Эффективность работы магистрального газопровода (1). Спбгуап группа 4736 httpsnew guap rui03contacts
 Скачать 1.46 Mb.
|
|
Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ВВЕДЕНИЕ Эффективность работы магистрального газопровода (МГ) во многом определяются техническим состоянием объектов и оборудования, обеспечивающих его функционирование, и рациональностью их использования. В процессе эксплуатации МГ меняется состояние линейной части и оборудования компрессорной станции (КС), что предопределяет изменение пропускной способности МГ и, следовательно, параметров его работы даже при постоянной производительности. В этих условиях, эксплуатационному персоналу приходиться решать следующие задачи выбор оптимальной технологической схемы работы МГ при заданной производительности его работы, выбор технологической схемы газопровода для реализации максимальной пропускной способности газопровода при фактическом состоянии объектов и оборудования, разработки мероприятий по улучшению технико – экономических показателей работы МГ. Анализ работы МГ имеет целью установить степень использования установленной мощности и экономичности выполняемой работы на транспорт газа. При этом появляется возможность выделить лимитирующие элементы МГ либо отличающиеся повышенной энергоемкостью. Полученные данные являются базой для разработки организационно – технических мероприятий по улучшению использования оборудования и эффективности его работы. СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист потребностей в нефтепродуктах и газе населенных пунктов, находящихся вблизи трасс нефтепродуктопроводов и газопроводов, от них прокладывают отводы или ответвления из труб сравнительно малого диаметра, по которым газ непрерывно отводится в эти населенные пункты. С интервалом 10 30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные краны или задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта. С обеих сторон линейного крана на газопроводе имеются свечи для выпуска газа в атмосферу при авариях. Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная, которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигнала телеизмерения и телеуправления. Располагаемые на трассе станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением противокоррозионному изоляционному покрытию. На расстоянии 10 20 км друг от друга вдоль трассы размещены усадьбы линейных обходчиков, в обязанность которых входит наблюдение за исправностью своего участка и устройствами электрической защиты трубопровода от коррозии. Магистральный газопровод подает газ к газораспределительным станциями контрольно-распределительным пунктам, где его очищают от механических примесей, конденсата и влаги, замеряют проходящий объем, снижают давление и одорируют (если это не было выполнено на головных сооружениях газопровода) перед подачей к потребителю. Вблизи конечного участка магистрального газопровода у потребителя создаются подземные хранилища газа, предназначенные для регулирования сезонных и суточных неравномерностей газопотребления. [3] СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист Магистральные газопроводы, как уже указывалось, по способу укладки делят на подземные и надземные. Глубину заложения газопроводов до верха трубы следует принимать при подземной прокладке при диаметре менее мм — 0,8 м при диаметре 1000 мм и болеем на болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению 1,1 м в песчаных барханах, считая от нижних отметок межбарханных оснований — 1 м в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин — 0,6 м. Надземная прокладка допускается в пустынных районах, болотистых мечтах, горных районах, районах горных выработок и оползней на неустойчивых грунтах, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия. Наземная прокладка допускается на участках с резкопересеченным рельефом местности, а также в заболоченных местностях при этом газопровод укладывается в специально возводимые земляные насыпи, устроенные с тщательным послойным уплотнением и поверхностным закреплением грунта. [4] СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист m - коэффициент условий работы трубопровода, для транспортирования природного газа при подземной прокладке, для труб диаметром менее 1200 мм четвертая категория m=0,9 [1]; к - коэффициент надежности по металлу, для данной марки стали к [1]; кн - коэффициент надежности по назначению, для газопроводов с условным диаметром 1000 мм и внутренним давлением 5,4 МПа, кн) Коэффициент ψ 1 =l при сжимающих продольных осевых напряжениях пр > O. При пр , определяется по формуле (2.4) Первоначально принимаем ψ 1 =1 Рассчитаем предварительную толщину стенки (2.5) Мы имеем право выбрать толщину стенки δ =10 мм, но вследствие высокой коррозионной активностью грунта, по ТУ 14-3-1698-2000 марки стали 17Г1С-У принимаем толщину стенки δ =11 мм. Продольные осевые напряжения рассчитаем по формуле (2.6) где Δt - расчетный перепад температур μ - коэффициент Пуассона, μ =0,3 [1]; α t - коэффициент линейного расширения металла, СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист (2.11) Окончательно принимаем трубу диаметром 1020>11мм. СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводе проверку производят по условиям (3.4) (3.5) где- максимальные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металл трубы кольцевые напряжения в стенках трубопровода от нормативной внутреннего давления нормативное сопротивление материала растяжению (сжатию, зависящее о марки стали, в расчетах принимается) где - минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода. Для проверки по деформациям находим 1) Кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки - внутреннего давления (3.7) Коэффициент определяется по формуле СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист Для отрицательного температурного перепада для условие, не выполняется, так как Проверка на недопустимые пластичные деформации не соблюдается. Увеличиваем радиус упругого изгиб м, тогда для отрицательного температурного перепада СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 4 Методы диагностирования линейной части МГ Диагностические методы контроля технического состояния ЛЧ МГ на протяжении нескольких лет претерпевали всевозможные изменения, дополнения, а также разработку и внедрение новых методов. В настоящее время если можно так выразится методы диагностики представляют собой комплекс в состав, которого входят аэрокосмическая съемка трасс магистральных трубопроводов с использованием цветной, многозональной инфракрасной радиочастотной и других методов съемки внутритрубная дефектоскопия приборное обследование подводных переходов магистральных трубопроводов диагностика изоляционных покрытий геодезическое позиционирование вертолетные обследования - визуальные и со съемкой наземных и надземных трубопроводных систем, осуществляемый при наземных обследованиях и с вертолетов испытание и переиспытание участков трубопроводов гидравлическими или пневматическими методами внутренним давлением. На особо ответственных участках МГ, требующих постоянного контроля, для диагностики создаются автоматизированные системы телеметрического комплекса для получения информации о действительных условиях эксплуатации трубопровода и его взаимодействии с окружающей средой. СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист Основные технические характеристики профилемеров приведены в таблице 1., особенности и искажения формы газопровода в таблице 2. Таблица 1 – Основные технические характеристики используемых снарядов- профилемеров Минимальное проходное сечение 0,6 н Минимальный проходной радиус изгиба 1,5 н при повороте на 90 0 Максимальное давление 8,0 МПа Допустимая скорость пропуска 2,0…5,0 мс Оптимальная скорость пропуска 3,0 мс Время непрерывной работы 45 часов Регистрируемые отклонения формы поперечного сечения 1,0…2,0 мм Таблица 2 – Выявленные снарядами-профилемерами особенности и искажения формы газопровода Особенности положения газопровода - радиусы кривизны газопровода в плане и профиле - углы поворота газопровода в плане и профиле Искажения формы поперечного сечения труб - овальность - вмятины - выпуклости - гофры Основные компоненты диагностического обследования линейных участков магистральных газопроводов 1. Подготовка участка газопровода к обследованию 2. Инспекция газопровода внутритрубными снарядами-дефектоскопами 3. Обработка, интерпретация и представление результатов инспекции 4. Анализ результатов инспекции и оценка технического состояния участка газопровода СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист Для диагностики таких протяженных сооружений, как магистральные трубопроводы, эффективной является внутритрубная дефектоскопия, и эта идея была реализована в х годах посредством создания снарядов- дефектоскопов, которые, перемещаясь в потоке по трубопроводу, осуществляют сбор информации о дефектах. Внутритрубная дефектоскопия базируется на применении двух методов - магнитного и ультразвукового. Внутритрубная магнитная дефектоскопия основана на сравнении параметров магнитного поля в средах с разными магнитными характеристиками. Внутритрубное устройство включает в себя постоянный магнит, который создает магнитный поток в продольном направлении вокруг всей окружности и через толщину стенки трубы. По мере перемещения устройства вдоль трубопровода, электромагнитное поле перемещается по стенке трубы. Поток остается в стенке трубы до тех пор, пока в ней не появится дефект. Вместе дефекта по наружной или внутренней поверхности создается поле потока, лежащее снаружи стенки трубы. Искажение поля потоком индуцирует сигналы в одну или несколько групп катушек, расположенных между полюсами магнита и направленных вокруг окружности трубы (рисунок 3). Полученный электрический сигнал и его расположение относительно трубопровода, записывается на фотопленку. После этого проводится просмотри распечатка показаний (рисунок 4). Рисунок 3 – Рассеяние магнитного потока вместе дефекта СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист Рисунок 5 – Снаряды-дефектоскопы типа ДМТ ДМТП-1 ДМТП-2 Рисунок 6 – Снаряды-дефектоскопы поперечного намагничивания типа ДМТП Основные характеристики снарядов-дефектоскопов и дефекты с особенностями приведены в таблице 2 и 3, соответственно. СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист Элементы обустройства газопровода и другие особенности - защитнве кожухи (патроны) на переходах через дороги - пригрузы (хомутовые и кольцевые построение металлические чугунные) - посторонние металлические предметы вблизи газопровода Таким образом, все магнитные методы, используемые для контроля состояния стенок магистральных трубопроводов, обычно сводятся к следующей последовательности действий промагничивание стенки трубы в процессе движения снаряда- дефектоскопа съем информации сдатчиков магнитного поля накапливание данных на борту дефектоскопа анализ полученной информации в стационарных условиях, решение так называемой обратной задачи, те. восстановление реальной картины аномалий стенки трубы по отснятым магнитограммам. Устройство внутреннего магнитного контроля позволяет индикаторным способом обнаружить следующие дефекты коррозия, царапины, вмятины, гофры, твердые точки, особенно чувствительные к дефектам, вызываемым коррозией (например, язвенная коррозия или механические дефекты, имеющие трехмерное измерение. Однако это устройство ненадежно при обнаружении дефектов в форме трещин, особенно ориентированных вдоль образующей трубы, т.к. такие дефекты не вызывают достаточно высокое возмущение поля магнитного потока. Вмятины, гофры, ненормативные изгибы обнаруживаются, т.к. ласты датчиков, содержащие чувствительные катушки, отслаивают поверхность трубы и создают тем самым сигнал. Твердые точки обнаруживаются, т.к. имеют магнитную проницаемость, отличную от проницаемости металла. Регистрация данным устройством коррозионных дефектов в значительной степени зависит от глубины дефекта. СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист Устройство измерения толщины стенки предназначено для обнаружения дефектов посредством прямого измерения толщины стенки, но при этом необходима жидкостная пленка между датчиком и трубой. Одним из способов использования данного устройства на газопроводе может быть перемещение устройства по газопроводу в потоке жидкости между двумя поршнями. Ультразвуковая технология имеет целый ряд преимуществ o ультразвуковые устройства не зависят от скорости перемещения в трубопроводе o эти устройства могут обнаруживать все виды трещин o ультразвуковые устройства могут проводить измерения абсолютной толщины, позволяют определить большие перспективы этого метода обнаружения и регистрации большинства типов дефектов. При использовании устройств внутреннего контроля необходимо выполнение следующих основных условии (на примере газопровода газопровод должен быть оборудован камерами запуска и приема, а также линейными кранами с полным открытием газопровод должен иметь повороты с радиусом не менее ограниченного размерами самого устройства газопровод должен обеспечивать определенный, технически необходимый для получения истинных сигналов, режим движения устройства с определенной скоростью. При этом верхний предел ограничивается примерно 10—12 км/час, что в значительной степени снижает производительность газопровода (примерно в 3-4 раза обнаружение большинства дефектов в сварных швах и прилегающей за ними зоной практически невозможно на газопроводе должны отсутствовать все внутренние вмятины величиной более толщины стенки СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 5 Методы ремонта газопроводов газораспределительных сетей Ремонт магистрального газопровода представляет собой комплекс технических мероприятий, направленных на восстановление основных фондов объектов магистрального газопровода. Его цель поддержание и восстановление первоначальных эксплуатационных характеристик объектов газопровода. Ремонт линейной части магистрального газопровода подразделяется на плановый и внеплановый (аварийный. Плановый ремонт осуществляется в соответствии с Положением о планово-предупредительном ремонте линейной части и технологического оборудования магистральных газопроводов. Система ППР – совокупность организационно-технических мероприятий по надзору, техническому обслуживанию и ремонту оборудования, проводимых по заранее составленному плану и способствующих увеличению долговечности его работы, предупреждению аварий, повышению культуры эксплуатации и уровня организации ремонта оборудования. Сущность ее заключается в том, что после отработки каждой единицы оборудования заданного числа часов, независимо от ее технического состояния, проводят определенный вид планируемого обслуживания. Структура ремонтного цикла определяет перечень видов ремонта и последовательность их выполнения в период между капитальными ремонтами или между вводом в эксплуатацию оборудования и первым капитальным ремонтом. Длительность ремонтного цикла – время между двумя очередными капитальными ремонтами или между вводом в эксплуатацию и первым капитальным ремонтом. Длительность межремонтного периода – время непрерывной работы оборудования между очередными плановыми ремонтами и осмотром или осмотром и ремонтом. СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист дефектный участок. Проведение такого вида ремонта возможно только на основе проведения сплошного диагностического контроля трубопровода с применением ВИС, позволяющих выявлять дефекты трубопровода, требующие ремонта. Внеплановый, или аварийный ремонт, представляет собой работы, связанные с ликвидацией аварий и повреждений магистрального газопровода. К внеплановому ремонту относятся ликвидация аварий, возникающих вследствие действия подземной коррозии и из-за разрывов сварных стыков и газопровода по телу трубы закупорки газопровода, приводящие к полной или частичной его остановке неисправности оборудования и др. В зависимости от сложности, объема и сроков ремонта эксплуатирующая организация привлекает определенные силы и средства для ликвидации аварий. В процессе аварийного ремонта особое внимание уделяют соблюдению требований техники безопасности. СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист уплотнение – 8, тем самым перекрывая свищевое отверстие. После перекрытия гайка – 9, шпильки – 7 отвинчивается и приспособление снимается. Поверхность трубы, прилегающая к перекрытому свищевому отверстию, зачищается от грязи и остатков изоляции и упрочняется полимерным композиционным материалом, армированным стеклотканью. После отвердения упрочняющего полимерного покрытия срезается свободный конец шпильки – 7 и восстанавливается изоляционное покрытие. Ремонтный хомут ВГ-101 представлен на рисунке 10. Применение ремонтного хомута целесообразно при перекрытии свищевых повреждений и единичных сквозных коррозийных каверн диаметром до 25 мм независимо от места их расположения на поверхности трубопровода. Хомут надевается на трубу в непосредственной близости от дефекта. На нем устанавливается при помощи стяжных болтов полностью собранный стакан – 1. Перемещением по трубе стакан надвигается на дефект. Правильность установки стакана в зоне определяется поначалу интенсивного выхода газа из отводного шланга. После фиксации стакана и хомута натяжными шпильками выход газа в приямок должен полностью прекратиться. После прекращения выхода газа из-под зафиксированного стакана, завинчивается до упора затвор – 3, при этом полностью прекращается выход газа из отводного шланга. После окончания работы на поверхности трубы должны быть устранены повреждения изоляции, а приямок засыпан мягким грунтом. Ремонтная муфта представлена на рисунке 11. Ремонтная муфта предназначена для перекрытия свищевых коррозийных повреждений, размеры которых не позволяют использовать для их ремонта устройство для заделки свищей и ремонтного хомута. При монтаже полумуфты располагаются таким образом, чтобы дефектное место оказалось внутри уплотняющего кольца – 5 СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts Изм. Лист № докум. Подпись Дата Листа газ 1 5 4 б) Рисунок 9 – Ремонт при помощи хомута ВГ-101: а – установка устройства на свищ б – заделка свища. 1 – стакан 2 – отводной шланг 3 – винтовой затвор 4 – хомут 5 - натяжной болт. СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист нормативно-технических документов (СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России- М. : ГУП ЦПП, 1998; СНиП 111-42-80*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России- М. : ГУП ЦПП, 1998). Ремонт композиционными материалами осуществляется без остановки газопровода при снижении рабочего давления. На участках где идет ремонт при несквозных и других повреждениях (гофр, механических повреждениях и т. п, проходное давление снижается не менее чем на 30% от максимального разрешенного давления на этом участке. Восстановление (ремонт) изоляции и засыпку вскрытого участка газопровода, не имеющего повреждений металла труб, необходимо проводить вручную при снижении давления газа не менее чем на 10%. Для ремонта дефектов трубопроводов применяются два типа полимерных композиционных материалов заливной и муфтовый. Заливной ПКМ используется для заполнения дефектов, связанных с потерей металла по толщине стенки трубы. Муфта ПКМ обеспечивает восстановление несущей способности труб с дефектами. Заливные ПКМ: клей '' Монолит' ( ВНИИГАЗ) и молекулярметаллы фирмы '' Диаманто'' – '' Металлопластик'' ГМбХ ( Германия, показавшие наилучшие адгезионные и прочностные характеристики. Муфтовые ПКМ: гибкий анизотропный рулонированный стеклопласт (ГАРС), композиционная спиральная муфта ( КСМ), углеродно однонаправленная (УОЛО-300-1). Поставка ПКМ производится в соответствии сданными сертификатов качества завода-изготовителя. Ширина муфтовой композиционной ленты составляет 300_+ 20 мм. Длина стандартных муфт рассчитана на восемь слоев намотки. Заливной ПКМ применяется для дефектов небольшой площади (царапины, задиры, дефекты типа каверны, питтинговая коррозия. Ремонт труб с применением полимерных композиционных материалов производится для следующих типов дефектов - общая коррозия ( наружная и внутренняя СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ЛИТЕРАТУРА 1 СНиП 2.05.06.85* Магистральные трубопроводы / Госстрой СССР- М ГП ЦПП,1985.- с. 2 ОНТП -51-1-85 Магистральные трубопроводы /Госстрой СССР. - М ГП ЦПП, 1985.- с. 3 Правила технической эксплуатации Магистральных газопроводов. ВРД 39-1.10-006-2000* 4 Земенков Ю.Д., Эксплуатация магистральных газопроводов Учебное пособие. – Тюмень, ТюмГНТУ, с. 5 Громов В.В., Козловский В.И. Оператор магистральных газопроводов- М.,Недра»,1981.-245с. 6 Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: Учебное пособие. Уфа ООО «ДПС», с. 7 Быков ЛИ, Мустафин Ф.М., Рафиков С.К., Нечваль. А.М., Лаврентьев А.Е. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: Учебное пособие- С-П, Недра, с. СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts оз. Чертово оз. Сенмуто оз. Часел ьское оз. Войкарский Сор оз. Шурышкарский Сор оз. Варнаты оз. Ярато 1-е оз. Ярато 2-е оз. Ямбуто оз. Хасато оз. Ярато оз. Ямбуто оз. Ямбуто оз. Нёйто оз. Периптавето Над ым Обь Надым скаяОбь Тивтейях а Бо л.О бь Худосей Печаль кы Ке мп аж Толька Еркалнадей пур Тан л о ва ях а Сыня Та з Ю ри бей Ямсов ей Собь Ты дэо тта Ва рк а-Сыльки Ха ра мп ур Вэн га пу р Ме ссо яха Ка ра ль ка Гл уб оки йПол уй По ёл ав ая ха Ру сск ая(Л уце йя ха ) То та ях а Бол.Ш ирта Ку но ват Пур Пу рп е Лон гот ъеган Соб ты ега н Байдарата Пяс еда яха Там бей Су хо йП олу й М удуйяха Ме сс оях а Хадутт э Надояха Пр ав. Хет а Пыяко яяха Бол .Ха ды ръях а Вэн уй еу о Бол .Тот ыдэ от та ях а Таз Во йк ар П ок оль ка Час елька П ур Хе йги яха Хэтыль кы Щучья Рат та Ло га сьеган Нг ын ес ёя ха Ма л. Об ь Ёрку таяха Толька Мордыя ха Ай ва се да пу р Ярудей Щ уч ья Лёкот осё Есяях а Нгарка- Лыбанга ях а Тан лова Ныда Еваяха Нады м Нга рка -Та бъях а Та з Ваты льк а Ха ля ях а Яс ав эй ях а Ха бэй яха Пякупур Ягенетта Таб ъяха Ю ри бе й Келлог Яртояха Юрибей Пя к у пу р Ка ра Ха раса вэй Ет ып ур Нё йт аяха Ях ад ыя ха Лев .Хе тт а Полуй ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! СЕВЕРНЫЙ ПОЛЯРНЫЙ КРУГ ЯГУ Б А О. БЕЛЫЙ о. Шокальског о о. Вилькицкого м. Скуратова м. Белый п ро л ив Мал ыгин а о. Олений О В С К А Я Г У Б А О Б С К А Я Г У Б А Б А Й Д А Р А Ц К А Я Г У Б А м. Белужий Нос о. Литке м. Хонарасаля залив Шарапов Шар о- ва Ш ар ап ов ы Ко ш ки Мыс Каменный Х АНТЫ -МАНСИЙСКИЙ АВТОНОМНЫЙ ОКРУГ ОКРУГ СИБИ РСКИ Й ФЕДЕ РАЛЬ НЫ Й ОКРУ Г 72° 00' 60°00' 66°00' 72°00' 78°00' 84°00' 90°00' 68° 00' 64° 00' 40 41 42 43 44 45 R Q P $ ! $ ! " " $ ! $ ! # ! $ ! # " $ " " & $ # $ ! $ # # # $ # $ # # # $ # # # $ % # # " # $ # " # " & ! # " & " # $ " $ % $ # $ " $ ! $ ! $ ! $ ! $ # # ! $ ! $ ! # ! $ ! $ ! $ ! $ ! $ ! # ! $ # " & $ ! $ % # # $ # " # # ! # ! # ! # # # ! # # $ " $ & $ # $ ! # # $ # ! & $ % $ % " % " & ! & ! & ! & ! & # % # # $ # $ # # % ! & $ % $ & " % $ # " & $ % " % $ % " % " % " % # # $ # $ # " % # # $ # $ # " & " # # % $ % $ & " # " & " & $ % # & " # $ ! ! # $ ! # # $ ! " # # & $ # $ # " & " & # ! $ & $ # " # " " $ ! $ ! " ! # ! " # $ ! $ # " # $ ! # # $ & $ ! $ ! $ ! $ & # & $ & $ # $ # " # " " $ ! $ ! $ ! $ ! " ! # # # # $ ! " & $ # $ & $ # " # ! # " # " # # ! $ ! $ " " # # ! $ ! $ ! $ # $ ! $ ! $ # $ # $ # $ ! " # $ ! # # $ # # # $ ! $ ! $ ! # # $ ! $ ! $ " $ ! $ ! $ & $ # # & $ & $ & $ & # & $ % $ & $ ! " # " # $ # $ " # # $ # $ ! # # $ # " # $ ! # ! $ ! $ & # & # & $ ! $ ! $ # $ # # & # # # # # & # ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! ! 55 54 60 58 61 63 65 68 70 69 76 75 64 74 73 78 71 80 81 66 102 82 98 101 84 85 87 90 96 100 97 104 103 106 112 113 108 110 111 125 117 109 122 119 182 181 180 178 177 175 92 94 115 114 105 116 95 93 152 126127 91 128 130 137 134 136 138 140 143 145 156 157 162 121 170 171 187 186 139 142 190 141 147 146 192 149 154 155 153 204 207 166 208 210 211 209 174 59 62 72 79 77 86 88 89 120 123 124 179 117 129 135 144 160 159165 163 164 176 172 173 214 169 167 158 189 191 148 150 161 151 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 56 57 83 131 132 133 184 185 188 189 213 221 220 219 218 217 216 215 168 205 203 194 196 197 198 195 193200 202 201 222 223 224 183 199 67 99 107 118 206 КАРТА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ УРАЛЬСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ ОКРУГ Я МАЛО -НЕНЕЦКИЙ АВТОНОМНЫЙ ОКРУГ в 1 сантиметре 50 километров 250 км 0 50 100 150 УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ Горю чие полезные ископае мые: Границы: Субъектов РФ Федеральных округов ! ! ! ! ! Р айонов и автономных округов ! ! ! ! ! Гидрография: Моря, озера, водохранилища, реки Р ечная сеть, бе реговая линия Топографическая основа: " ! Не фть (крупное) # ! Не фть среднее Нефть (малое) " " Не фть и газ (крупное) # " Не фть и газ среднее Нефть и газ (малое) ! # Не фть и газоконденсат (уникальное) " # Не фть и газоконденсат (крупное) # # Не фть и газоконденсат среднее Нефть и газоконденсат (малое) ! % Газ горючий (уникальное) " % Газ горючий (крупное) # % Газ горючий среднее Газ горючий (малое) ! & Газоконде нсат и газ (уникальное) " & Газоконде нсат и газ (крупное) # & Газоконде нсат и газ среднее Газоконденсат и газ (малое) П одготовлено Ф ГБУ «ВСЕГЕИ» в рамках выполнения Государстве нного задания Федерального агентства по недропользованию от 27. 12. 2018 г Карта составлена по состоянию на 01. 09. 2019 г. Све де ния о полезных ископаемых приведены по ГБЗ на 01. 01. 2019. |