повреждения трубопровода. Поврежденные трубы ремонтируют или заменяют на барже-трубоукладчике.

1.2.5 Прокладка с баржи, оснащенной барабаном

При этом методе прокладки трубопровод, намотанный на барабан, проходит через механизм выпрямления и затем опускается, на морское дно по j -образной кривой.

Этот метод в настоящее время ограничен диаметром труб 300-400 мм и аналогичен укладке кабеля (длинномерные плети трубопровода наматывают на барабан, который устанавливается на судне-трубоукладчике). По мере продвижения судна вперед, вдоль трассы трубопровода, трубопровод разматывается с барабана и укладывается на дно моря. Поступление последующих плетей трубопровода на баржу осуществляют заменой барабана. Особое внимание при этом методе укладки уделяют выбору наружного изоляционного покрытия, которое должно выдерживать значительные усилия. При этом утяжеляющее покрытие не применяется, и отрицательная плавучесть трубопровода достигается за счет увеличения толщины стенки трубы.

1.2.6 Прокладка трубопровода на плаву с опуском на дно моря методом свободного погружения

Прокладка трубопровода этим способом заключается в следующем:

1. поставке изолированных и обетонированных (пригруженных) труб на береговую строительную площадку;

2. изготовлении на береговой строительной площадке длинномерных плетей трубопровода;

3. гидравлическом испытании плетей на прочность и герметичность;

4. нанесении противокоррозионного покрытия на сварные стыки;

5. оснастке плетей оголовками и понтонами для транспортировки к месту укладки;

6. поэтапном перемещении плетей к урезу воды с помощью трубоукладчиков;

7. выводе плетей на плаву и буксировке к месту укладки; подъеме со дна моря свободного конца уложенного ранее участка трубопровода;

8. соединении конца прибуксированной плети с концом поднятого участка трубопровода посредством сварки и проверке качества сварного стыка;

9. нанесении противокоррозионного покрытия на сварной стык;

10. укладке плети по трассе трубопровода;

11. отсоединении от плети понтонов и буксировки их на берег;

12. испытании уложенного трубопровода.

Проектом определяются:

1. береговая строительная площадка для изготовления плетей трубопровода;

2. длина плетей и места стыковки их в море;

3. способ погружения трубопровода на дно;

4. состав плавсредств для прокладки трубопровода;

5. технические средства для стыковки плетей в море;

6. грузоподъемность, конструкция и число понтонов для прокладки трубопровода;

7. конструкция оголовков плети [9].

Принцип укладки определяют с учетом условия сохранения прочности трубопровода при расчете трубопровода на изгиб вовремя опуска на дно.

Плавсредства при прокладке трубопровода свободным погружением предназначаются для вывода плетей на плаву, буксировки плетей к месту укладки; удержания свободного конца плети от сноса ветром и течением в процессе сварки плетей в море, установки плети по трассе, отстропки понтонов от трубопровода и буксировки понтонов на берег. Плавсредства для стыковки плетей в море должны быть оборудованы грузоподъемными средствами для поддержки трубопровода на плаву, устройством для сварки, зажимами и оснащены аппаратурой для проверки качества сварного стыка, а также снабжены компрессором для продувки воздухом конца уложенного на дно трубопровода.

Конструкция понтонов должна исключать самопроизвольное отсоединение понтонов от плети трубопровода в процессе ее буксировки; позволять отсоединять понтоны без помощи водолазов, исключать возможность повреждения изоляции или бетонного покрытия трубопровода в местах установки понтонов, выдерживать давление столба воды при погружении на большие глубины.

Расчет напряженного состояния трубопровода при укладке на дно следует производить с учетом дополнительных нагрузок от действия волн, течений и т.д.

1.2.7 Прокладка трубопровода по дну моря

В настоящее время прокладка трубопроводов протаскиванием производится двумя способами: протаскиванием по дну моря (аналогично строительству подводных переходов через реки) и протаскиванием в непосредственной близости от дна моря. При последнем способе применяются понтоны, оснащенные гирляндами цепей, которые не позволяют трубопроводу как всплыть на поверхность моря, так и опуститься на грунт морского дна. Трубопровод при этом находится в состоянии нулевой плавучести.

1.2.8 Монтаж стояков

Технология установки стояка разрабатывается при требовании установки стояка в строго вертикальное положение. Для предотвращения чрезмерного изгиба стояка при транспортировке его наплаву вместе с плетью трубопровода следует устанавливать допускаемую скорость буксировки. Для производства работ по установке стояка стрелой грузоподъемного средства стояк снабжается специальными канатами.

Защита стояков от механических повреждений достигается удобным расположением по отношению к швартующимся судам, установкой предохранительных щитов, расположением стояков внутри самой платформы.

В проектную документацию по монтажу стояков включаются следующие вопросы:

1. описание и общие схемы расположения стояка на платформе с расположением опор, отводов, фланцев и т.д.;

2. детальные чертежи опор вертикальных трубопроводов, отводов, фланцев, катушек;

3. описание системы противокоррозионной защиты;

4. описание и спецификация монтажного оборудования;

5. приборы для замера и контроля основных параметров во время монтажа;

6. описание всех этапов монтажа [9].

Все операции, связанные с транспортом, разгрузочно-погрузочными операциями, гнутьем труб, должны проводиться в соответствии с проектной документацией на монтаж таким образом, чтобы трубы, стояки, вспомогательное оборудование и защитное покрытие не подвергались повреждениям.

2. Расчет экономической эффективности инвестиционного проекта по строительству газотранспортной системы

2.1 Статические методы оценки экономической эффективности проекта

Статические методы - это простые методы, которые используются главным образом для быстрой и приближённой оценки экономической привлекательности проектов. Они могут быть рекомендованы для применения на ранних стадиях экспертизы инновационных проектов, а также для проектов, имеющих относительно короткий инвестиционный период.

2.1.1 Суммарный доход (поток денежной наличности)

В результате проведения инновационного мероприятия мы получаем прирост добычи газа или снижение эксплуатационных затрат, в этом случае статические показатели могут быть рассчитаны следующим образом:

ПДНt Вt Эt Kt Ht (1)

где ДПДНt - прирост потока денежной наличности; ДВt - прирост выручки от реализации продукции в результате приведенных мероприятий, Кt - капитальные вложения в разработку месторождения или организационно-техническое мероприятие в году t, ДЭпрt - изменение эксплуатационных затрат, ДНt - изменение налоговых выплат в году t.

После расчёта годовых потоков денежной наличности рассчитывается накопленный поток денежной наличности:



НПДНТ В Э K H (2)

где Т - количество лет проведения мероприятия.

начинаем рассчитывать с третьего года, так как прибыль в анализируемом проекте появляется со второго года, а разница в прибыли, следовательно, - с третьего. При этом учитываем выплаты процентов по кредиту, равные произведению суммы кредита на процент по кредиту.

2.1.2 Среднегодовой доход

Среднегодовой доход является усреднённой величиной потока денежной наличности за время проведения мероприятия:

(3)

2.1.3 Рентабельность инвестиций (RОI)

Рентабельность инвестиций даёт возможность установить не только факт прибыльности проекта, но и оценить степень этой прибыльности.

Показатель рентабельности инвестиций определяется как соотношение годовой прибыли к вложенным в проект инвестициям:

(4)

2.2 Динамические методы оценки экономической эффективности проекта

Динамические показатели рассчитываются с помощью дисконтирования.

Дисконтирование денежного потока - приведение интервальных (годовых) денежных значений сальдо денежного потока к их ценности на определенный момент времени, который называется моментом приведения. В качестве момента приведения при оценке нефтегазовых проектов чаще всего выбирается начало первого (нулевого) года расчетного периода.

2.2.1 Ставка дисконтирования

Для учёта фактора предпринимательского риска в ставку дисконтирования включают поправочный коэффициент, величина которого возрастает с ростом риска инвестирования:

EH EHб Ер (5)

где ЕНб -- ставка процента по безрисковым вложениям (например, в государственные ценные бумаги); ЕНб -- рисковая премия, учитывающая рыночный риск, определяемый общим состоянием экономической конъюнктуры, а также специфический риск, определяемый характеристикой анализируемого проекта.

2.2.2 Чистый дисконтированный доход

Чистый дисконтированный доход (интегральный экономический эффект) - это приведённая к начальному моменту проекта величина дохода, который ожидается после возмещения вложенного капитала и получения годового процента, равного выбранной инвестором норме дисконта.

Чистый дисконтированный доход рассчитывается как разность дисконтированных денежных потоков, поступлений и выплат, производимых в процессе реализации проекта за весь инвестиционный период:



(6)

где Прt - поступления денежных средств в интервал времени t, образующих входной денежный поток; Отt - выплаты денежных средств в интервал времени t, образующие выходной денежный поток; Т - продолжительность инвестиционного периода; ЕН - ставка дисконтирования принятая для оценки инвестиционного проекта; Вt - выручка от реализации в году t, Кt - капитальные вложения в инвестиционный проект или организационно-техническое мероприятие в году t, Эпрt - эксплуатационные затраты (производственные) в году t без учета налогов, включаемых в состав себестоимости добываемой продукции; Нt - 164 налоговые выплаты в году t, Аt - амортизационные отчисления в году t.

Если величина ЧДД положительна, инвестиционный проект считается рентабельным, что свидетельствует о целесообразности финансирования и реализации проекта.

2.2.3 Срок окупаемости

Сроком окупаемости называют продолжительность периода от начального момента реализации проекта до момента окупаемости. Моментом окупаемости является тот наиболее ранний момент времени в расчётном периоде, после которого накопленный дисконтированный поток становится положительным и в дальнейшем остаётся неотрицательным. Находится графически.

2.2.4 Индекс доходности инвестиций (PI)

Индекс доходности дисконтированных инвестиций - отношение суммы дисконтированных элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине дисконтированной суммы элементов денежного потока от операционной деятельности. Его значение равно увеличенному на единицу отношению ЧДД к накопленному дисконтированному объёму инвестиций [7]



Заключение

Комплекс технических средств для освоения морских нефтяных и газовых месторождений состоит из большого количества типов и видов уникальных и дорогостоящих гидротехнических сооружений (стационарных платформ, буровых судов и т.д.), бурового и нефтепромыслового оборудования, систем связи, навигации и охраны окружающей среды. Разведка и разработка морских нефтяных и газовых месторождений отличаются от аналогичных работ на суше большую стоимость и сложностью.

Добыча нефти и газа под водой является опасным промыслом, а также нефтегазовая добыча приносит большой урон окружающей среде.

При эксплуатации морских месторождений одним из основных вопросов является выбор способа транспортировки добываемой продукции. Сегодня углеводороды транспортируют либо танкерами, либо по трубопроводам. Предпочтение, по ряду причин, отдается трубопроводам: морской трубопровод, в отличие от танкера, дает возможность бесперебойной поставки углеводородов к берегу независимо от погодных условий, а кроме того, аварии на судах более опасны, чем на трубопроводах.

В связи с этим, основные объемы строительства магистральных трубопроводов в России в проектах переносятся с суши на море с формированием нового направления в строительной отрасли - сооружения морских трубопроводов. Оно должно обеспечить ввод в эксплуатацию качественно новых безопасных морских трубопроводных систем для бесперебойного снабжения потребителей нефтью, газом и газовым конденсатом с минимальными потерями и защитой исключающей загрязнение окружающей среды.

В настоящее время Россия, обладающая богатейшими залежами углеводородов на шельфе, практически не имеет морской нефтегазодобывающей промышленности, в то время как удельный вес добычи морской нефти и газа в мире достигает 40 %.

Развитие мировых рынков энергоресурсов, существенное увеличение спроса и цен на энергоносители, новые грани международного энергетического сотрудничества и внутрироссийские проблемы развития минерально-сырьевой углеводородов стимулируют изучение и освоение нефтегазовых ресурсов отечественных акваторий.



Список литературы

[1] Белонин М.Д., Григоренко Ю.Н. Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 4-2006.

[2] Горбунов В., Горбунов А. На нефтегазовых дрожжах. Эксперт, 37 (721) - 2010.

[3] http://www.exxonmobil.ru/Russia-Russian/PA/news_info_project.aspx. Официальный сайт компании Exon Mobil в России, 2011.

[4] http://ru.wikipedia.org/wiki/Сахалин-2. Википедия / Сахалин - 2.

[5] Зеленцова Ж. Добыча ресурсов на континентальном шельфе - от разработки морских территорий до раздела Арктики // Пронедра, 2011.

[6] Чесноков А.В. Проблемы освоения шельфа России. Газовая промышленность, 7 (662) - 2011.

[7] http://www.oilcapital.ru/industry/context/shelf.html. Издательский Дом Нефть и Капитал, 2012.

[8] http://www.gorodfinansov.ru/news/index.php?article=14704. Арктический пирог: лаком, но слишком дорог // Портал “Город финансов”, 2012.

[9] Рекомендации по проектированию и строительству морских подводных нефтегазопроводов. Р 412-81. - М.: ВНИИСТ, 1981.

[10] Капустин К.Я., Камышев М.А. Строительство морских трубопроводов - М.: Недра, 1982, 207 с.

[11] Организация и управление производством: Методические указания к курсовому проектированию / Санкт-Петербургский государственный горный институт (технический университет). Сост.: А.Е.Череповицын, С.А.Сидоренко. - СПб, 2011. - 30 с.

Размещено на Allbest.ru

...