Совершенствование методов планирования технологических режимов и контроля процесса транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, кандидат технических наук Федоров, Павел Владимирович

• Федоров, Павел Владимирович
• кандидат технических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат технических наук Федоров, Павел Владимирович

Введение.

Принятые обозначения.

1 Состояние организации планирования режимов и контроля работы магистрального нефтепровода.

1.1 Краткий анализ результатов теоретических исследований.

1.2 Сбор исходных данных для проведения расчетов параметров технологических режимов перекачки нефти.

1.3 Особенности планирования режимов работы магистральных нефтепроводов «Уса-Ухта» и «Ухта-Ярославль»

1.4 Повышение точности планирования работы МН и организации контроля параметров режимов магистрального нефтепровода 32 Выводы по главе 1.

2 Исследование реологических свойств нефти, транспортируемой по МН «Уса-Ухта» и «Ухта-Ярославль».

2.1 Анализ действующей методики построения кривых течения высокозастывающих нефтей.

2.1.1. Определение реологической модели течения.

2.2 Лабораторные исследования.

2.2.1 Исследование кривых течения нефтей Тимано-Печорской провинции.

2.2.2 Определение оптимального критерия достижения равновесного напряжения сдвига.

2.2.3 Исследование тиксотропных свойств нефтей Тимано-Печорской провинции.

2.3 Определение энергии активации вязкого течения по температурной зависимости вязкости нефти.

Выводы по главе 2.

3 Учет работы насосно-силового оборудования при расчете и планировании режимов работы нефтепровода.

3.1 Методика идентификации характеристик насосно-силового оборудования.

3.1.1 Актуальность разработки методики.

3.1.2 Обзор результатов теоретических исследований в области определения характеристик центробежных насосных агрегатов.

3.1.3 Испытание магистральных центробежных насосов на вязких жидкостях.

3.1.4 Пересчет напорных характеристик и подачи магистральных центробежных насосов с воды на вязкую жидкость.

3.1.5 Пересчет характеристики КПД с воды на вязкую жидкость.

3.1.6 Пересчет мощностной характеристики с воды на вязкую жидкость.

3.1.7 Особенности пересчета характеристик магистральных насосов при перекачке неньютоновских жидкостей.

3.1.8 Апробация предлагаемой методики пересчета.

3.2 Определение величины нагрева нефти при прохождении насосных агрегатов на НПС.

Выводы по главе 3.

4 Разработка схемы контроля параметров режима работы МН.

4.1 Анализ существующей организации процесса технологического контроля.

4.2 Анализ причин, вызывающих отклонения фактических параметров работы МН от плановых.

4.3 Применение уравнения баланса напоров для выявления причин отклонения давления.

4.4 Рекомендации по расширению перечня параметров в карте режимов.

4.4.1 Расширение перечня расчетных параметров давления НПС.

4.4.2 Расширение перечня расчетных параметров давления КП.

4.4.3 Учет состояния работы оборудования НПС (ФГУ и КРД).

4.4.4 Расширение перечня расчетных параметров свойств нефти.

4.4.5 Учет условий работы технологического участка.

4.5 Об алгоритме автоматизации процесса выявления причин отклонений.

Выводы по главе 4.

5 Метод минимизации почасовых отклонений энергопотребления при транспорте нефти.

5.1 Актуальность разработки метода.

5.2 Методы решения проблемы отклонения фактических от плановых величин энергопотребления для случая стационарного режима.

5.2.1 Метод минимизации фактических почасовых отклонений.

5.2.2 Определение фактической величины отклонения мощности потребляемой идентичными насосами на одной НПС

5.2.3 Алгоритм снижения отклонения планового и фактического энергопотребления без изменения режима МН.

5.3 Минимизация отклонений энергопотребления в условиях переходных режимов.

Выводы по главе 5.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование методов планирования технологических режимов и контроля процесса транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам»

Основной задачей акционерной компании «Транснефть» является оказание услуг нефтедобывающим компаниям по приему, транспортировке и поставке нефти, при условии обеспечения надежной и безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов и минимальных энергозатратах на перекачку. Выполнение поставленной задачи невозможно без эффективного планирования и постоянного контроля параметров режимов работы магистрального нефтепровода (МН). Планирование включает в себя тепловой и гидравлический расчет всех возможных режимов работы МН и выбор наиболее оптимальных из них. Практика показала, что чем выше точность расчетов параметров режима, тем эффективнее планирование работы МН. В 2010 г. по данным ОАО «Северные МН» в 18% случаев погрешность расчетов параметров режима превышала заявленную величину равную 7 %, в результате чего происходило нарушение сроков проведения плановых ремонтных работ, а так же договорных обязательств по объемам грузооборота транспортируемой нефти. В 10% случаев причиной являлось недостаточно корректное определение исходных данных.

Диссертация выполнена на основании результатов научных исследований работы МН «Уса-Ухта» и МН «Ухта-Ярославль». Транспортируемая по этим нефтепроводам нефть отличается сложными физико-химическими и реологическими свойствами (значительным содержанием асфальтенов, смол и парафинов, высокой вязкостью, повышенным статическим напряжением сдвига).

С момента начала эксплуатации МН «Уса-Ухта» и «Ухта-Ярославль» с 1973года ее реологические свойства значительно ухудшились, что объясняется нарастающими объемами добычи высокопарафинистых высокозастывающих нефтей Харьягинского, Кыртаельского, Верхневозейского, Ардалинского и других месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

В последние годы были разработаны методика расчетов и программный комплекс «ТчШРАЬ», которые повысили эффективность процесса планирования технологических режимов МН, однако опыт их применения выявил факторы, учет которых был проведен в недостаточном объеме. Прежде всего, речь идет об учете неньютоновских и тиксотропных свойств перекачиваемых нефтей.

Таким образом, представляется актуальным развитие указанных разработок с целью повышения точности расчета параметров режима перекачки.

Поскольку безопасность транспортировки нефти напрямую связана с уровнем обеспечения контроля за режимом работы МН, актуальным является также разработка алгоритма по автоматизации процесса выявления причин отклонений фактических параметров режима работы МН от плановых и минимизации часовых отклонений фактического от планового электропотребления.

Цель работы

Совершенствование методов планирования технологических режимов и контроля процесса перекачки нефти по магистральным нефтепроводам, на примере МН «Уса-Ухта» и МН «Ухта-Ярославль».

Основные задачи исследований

1. Анализ существующих способов планирования и контроля параметров работы магистральных нефтепроводов.

2. Совершенствование методики определения реологических свойств высокопарафинистых нефтей и выбора модели течения с учетом их неньютоновских свойств.

3. Усовершенствование методики пересчета паспортных характеристик центробежных насосных агрегатов с воды на неньютоновскую нефть.

4. Определение величины нагрева нефти при прохождении через насосные агрегаты на нефтеперекачивающей станции.

5. Анализ и классификация причин отклонения расчетных и фактических давлений установившихся режимов перекачки нефти.

6. Разработка методики минимизации почасовых отклонений электропотребления при транспорте нефти.

Методы решения поставленных задач

При решении поставленных задач проводились лабораторные и промышленные исследования на действующем неизотермическом нефтепроводе с применением современного оборудования для лабораторных исследований, прошедшего поверку на государственных стандартных образцах (ГСО).

Кроме того, для оценки сходимости результатов расчета по предлагаемым методикам с фактическими данными и определения точности полученных функциональных зависимостей использовались методы математической статистики.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются магистральные нефтепроводы «Уса — Ухта» и «Ухта - Ярославль» ОАО «Северные МН» (далее по тексту ОАО «СМН»), перекачивающие реологически сложные нефти в условиях неизотермического режима работы.

Научная новизна

1. Установлено, что смеси неньютоновских нефтей Тимано-Печорской провинции, транспортируемых по магистральным нефтепроводам «Уса-Ухта» и «Ухта-Ярославль», обладают выраженными тиксотропными свойствами. Обнаруженные свойства явились основанием к изменению критерия достижения равновесного напряжения сдвига при построении кривых течения тиксотропных нефтей.

2. Выявлено, что учет реальных значений эффективной вязкости неньютоновских нефтей приводит к заметному улучшению сходимости с экспериментом пересчитанных паспортных характеристик насосных агрегатов с воды на вязкопластичную нефть (при пересчете мощности и КПД на 4% и 3 % соответственно).

3. Обнаружено, что снижение величины нагрева нефти на каждом работающем насосном агрегате (НА) при их последовательном соединении на НПС связано с постепенным разрушением надмолекулярной структуры парафиновых углеводородов.

На защиту выносятся

1. Результаты экспериментальных исследований температурных зависимостей реологических характеристик смеси неньютоновских нефтей Тимано-Печорской провинции, транспортируемых по МН «Уса-Ухта» и МН «Ухта-Ярославль».

2. Критерий достижения равновесного напряжения сдвига при построении реологических кривых течения нефти, обладающей тиксотропными свойствами.

3. Методика пересчета паспортных характеристик насосных агрегатов с воды на неньютоновскую нефть, а также модель изменения величины нагрева нефти на НПС в зависимости от количества работающих насосных агрегатов.

4. Классификация причин отклонений фактических от расчетных давлений на МН и алгоритм их выявления, позволяющий автоматизировать процесс контроля.

5. Методика минимизации почасовых отклонений электропотребления при транспорте нефти, включающая в себя идентификацию мощностных характеристик насосного парка и алгоритм подбора оптимальной комбинации работающих насосных агрегатов.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

1. Разработан и апробирован в ОАО «Северные МН» алгоритм для автоматизации процесса выявления причин отклонений фактических и расчетных давлений на нефтепроводе.

2. Разработан стандарт организации СГО-23.080.00.00-СМН-014-11 «Методика пересчета паспортных характеристик центробежных насосных агрегатов с воды на нефть с учетом неньютоновских свойств».

3. Усовершенствована методика определения реологических характеристик высокопарафинистых нефтей с учетом их неньютоновских свойств, чем обеспечено повышение точности расчета потерь напора на трение (погрешность не более 7% по сравнению с 15 % по существующей методике) путем изменения критерия достижения равновесного напряжения сдвига при построении кривой течения нефти. Методика включена в методические указания к лабораторным работам по дисциплине «Исследование реологических свойств нефти и транспорт аномальных нефтей» для магистров нефтегазовых специальностей УГТУ.

4. Разработан стандарт организации СТО-75.180.00-СМН-015-11 «Методика минимизации почасовых отклонений электропотребления при транспорте нефти», по результатам внедрения которого в ОАО «СМН», получен годовой экономический эффект — 4,8 млн. руб.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на 7-ом и 8-ом конгрессах нефтепромышленников России «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2007, 2009г. ), 10-й и 11-й научно-технической конференции молодежи ОАО «Северные МН» (г. Ухта, 2009, 2010 г.), региональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» ( г. Ухта, 2008, 2009, 2010 г), региональном семинаре «Состояние и перспективы разработки высоковязких нефтей и битумов» (г. Ухта, 2007 г.), международной молодежной научной конференции «Севергеоэкотех» (г. Ухта, 2009, 2010 г.)

Принятые обозначения:

ОАО «СМН» - Открытое акционерное общество «Северные магистральные нефтепроводы»

МН - Магистральный нефтепровод

ПМ - Программный модуль

АСУ ТП - Автоматизированная система управления технологическим процессом

ИТ - Информационные технологии

НИТ - Новые информационные технологии

ИНС Искусственные нейронные сети

НСИ - Нормативно-справочная информация

КРД - Камера регулирования давления

ЦДУ - Центральное диспетчерское управление

МНА - Магистральный насосный агрегат

НПС - Нефтеперекачивающая станция

ПА - Подпорный насосный агрегат

ПСД - Проектно-сметная документация

ВИП - Внутритрубный инспекционный прибор

РНУ - Районное нефтепроводное управление ОАО МН

ОАСУ - Отдел автоматизированных систем управления

ОГМ - Отдел главного механика

ОГЭ - Отдел главного энергетика

ОЭН - Отдел эксплуатации нефтепроводов

СТР - Служба технологических режимов, отдел главного технолога, группа по расчету технологических режимов в составе других отделов

СДКУ - Система диспетчерского контроля и управления нефтепроводом

ТТО - Товарно-транспортная служба, товарнотранспортный отдел

ФГУ - Фильтр - грязеуловитель

КП - Контрольный пункт

Заключение диссертации по теме «Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ», Федоров, Павел Владимирович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. На основании проведенных лабораторных исследований смеси неньютоновских нефтей транспортируемых по МН «Уса-Ухта» и «Ухта-Ярославль» был предложен критерий оценки равновесного напряжения сдвига при построении кривых течения нефтей, обладающих тиксотропными свойствами.

2. Усовершенствована методика пересчета паспортных характеристик центробежных насосных агрегатов с воды на нефть с учетом ее неньютоновских свойств.

3. Показано, что наблюдаемое в исследуемых магистральных нефтепроводах снижение величины нагрева нефти на каждом работающем НА при их последовательном соединении на НПС может быть связано с постепенным разрушением надмолекулярной структуры парафиновых углеводородов.

4. Разработан и опробован алгоритм для автоматизации процесса выявления причин отклонений фактических и расчетных давлений в трубопроводе, транспортирующем неньютоновские нефти.

5. Разработана и внедрена как стандарт организации «Методика минимизации почасовых отклонений электропотребления при транспорте нефти», включающая в себя идентификацию мощностных характеристик насосного парка и алгоритм подбора оптимальной комбинации работающих насосных агрегатов, что позволило по результатам промышленного внедрения работы получить годовой экономический эффект- 4,8 млн .руб.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Федоров, Павел Владимирович, 2011 год

1. Ахметов P.M., Ливанов Ю.В.,Матвиенко A.B. Диспетчеризация и учет на нефтепроводах.- М.: «Недра», 1976, 351с.

2. Коршак A.A., Нечваль A.M., Трубопроводный транспорт нефти , нефтепродуктов и газа.- Уфа: Дизайн Полиграф Сервис,2005.-516с.

3. ОР-03.220.99-КТН-092-08 «Регламент разработки технологических карт, расчета режимов работы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».

4. ОР-03.100.50-КТН-093-08 «Регламент по технологическому управлению и контролю за работой магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».

5. Руководство «Расчет оптимальных режимов работы нефтепроводов для тгерекачкЕГ нефтей~со сложными" реологическими свойствами». Ухта: 2005.-283 с.

6. ОР-91.140.50-КТН-036-09 «Планирования и учёта потребления электроэнергии в ОАО МН ОАО «АК «Транснефть»

7. Шаммазов A.M., Козачук Б.А., Дмитриева М.В. и др. Программные средства моделирования и расчета основных технологических параметров работы нефтепроводных систем // Нефтегазовое дело, т.1. Информационные технологии. 2003г. стр. 37- 43.

8. Кутуков С.Е. Применение интеллектуальных систем для мониторинга режимов эксплуатации нефтепроводов. // Нефтегазовое дело, т.1. Информационные технологии. 2003г. стр. 46-60.

9. Васильев В.И., Ильясов Б.Г. Интеллектуальные системы управления с использованием генетических алгоритмов:^Учпос. / УГАТУ-- Уфа, 1995г.-101с.

10. Васильев В.И., Ильясов Б.Г. Интеллектуальные системы управления с использованием нечеткой логики: Уч. пос. /УГАТУ.- Уфа, 1995г.-101с.

11. Кутуков С.Е. Информационно-аналитические системы магистральных нефтепроводов. М.: СИП РИА, 2002г.-324с.

12. Манов H.A., Чукреев Ю.Я., Успенский М.И. и др. Новые информационные технологии в задачах оперативного управления электроэнергетическими системами. Екатеринбург: УрО РАН, 2002г.-205с.

13. Мастобаев Б.Н., Шаммазов A.M. Химические средства и технологии в трубопроводном транспорте нефти -М., «Химия», 2002.

14. Тугунов П.И. Нестационарные режимы перекачки нефтей и нефтепродуктов.-М.: «Недра», 1984, 224 с.

15. Лыков A.B. Теория теплопроводности. M.: Высшая школа, 1967. -599 с.

16. Исследование теплового взаимодействия газопровода с вечномерзлым грунтом на севере Тюменской области. Тюмень, 1979 г. ВНТИЦ Копия отчета о НИР. 1982 г. Т832870 ТФК 19.

17. Черникин В.И. Перекачка вязких и застывающих нефтей.-М.:Недра,1968.

18. Тугунов П.И. Неустановившиеся режимы работы «горячих» магистральных нефтепроводов.-.: ВНИИОЭНГ, 1971.

19. Губин В.Е.,Скрипников Ю.В.Неизотермическое течение вязкопластичных нефтей по трубопроводу// Сб.тр./ВНИИСПТнефть.-Уфа: ВНИИСПТнефть, 1972.-Вып.9.

20. Марон В.И., Юфин В.А. Коэффициент гидравлического сопротивления «горячих» нефтепроводов. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1974, №2, с.3-4

21. Шутов А.А.,Губин В.В. Прогрев грунта в процессе пуска «горячего» трубопровода.-Нефтяное хозяйство, М., 1974,№7,с. 11-17

22. Губин В.В., Шутов А.А. Остывание подземного трубопровода, заполненного парафинистой нефтью Нефтяное хозяйство, М., 1975, №7. с. 69-71.

23. Гаррис H.A., Тугунов П.И. Режим работы «горячего» нефтепровода при уменьшении температуры нагрева нефти. — Нефтяное хозяйство, 1975, № 11, с.42 44.

24. Кривошеин Б.Л., Агапкин В.М. Нестационарные тепловые потери подземных трубопроводов. ИФЖ, т.ЗЗ, 1977, № 2, с.339-346.

25. Гаррис H.A., Тугунов П.И., Новоселов В.В. Экспериментальная проверка метода теплового баланса для расчета нестационарных режимов подземных трубопроводов, — Транспорта хранениенефти-и нефтепродуктов, 1977, № 10, с. 23 25.

26. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и .нефтепроводов. — М.: Недра, 1981, 176 с.

27. Губин В.Е., Губин В.В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. -М.: Недра, 1982, 292 с.

28. Кривошеин Б.Л., Тугунов П.И. Магистральный трубопроводный транспорт. -М.: Недра, 1985, 238 с.

29. РД 39-021-00 Методика расчета параметров работы неизотермического нефтепровода / Гумеров А. Г., Шутов A.A., Дьячук А.И. и др. // Астана, -2001.-221 с.

30. РД 75.180.00-КТН-198-09 «Унифицированные технологические расчеты объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов»

31. Ким Д.П., Рахматуллин Ш.И. О законе распределения температуры в магистральном нефтепроводе с промежуточными насосными станциями//Нефтяное дело, 2005

32. Ким Д.П., Рахматуллин Ш.И. Степень влияния дифференциального напора, подачи и адиабатического сжатия нефти на ее нагрев в центробежном насосе//Нефтегазовое дело, 2005

33. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Р.Н.Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. — Уфа: Гилем, 1999, 464 с.

34. Черникин В.И. Перекачка вязких и застывающих нефтей. — М: Гостоптехиздат, 1958 164 с.

35. ГОСТ Р ИСО 5725-1-2002. Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов-измерений.

36. Тетельмин В.В., Язев В.А. Реология нефти. Учебное издание .-М.: Граница,2009.-256 е.: ил.

37. Жуйко П.В. Разработка принципов управления реологическими свойсвами аномальных нефтей.-Ухта: УГТУ, 2003.

38. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. М.,Недра, 1975,- 168 с.

39. Малкин А.Я., Исаев А.И. Реология: концепции, методы, приложения/ пер. с англ. СПб, : Профессия, 2007 — 560 с.

40. Щукин Е.Д., Перцов A.B., Амелина Е.А. Коллоидная химия.- М.: Изд-во МГУ, 1982.- 348 с.

41. Федоров П.В., Некучаев В.О.,Челинцев С.Н и др.О методике определения реологических свойств высокозастывающих нефтей //«Трубопроводный транспорт теория и практика.», №6, Москва, 2010г.

42. Евдокимов И.Н., Елисеев Н.Ю. Молекулярные механизмы вязкости жидкости и газа. Часть 1. М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2005. -59 с

43. Виноградов Г.В., Малкин А.Я. Реология полимеров. М., Химия, 1977.-438с.

44. Френкель Я.И. Кинетическая теория жидкостей. М. — JL: Наука, 1975.

45. Ратов А.Н. Механизмы структурообразования и аномалии реологических свойств высоковязких нефтей и битумов// Российский хим. Журн. 1995. Т. 39, №5. С. 106-113.52. ГЛЗ

46. Айзенштейн М.Д. Центробежные насосы для нефтяной промышленности. М., Гостоптехиздат, 1957.

47. Степанов А.И. Центробежные и осевые насосы. М., Машгиз, 1960.

48. Колпаков Л.Г. Центробежные насосы магистральных нефтепроводов. М. Недра, 1985.

49. Ляпков П.Д. «О влиянии вязкости на характеристику погружных центробежных насосов». Труды ВНИИнефтегаз, вып. 41, 1964, стр. 71107.

50. Михайлов А.К. Малюшенко В.В. Лопастные насосы. М. Машиностроение, 1977.

51. Центробежные нефтяные насосы для магистральных нефтепроводов. ВНИИАЭН. М. Издательство ЦИНТИХИМнефтемаш, 1981.

52. Колпаков Л.Г. «Приближенный метод пересчета КПД-магистральных центробежных насосов при перекачке нефтей различной вязкости» НТС «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов», № 2, 1974.

53. Мирзаджанзаде А.Х. и др. Гидравлика в бурении и цементировании нефтяных и газовых скважин. М. Недра, 1977.

54. Губин В.Е., Губин В.В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. М. Недра, 1982.

55. Гумеров А.Г., Колпаков Л.Г., Бажайкин С.Г. Центробежные насосы в системах сбора, подготовки и магистрального транспорта нефти. М.: Недра, 1999.

56. СТО-23.080.00.00-СМН-014-11 «Методика пересчета паспортных характеристик центробежных насосных агрегатов с воды на нефть с учетом неньютоновских свойств».

57. РД-75.180.00-КТН-198-09 «Унифицированные технологические расчеты объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов»

58. Ким Д.П., Рахматуллин Ш.И. О законе распределения температуры в магистральном нефтепроводе с промежуточными насосными станциями//Нефтяное дело, 2005

59. ОР-03.220.99-КТН-092-08 «Регламент разработки технологических карт, расчета режимов работы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».

60. ОР-03.100.50-КТН-093-08 «Регламент по технологическому управлению и контролю за работой магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».

61. РД -35.240.00-КТН-207-08 «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения.»

62. РД 153-39.4-056-00 «Правила технической эксплуатации МН».

63. РД-08.00-60.30.00-КТН-016-1-05 «Руководство по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций»

64. РД-91.020.99-КТН-335-06 «Нормы проектирования нефтеперекачивающих станций».

65. ОР-13.01-60.30.00-КТН-006-1-02 «Регламент организации контроля за НТП».

66. СНиП 2.05.06-85* «Магистральные нефтепроводы».

67. РД 153-39.4-113-01 «Норма технологического проектирования

68. ОР-03.220.99-КТН-092-08 «Регламента разработки технологических карт, расчета режимов работы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть»

69. ОР-91.140.50-КТН-036-09 «Планирования и учёта потребления электроэнергии в ОАО МН ОАО «АК «Транснефть»