WWW.KONF.X-PDF.RU
БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА - Авторефераты, диссертации, конференции
 

Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |

«ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПОЖАРНОЙ И ФОНТАННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В ВЫСОКОЛЬДИСТЫХ МЕРЗЛЫХ ПОРОДАХ ...»

-- [ Страница 3 ] --

Например, изучение информации и геологического строения ачимовских отложений [21] с целью увеличения прироста запасов газа и газового конденсата на Уренгойском НГКМ было начато еще в начале 90-х прошлого века. На некоторых скважинах строительство не было завершено в силу возникших осложнений бурения. Одним из таких примеров долгостроя времен перестройки явилась разведочная скважина Р-715, которая находится на расстоянии 36 км севернее г. Новый Уренгой и 8 км от установки комплексной подготовки газа № 6 (УКПГ-6). Работы по строительству скважины Р-715 были начаты 30.08.1992 г. и продолжены в 1993 г., проводились предприятием ОАО «Уренгойнефтегазгеология». На скважине была смонтирована буровая установка «Уралмаш-4Э».



Проектная конструкция скважины: кондуктор 426 мм спущен на глубину 400 м; первая техническая колонна 299 мм спущена на глубину 1350 м; вторая техническая колонна 219 мм спущена на глубину 3550 м;

эксплуатационная колонна 139,7 мм спущена на глубину 3800 м.

Дальнейшее бурение было остановлено 01.06.93 г. из-за возникшего геологического осложнения. Во время восстановления циркуляции на глубине 3730 м при плотности раствора 1770…1780 кг/м3 произошло поглощение бурового раствора в объеме 40 м3 за 30 мин. Восстановить уровень раствора в затрубном пространстве скважины его доливом не удалось, поглощение раствора продолжалось. Только после подъема инструмента до глубины 2811 м стало возможным полностью долить скважину и замкнуть цикл циркуляции, при этом потери раствора составили 190 м3. Промывку вели при закрытом превенторе через штуцерную батарею с противодавлением на пласт. Из скважины шел газовый конденсат, затем пошел чистый газ. В дальнейшем в процессе закачек и приготовления тяжелого раствора давление на устье стало снижаться (до 32 МПа). Для предотвращения гидратообразования в скважине в трубное и затрубное пространства проводили подкачивание горячего раствора хлорида кальция с периодическим снижением давления через штуцер. Во время очередной операции по подкачиванию раствора скважина перестала принимать, давление упало до нуля. Ствол скважины оказался перекрыт газогидратной пробкой. Работы были прекращены.

В начале нынешнего столетия на основании договора ООО «Уренгойгазпром» (ныне ООО «Газпром добыча Уренгой») и ЗАО «НПО «УренгойГеоресурс» последнему было поручено восстановить буровое оборудование, ликвидировать осложнение, завершить цикл бурения, обсадить ствол эксплуатационной колонной и провести испытания скважины. Через месяц после начала работ на скважине при растеплении оставленных в скважине бурильных труб произошла первая серьезная авария (Приложение А). В процессе промывки скважины через НКТ диаметром 60,3 мм, спущенных на глубину 480 м, раствором хлорида кальция при разрушении газогидратной пробки в трубах произошел резкий скачок давления. НКТ начало выдавливать из скважины. В момент закрытия шлипс в специальной шлипсовой катушке НКТ смонтированный на ней ВП-50 (вертлюг промывочный) упёрся в крюкоблок и произошел загиб НКТ.

При подъеме крюкоблока с целью выравнивания НКТ крюкоблоком создали избыточную нагрузку, что привело к разгерметизации во фланцевом соединении между крестовиной и задвижкой ЗМС 70 х 80. По образовавшемуся пропуску скважина заработала газоконденсатной смесью.

Авария была ликвидирована наворотом шарового крана на муфту бурильной трубы диаметром 127 мм с помощью специального приспособления. На шаровом кране была закреплена крестовина 80 х 70. Дальнейшие работы по растеплению скважины проводились с помощью койлтюбинговой установки М-20-01. В связи с выходом ее из строя дальнейшее производство работ по растеплению скважины стало невозможным.

Для предотвращения замерзания трубного и возможного растепления затрубного пространств были начаты работы по закачке жидкости глушения q = 1780 кг/м3 через буровой инструмент 127 мм с выходом раствора через затрубное пространство. При проведении последующей закачки 3 м3 жидкости глушения произошло растепление затрубного пространства и резкое увеличение давления до 41 МПа. Резкий скачок давления в затрубном пространстве привел к гидроудару и нарушению герметичности во фланцевом соединении между крестовиной плашечного превентора ПП-230/80 х 70 и гидроприводной задвижкой ЗМГ 80 х 70 на рабочем выкиде противовыбросового оборудования. В результате образования негерметичности во фланцевом соединении скважина заработала газом (рисунок 2.13).

1 – колонная головка; 2 – крестовина плашечного превентора;





3 – плашечный превентор; 4 – универсальный превентор;

5 – надпревенторная катушка; 6 – гидроприводная задвижка;

7 – бурильный инструмент (труба); 8 – задвижка с ручным приводом;

9 – верхняя крестовина; 10 – угольник; 11, 12 – патрубки;

13 – тройник; 14 – фланец с БРС Рисунок 2.13 – Схема обвязки устья скважины при нарушении герметичности фланцевого соединения верхней крестовины на бурильном инструменте Для снижения давления и уменьшения пропусков газоконденсатной смеси [1] были открыты гидроприводные задвижки на рабочий и аварийный отводы. О возникновении фонтана было сообщено в противофонтанную службу.

По прибытию специалистов противофонтанной службы к месту аварии было обследовано устье скважины, сделаны замеры загазованности в радиусе 50 м и установлены предупреждающие знаки.

Для ликвидации истечения газоконденсатной смеси из расслабленного фланцевого соединения между крестовиной плашечного превентора и гидроприводной задвижкой было принято решение провести закачивание тампонирующего материала. С этой целью к аварийному отводу подсоединили задавочную линию с КВД (кран высокого давления) и переводником от фланцевого соединения 80 х 70 на быстроразъемное соединение (БРС) для подсоединения к линии агрегата ЦА-320 (рисунок 2.14). Закачивание тампонирующего материала, состоящего из алюминиевых шаров диаметрами 10…20 мм, обрезков клинового ремня и пенькового каната диаметрами 10…40 мм и скрепленных с помощью солидола, проводили до минимизации пропусков газа. После закачивания шестого «тампона», когда пропуски газа стали незначительными, были заменены шпильки на фланцевом соединении крестовины плашечного превентора и гидроприводной задвижки на рабочем отводе. Спустя некоторое время в процессе штуцирования (Рзатр = l,5 МПа) вновь увеличились пропуски по отремонтированному фланцевому соединению крестовины плашечного превентора и гидроприводной задвижки на рабочем отводе. Таким образом, закачивание тампонирующего материала и замена шпилек на аварийном соединении не решило проблемы устранения газопроявлений. Необходимо было искать другое решение.

Такое решение было найдено. Было изготовлено специальное приспособление для ввода в рабочий отвод и установки в аварийном соединении резинового уплотнения (пакера), способного перекрыть проходное отверстие, через которое истекала газоконденсатная смесь.

Конструкция приспособления не сложная. Оно состоит из равнопроходной катушки диаметром 80 мм и длиной 440 мм, к которой крепится фланец. В отверстии фланца нарезана трапецеидальная резьба 48 х 8. В полость катушки помещено резиновое уплотнение (пакер), оснащенное тремя канавками в виде «ласточкин хвост».

1 – колонная головка; 2 – крестовина плашечного превентора;

3 – плашечный превентор; 4 –универсальный превентор;

5 – надпревенторная катушка; 6 – гидроприводная задвижка;

7 – бурильный инструмент (труба); 8 – задвижка с ручным приводом;

9 – верхняя крестовина; 10, 15 – угольник; 11, 12, 13, 14 – патрубки;

16 – тройник; 17 – кран КШЦ Рисунок 2.14 – Схема обвязки устья скважины при нарушении герметичности фланцевого соединения подпревенторной катушки Для установки приспособления (рисунок 2.15) демонтировали рабочий отвод от фланца задвижки до тройника 80 х 70 и установили глухой фланец на тройник рабочего отвода. На фланец гидроприводной задвижки ЗМГ 80 х 70 на место рабочего отвода смонтировали вышеописанное приспособление. После открытия задвижки осуществили ввод пакера в полость гидравлической задвижки и трубной головки при помощи винта.

Вручную прикрыли гидроприводную задвижку до упора в винт приспособления. Убедившись, что пакер застопорился шибером задвижки, отвели винт и до конца закрыли гидравлическую задвижку. Давление скважинной среды по уплотнениям «ласточкиного хвоста»

загерметизировало имеющиеся пропуски. Демонтировали приспособление, и на его место установили «глухой» фланец, тем самым закончив работу по ликвидации газопроявления.

После этого скважина была заглушена, в стволе скважины был установлен цементный мост и скважина была законсервирована.

Анализируя результаты работ по ликвидации газопроявления на данной скважине можно сделать ряд выводов. При проведении работ на скважине были созданы условия, приведшие к замораживанию скважины. В свою очередь, при растеплении скважины не были соблюдены условия безопасного растепления газогидратной пробки, что привело к возникновению гидравлического удара и нарушению герметичности скважины.

При ликвидации газопроявления было апробировано несколько технических решений, и только одно из них оказалось эффективным, что говорит об индивидуальности каждого газопроявления, каждого открытого фонтана. Это подтверждает правильность методологического подхода Кустышева А.В. к сложным ремонтам скважин, относящего работы по ликвидации газопроявлений и открытых фонтанов к наиболее сложным фонтаноопасным ремонтам [77].

1 – колонная головка; 2 – крестовина плашечного превентора;

3 – плашечный превентор; 4 – универсальный превентор;

5 – надпревенторная катушка; 6 – гидроприводная задвижка;

7 – бурильный инструмент (труба); 8 – задвижка с ручным приводом;

9 – верхняя крестовина; 10, 15 – угольник; 11, 12, 13, 14 – патрубки;

16 – тройник; 17 – шаровой кран КШЦ

–  –  –

Другим эффективным техническим решением оказалась технология, использованная на скв. № 207 Ямбургского НГКМ при ликвидации выброса газа в процессе освоения после завершения работ по гидравлическому разрыву пласта [79] (Приложения А, Б).

Глубина скважины составляла 3987 м, пластовое давление – 61,5 МПа, пластовая температура – 97,7 °С, давление на устье – 49,6 МПа, коэффициент аномальности – 1,6. Скважина оборудована комплексом подземного оборудования, состоящего из пакера и циркуляционного клапана. На устье скважины смонтирована сборка из превентора ППР-2-185х70 (сдвоенный) и оборудования для проведения гидравлического разрыва пласта, состоящего из фланца 180х70-65х70 (адаптерный), переходной катушки 65х70-БРС–3", крестовины, трех кранов высокого давления, и испытано на давление 54,5 МПа.

Перфорация скважины проводилась зарядами DW8g TTG Linв 42 мм плотность 20 отв./пм в интервале 3804…3816 м. После перфорации скважина заработала фонтаном в пульсирующем режиме, дебит составил 4,8 м3/сут. При отработке скважины на штуцере 4 мм показатели скважины были следующими: Р – 0,6…3,2 МПа, t – 2 °С.

После проведения ГРП попытка открыть циркуляционный клапан для промывки и глушения скважины не увенчалась успехом. Скважину загерметизировали для принятия решения.

При подготовки плана работ для дальнейшего производства работ давление в трубном пространстве выросло до значения 40,5 МПа, и появились пропуски по фланцевому соединению переходной катушки, адаптера (рисунок 2.16). Принято решение по замораживанию трубного пространства путем закачки технической воды в трубное пространство.

При закачке в трубное пространство технической воды образовалась водогазоконденсатная смесь. В затрубе находился буровой глинистый раствор плотностью 1750 кг/м3. После закачки технической воды в трубное пространство с целью заморозки устья давление в трубном пространстве составило 0,02 МПа, в затрубе снизилось до атмосферного.

1 – муфта кондуктора; 2 – колонная головка; 3 – трубная головка;

4 – плашечный превентор; 5 – БРС; 6 – пробковый кран;

7 – планшайба; 8 – крестовина; 9 – ручное управление плашечными превенторами; 10 – скважина

–  –  –

После заморозки демонтирован фланец переходной катушки, адаптера, по фланцевому соединению которого наблюдался пропуск газа.

После обследования устья скважины произвели монтаж койлтюбинговой установки, оборудованной насадкой диаметром 38,1 мм и обратным клапаном для проведения работ по растеплению скважины.

При спуске безмуфтовой длинномерной трубы (БДТ) со скоростью 0,15…0,25 м/с получили жесткую посадку на глубине 183 м. Провели промывку, подъем до глубины 50 м и повторный спуск БДТ, и на глубине 183 м получили опять жесткую посадку. Приняли решение полного подъема для осмотра обратного клапана и воронки. При демонтаже грисинжектора из-за несоосности автокрана произошел слом переводника в переходной катушке. По слому пошли интенсивные пропуски газоводоконденсатной смеси (рисунок 2.17).

1 – муфта кондуктора; 2 – колонная головка; 3 – трубная головка;

4 – плашечный превентор; 5 – ручное управление плашечными превенторами; 6 – планшайба; 7 – скважина Рисунок 2.17 – Схема обвязки устья скважины на момент возникновения газопроявления после слома переводника дополнительной переходной катушки Согласно аварийному расписанию, буровая бригада произвела глушение двигателей внутреннего сгорания и обесточила буровую. Далее произведено оповещение руководства бурового предприятия, оцепление зоны возникновения газоводонефтепроявления и вызвано аварийноспасательное формирование Северной военизированной части.

На момент возникновения фонтана на устье скважины осталась буровая мобильная установка «CREMCO-600», койлтюбинговая установка М-20 и автокран с зацепленным гризинжектором. Согласно разработанному плану, после прибытия пожарного расчета были смонтированы 4 поста с лафетами для проведения орошения устья скважины во избежание возгорания, так как на устье образовалась сильная загазованность.

Возгорание повлекло бы за собой уничтожение дорогостоящего оборудования и человеческие жертвы, что крайне недопустимо и непоправимо. После расположения пожарных расчетов непрерывно производили орошение устья и демонтаж оборудования для очистки приустьевой зоны для проведения работ по ликвидации фонтана [19].

Вручную в условиях загазованности была выкопана водоотводная траншея для осушения приустьевой территории. Демонтаж инжектора и сломанной катушки боевой расчет Северной военизированной части производил под газоконденсатной струей при постоянном орошении пожарных постов с четырех сторон, исключая всякую возможность возникновения возгорания. При демонтаже был задействован автокран, который находился на устье. Сложность заключалась еще и в том, что данный кран не был специально подготовлен для проведения такого рода работ.

При расчистке устья возникли сложности по демонтажу ПВО, так как мешали тросы от мачты подъемника и распорочные тросы, центрирующие ПВО. Рискуя жизнью после шести часов непрерывной работы, удалось освободить устье скважины от тросов и далее произвести демонтаж ПВО.

Затем произвели демонтаж переходной катушки. Параллельно оперативным звеном готовилась запорно-устьевая сборка для наведения на устье фонтанирующей скважины. После очистки устья произвели подготовку базы для наведения ЗУС, для чего демонтировали рабочую площадку и укрытие буровой установки. После очистки устья демонтировали ФА. По окончании подготовки произвели ревизию устья скважины на предмет возможности наведения ЗУС. Убедившись в возможности монтажа, смонтировали тросовую оснастку с обводными роликами на трубную головку. Далее при помощи автокрана произвели наведение и монтаж ЗУС на устье фонтанирующей скважины с открытыми стволовыми задвижками, тем самым создав компактную струю через отводную трубу. После крепления специально подготовленным комплектом шпилек произвели закрытие задвижек ЗУС, тем самым ликвидировав газоводопроявление, сохранив при этом дорогостоящее буровое оборудование и недопущение перехода аварии в открытый неуправляемы и неконтролируемый фонтан. Нужно отметить, что данная ликвидация проводилась впервые в мировой практике с помощью простой специально неподготовленной техникой, в частности простого автокрана. Конечно, это был риск, но благодаря высокопрофессиональным и слаженным действиям звеньев противофонтанной службы и пожарных расчетов операция по ликвидации прошла успешно без повреждений и потери техники, а также не пострадал и не получил травм личный состав подразделений. Причиной данного фонтана стало применение техники, не предназначенной для проведения данного вида работ, что является грубым нарушением в области промышленной безопасности. На сегодняшний день накоплен громадный опыт по ликвидации открытых газовых фонтанов и пожаров на скважинах, расположенных в суровых климатических условиях Западной Сибири и Ямала [79].

2.4 Состояние работ по ликвидации открытых газовых фонтанов и пожаров на месторождениях Крайнего Севера На сегодняшний день накоплен громадный опыт по ликвидации открытых газовых фонтанов и пожаров на скважинах, расположенных в суровых климатических условиях Западной Сибири и Ямала (Приложение А).

Здесь постоянно ведутся поисково-разведочные работы новых залежей нефти и газа. Поисковые работы продвигаются все дальше на север в удаленные и необжитые места. Буровые работы ведутся здесь в условиях недостаточной изученности геологического разреза, поэтому высока вероятность возникновения аварий, газопроявлений и даже открытых газонефтяных фонтанов.

Например, при строительстве поисково-оценочной скважины № 56 произошла авария, переросшая вначале в газопроявление, а позднее в открытый газовый фонтан с возгоранием. Данная скважина является опасным производственным объектом, на которой можно рассматривать наиболее часто встречающиеся аварии, характерные для этой категории скважин. Она служит наглядным примером возникновения подобных аварий, перерастающих в открытый фонтан, и наиболее характерных технических приемов его ликвидации [80 – 82].

Скважина расположена на полуострове Ямал. Климатические условия расположения скважины оказывают существенное влияние на организацию производства буровых работ, на график и режим работы буровых бригад.

Здесь требуется повышенное внимание на трудовую дисциплину персонала, на соблюдение технологических приемов работы, на внимательность и оперативность инженерно-технического персонала, руководящего технологическим процессом. Несоблюдение этих условий может привести к авариям и даже открытым фонтанам.

На момент возникновения аварии скважина, относящаяся к категории поисково-оценочных, закончена бурением, и на ней начаты работы по опробованию (испытанию объектов эксплуатации).

При опробовании одного из объектов методом перфорации (перфорация VIII объекта, пласт АУ10) произошел выброс, при устранении которого произошло разрушение глухой плашки, переросшее в открытое фонтанирование с последующим возгоранием.

Конструкция скважины типична для испытаний глубоких скважин на юрские отложения. Кондуктор диаметром 426 мм спущен на глубину 415 м, на 135 м выше проектной отметки, не перекрыв подошву ММП, что может явиться одной из причин смятия обсадных колонн в зоне мерзлых пород.

Первая промежуточная колонна 324 мм спущена на проектную глубину 1250 м. Вторая промежуточная колонна 245 мм спущена на проектную глубину 3296 м, на 4 м не достигнув проектной отметки. Потайная колонна 194 мм установлена в интервале 2786…3393 м. Эксплуатационная колонна 140 мм спущена практически на проектную глубину 3599 м.

Устье скважины оборудовано колонной головкой ОКК3-70К1-ХЛ с установленной на ней трубной головкой, входящей в комплект фонтанной арматуры АФ6-80/6570 К1-ХЛ, и двухплашечным превентором 2ППР 18070, оснащенным трубными плашками диаметром 73 мм и глухими плашками такого же типоразмера.

Устьевое оборудование опрессовано совместно с верхней частью эксплуатационной колонны в интервале 0…2108 м на давление 20,3 МПа. По результатам испытаний скважина признана герметичной. Скважина в указанном интервале была заполнена солевым раствором СГС-18 плотностью 1050 кг/м3, разработанным ОАО «СевКавНИПИгаз».

Перед проведением прострелочно-взрывных работ (ПВР) эксплуатационная колонна (как это делается всегда) была шаблонирована шаблоном диаметром 89 мм. Затем колонна была перфорирована в интервале 1806…1825 м зарядом ЗПК89-АТ-М-04.

Следует отметить, что при проведении перфорационных работ на скважине не велся постоянный контроль за объёмом вытесняемого из скважины раствора, что недопустимо и в конечном итоге привело к аварии.

Долив недостающего раствора в скважину проводился при подъёме перфоратора до глубины 50 м от устья через задавочную трубную линию цементировочным агрегатом ЦА-320 и продолжался во время подъема перфоратора до 50 м. После этого буровая бригада удалялась на безопасное расстояние, а члены геофизического отряда производили осмотр перфоратора. При этом контроль полноты долива скважины солевым раствором определялся визуально переливом жидкости через верх плашечного превентора, что является грубейшим нарушением техники безопасности по причине отсутствия точных данных уровня жидкости в скважине, а также загрязнения рабочей площадки и высокой вероятности получения травм обслуживающим персоналом.

Таким способом были проведены шесть спускоподъемных операций с перфоратором. При этом объём долитого раствора в скважину и его плотность также не контролировались.

После проведения седьмого спуска и срабатывания перфоратора был начат подъём отстреленного перфоратора. С глубины 1000 м были начаты работы по доливу раствора в скважину. При нахождении перфоратора на глубине 650 м начались перелив раствора через превентор и провисание каротажного кабеля. Для устранения провисания кабеля скорость подъёма инструмента была увеличена до 6000 м/ч. Тем не менее, несмотря на принятые меры, спустя несколько секунд перелив раствора перешёл в фонтанирование до высоты ротора буровой установки. Геофизический кабель начал с огромной скоростью вылетать из скважины и ложиться на мостки.

Струёй раствора из скважины был выброшен перфоратор с каротажным кабелем. При аварийной ситуации произошло неполное закрытие глухих плашек превентора и разрушение одной из плашек превентора, скважина перешла в открытое фонтанирование. Причиной разрушения плашки явилось создание в превенторе избыточного давления в связи с тем, что в процессе ускоренного закрытия глухих плашек персонал забыл открыть задвижку на факельную линию для сброса избыточного давления. Это может свидетельствовать о растерянности обслуживающего персонала и плохом знании им положений аварийного расписания при возникновении нефтегазопроявлений.

Тактические приемы ликвидации открытого газового фонтана (Приложение Б):

Для ликвидации аварии согласно «Аварийного расписания» [64] было перекрыто движение постороннего транспорта по подъездной дороге к фонтанирующей скважине. На скважину прибыла оперативная группа противофонтанной службы, были определены границы опасной зоны и проведено обследование устья скважины и территории опасной зоны.

Прибыли пожарные расчеты, дислоцированные вблизи фонтанирующей скважины.

Были начаты работы по расчистке подходов к устью скважины. В связи с большой загазованностью на устье скважины, так как фонтанирующая струя распылялась об элементы конструкции основания буровой установки, были начаты работы по расшивке основания буровой установки для открытия задвижек на отводы противовыбросового оборудования.

В этот момент произошли возгорание фонтанирующей струи и падение вышки буровой установки. Несмотря на фонтанирование скважины с возгоранием, на устье скважины были продолжены работы по разбору и растаскиванию с устья скважины металлоконструкций и емкостного парка с постоянным орошением объекта работ, с целью снижения температуры нагреваемого под воздействием пламени оборудования и создания водяной завесы, препятствующей дальнейшему распространению пожара (рисунок 2.18) [19].

Рисунок 2.18 – Растаскивание металлоконструкций и оборудования с устья скважины Далее были начаты работы по доставке и размещению возле устья скважины специального оборудования противофонтанной службы для ликвидации фонтана.

Для определения возможности глушения скважины и прекращения поступления газа из пласта была оценена возможность управления задвижками трубной головки на фонтанирующей горящей скважине, и проведена сборка задавочной линии, через которую в скважину был закачан некоторый объем воды для определения приемистости пласта.

Подача воды в скважину осуществлялась тремя насосными установками с максимальной производительностью. Резка металлоконструкций и растаскивание оборудования от устья скважины осуществлялись с помощью мобильного лазерного технологического комплекса МЛТК-20 [60]. Для создания водо-охлаждающей завесы производилось орошение устья скважины пожарными расчетами из лафетных стволов. За счет растаскивания оборудования удалось создать на устье скважины компактную струю газа (рисунок 2.19).

Рисунок 2.19 – Создание компактной струи газа на устье скважины После определения приемистости подача воды в скважину была прекращена.

Перед монтажом запорно-устьевой сборки на устье горящей скважины была подготовлена тросовая оснастка, состоящая из крановой подвески КП-25 и траверсы.

Для снятия ПВО и трубной головки провели раскрепление фланцевого соединения трубной головки с верхней катушкой головки обсадной трубы.

Провели установку струбцин, тросов для снятия ПВО и трубной головки.

Осуществили переоснастку КП-25 для демонтажа трубной головки и ПВО, демонтировали траверсы.

Провели демонтаж трубной головки и аварийного ПВО, оттащили их от устья скважины (рисунок 2.20).

–  –  –

Для наведения на горящее устье скважины ЗУС были установлены направляющие ролики для тросовой оснастки, смонтировано устройство тросовой оснастки, подготовлено оборудование к его наведению на устье скважины.

С помощью тросовой оснастки на устье скважины под горящим факелом была наведена ЗУС с двумя превенторами и газоотводной трубой и закреплена на колонной головке. При этом скважина работает через газоотводную трубу (рисунки 2.21, 2.22) [83, 85].

–  –  –

После наведения ЗУС на устье фонтанирующей скважины и отвода струи горящего пламени на безопасную высоту смонтировали линию глушения и осуществили глушение аварийной скважины при постоянном орошении устья (рисунок 2.23) [81].

В процессе глушения в скважину последовательно закачали:

техническую воду (плотностью 1001 кг/м3) в объёме 55 м3, снизив первоначальное давление, равное 14,5 МПа, до атмосферной величины, затем раствор хлорида кальция (СаС12) плотностью 1260 кг/м3 в объёме 23 м3, блокирующий раствор с наполнителем Полицелл-ЦФ в объёме 10 м3, раствор СГС-18 (плотностью 1050 кг/м3) в объеме 20 м3. Причем давление закачки не превышало давление опрессовки технологической колонны труб.

–  –  –

В результате аварийная скважина была заглушена, избыточное давление на устье скважины отсутствует. На этом работы по ликвидации фонтана были завершены.

После ликвидации фонтана были проведены работы по контролю за скважиной, согласно плану работ. В дальнейшем скважина подлежит ликвидации или на ней можно продолжить дальнейшие работы по поиску углеводородного сырья.

Анализ работ на скважине показал следующее.

Во-первых, причиной аварии на скважине и последующего за нею открытого газового фонтана явилась, в первую очередь, халатность персонала, который не следил за доливом промывочной жидкости.

Во-вторых, незнание персоналом практических действий при возникновении нештатных ситуаций, формальное обучение персонала методам ликвидации и предупреждения ГНВП.

В-третьих, недостаточная квалификация инженерно-технических работников при выполнении работ согласно плану работ. Мастер и технолог должны были пересчитать и проверить соответствие плотности задавочной жидкости условиям проведения перфорационных работ. Это действие не было сделано, специалисты полагались целиком на план работ, что явилось грубым нарушением организации производства и их должностных инструкций, что свидетельствует о низком уровне знаний промышленной безопасности техническим персоналом бурового подрядчика.

В-четвертых, сработал пресловутый человеческий фактор. Как обычно, при смене вахты в условиях труднодоступности места бурения скважины и непредсказуемости метеоусловий (непродолжительное время летной погоды) наблюдалось отсутствие должного контроля со стороны инженерно-технических работников, формальное ведение журналов.

Тем не менее, при ликвидации открытого фонтана оправдалось требование, направленное на исключение работы человека в опасной зоне при расчистке завала металлоконструкций и сокращение сроков по расчистке устья от металлолома. На данной конкретной скважине, взятой в качестве примера, резка металлоконструкций составила 1 сут, расчистка устья – 14 сут, глушение скважины – менее 1 сут.

В целом при проведении работ на аналогичных скважинах необходимо учитывать следующие моменты:

- нельзя проводить работы при отсутствии достоверной геологической информации по скважине;

- в процессе подготовительных работ к прострелочно-взрывным работам необходимо грамотно осуществлять расчет плотности бурового раствора с учетом фактической глубины интервала перфорации;

- в процессе строительства скважины необходимо полностью перекрывать зону многолетнемерзлых пород, что предотвратит возможное смятие обсадных колонн и возникновение газоводонефтепроявления;

- при проведении перфорационных работ необходимо вести строгий контроль за объёмами вытесняемой и доливаемой жидкостей глушения.

Для повышения надежности строительства и испытания скважин необходимо неукоснительное соблюдение требований правил безопасности, технологий, регламентируемых проектами разработки месторождений и проектами на строительство скважин, нормативными документами на испытание скважин, повышение качества контроля за параметрами строительства скважин и величинами давлений в строящейся скважине.

В заключении следует констатировать, что в результате обобщения и анализа причин возникновения аварии на скважине, перешедшей в режим фонтанирования с возгоранием, были приняты оптимальные технологические решения для ликвидации аварии и выработан ряд мероприятий организационно-управленческого характера, направленного на предотвращение в дальнейшем подобных ситуаций.

Еще раз отметим, что наряду с безусловными плюсами также существуют и минусы по применению МЛТК 20, такие как его громоздкость.

Для доставки данного комплекса оборудования необходимы 3 трала. Это влечет дополнительные финансовые, а самое главное временные затраты.

Самым главным фактором при ликвидации фонтанов является временной.

При ликвидации фонтана первой сложности из-за длительной подготовки он может перерасти в фонтан последней категории, и на ликвидацию потребуются дополнительные как финансовые, так и технические ресурсы.

Причиной помехи в работе может стать и плохая погода, которая не дает сфокусироваться лучу для резки. Еще немаловажным фактором является отсутствие электролинии напряжением 380 Вт; не на каждой разведочной скважине возможно ее создать. Поэтому нельзя не брать во внимание методы более простые и просчитываемые, которые можно применить при любых погодных условиях при разработке новых месторождений, включая разведочные скважины.

Наиболее крупным за последние годы был фонтан на Харасавэйском месторождении [81] (разведочная скважина № 72).

Месторождения Крайнего Севера характеризуются суровыми климатическими условиями, слабой геологической изученностью и отсутствием дорог. Бурение скважин в этих условиях затруднено, а применение безлюдной технологии эксплуатации требует надежности конструкций скважин и повышенных мер пожарной и противофонтанной безопасности [19, 20, 81].

Рассмотрим на примере разведочной скважины № 72, расположенной в удаленном районе Крайнего Севера, мероприятия по ликвидации открытого газового фонтана.

Классическая конструкция такой скважины представляет собой:

кондуктор 426 мм, спущенный на глубину 400 м; первая техническая колонна 299 мм, спущенная на глубину 900 м; вторая техническая колонна 219 мм, спущенная на глубину 2100 м; эксплуатационная колонна 146 мм, спущенная на глубину 2700 м. В скважине были перфорированы интервалы 2648…2655, 2655…2662, 2618…2632, 2560…2579, 2536…2547, 2520…2532, 2335…2345 м, которые после опробования были ликвидированы цементными мостами, установленными на глубинах 2500…2550, 2555…2558, 2608…2605, 2635…2665 м. Устье скважины было оборудовано колонной головкой 16 х 12 х 5 х 8 007 – и фонтанной арматурой 2х2,5-700 (фирма «Кымпина»). Следует отметить, что верхний продуктивный горизонт (ТП1-6) не испытывался, а последний испытанный горизонт (БЯ1) цементным мостом не был перекрыт, что противоречит требованиям правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности и действующего нормативного документа по консервации скважин.

При обследовании скважины, пробуренной в 1991 году и длительное время находящейся в консервации, были обнаружены интенсивные пропуски газоконденсатной смеси по соединениям «нулевой патрубок – муфта кондуктора», «муфта кондуктора – кондуктор», «адаптер – коренная задвижка», «коренная задвижка – надкоренная задвижка», а также по верхнему межколонному пространству между первой и второй техническими колоннами. При этом струя газоконденсатной смеси из соединения между коренной и надкоренной задвижками достигала 5 м. Подъездных путей к скважине нет (рисунок 2.24).

Рисунок 2.24 – Газопроявления на устье скважины

С целью уменьшение величины пропусков газоконденсатной смеси по соединениям трубной головки и получения компактной струи флюида был осуществлен так называемый «слом» фонтанной арматуры по фланцевому соединению «адаптер – коренная задвижка» и удалена ее верхняя часть с устья скважины при помощи болотохода. Для обеспечения безопасности работ по ликвидации открытого газового фонтана и снижения загазованности устья и территории скважины струю газоконденсатной смеси подожгли. В результате огнем была охвачена приустьевая зона в радиусе 40 м (рисунок 2.25).

Рисунок 2.25 – Горящий открытый газконденсатный фонтан Осмотр устья горящей скважины показал, что из адаптера оставшейся части фонтанной арматуры наблюдается компактная струя газоконденсатной смеси, а нижняя часть устья скважины окутана пламенем, исходящим из под колонной головки, при этом языки пламени вырываются из соединений затрубных задвижек трубной головки.

Было установлено, что кондуктор 426 мм разорван, первая техническая колонна 299 мм также разорвана.

Вся компоновка оборудования скважины удерживается второй технической колонной 219 мм и эксплуатационной колонной 146 мм.

В этих условиях необходимо было сохранить от воздействия пламени вторую техническую колонну 219 мм. Для этого были развернуты два пожарных автомобиля на берегу близлежащей неглубокой и маловодной речки. Речка была перегорожена, и из этой импровизированной запруды пожарными автомобилями было организовано орошение устья скважины из пожарных стволов и заполнение кратера скважины водой (рисунок 2.26).

Рисунок 2.26 – Орошение устья фонтанирующей скважины После этого была проведена расчистка территории вокруг устья, изготовлена специальная площадка для работы на устье скважины, проведена геодезическая съёмка местности.

Необходимо отметить, что работы велись в сложнейших климатических условиях: при короткой продолжительности светового дня, постоянных дождях и отсутствии подъездных путей к устью фонтанируемой скважины. Поэтому доставка оборудования и материалов осуществлялась воздушным транспортом из города Надым, поселка Пангоды, города Тюмени, города Оренбург, поселка Ямбург, а также баржами из порта Ямбург северным морским путем, в обход полуострова Ямал.

Для удаления с устья остатков фонтанной арматуры и колонной головки был проведен их отстрел при помощи 85 мм артиллерийского орудия, доставленного из города Екатеринбург воздушным путем. В результате отстрела устьевого оборудования скважина стала работать по эксплуатационной колонне компактной струей высотой 25 м (рисунки 2.27, 2.28).

–  –  –

Рисунок 2.28 – Компактный газоконденсатный фонтан Для обеспечения безопасного ведения работ на устье горящей скважины было наведено устройство [82], представляющее собой санное основание с закрепленной на нем газоотводной трубой диаметром 370 мм и высотой 5 м.

С помощью этого устройства удалось оторвать пламя от устья и поднять его на высоту 5 м, что дало возможность отрезать вторую техническую и эксплуатационную колонны специальной гидравлической труборезкой (конструкция Оренбургской военизированной части). Отрезание колонн проводилось с расчетом посадки неразъемного колонного фланца ФКН-146 на эксплуатационную колонну и упором его нижней части на торец второй технической колонны.

Неразъемный колонный фланец, необходимый для создания монтажной базы на устье скважины, был изготовлен в городе Оренбург и доставлен в поселок Ямбург специально зафрахтованным самолетом «Газпромавиа».

Одновременно баржой из порта Ямбург северным морским путем, в обход полуострова Ямал, в поселок Харасавэй были доставлены канатный натаскиватель ПМ-25 (подъёмник монтажный грузоподъёмностью 25 т) и прочее оборудование, необходимое для наведения на устье фонтанирующей скважины ЗУС, состоящей из неразъемного колонного фланца ФКН-146, трубной головки Воронежского механического завода, плашечного сдвоенного превентора 2ППР-185х70, надпревенторной катушки и отводной трубы диаметром 219 мм.

В связи с тем что за время подготовительных работ почва вокруг скважины от постоянных дождей раскисла и превратилась в непролазное месиво, в котором даже болотоходы передвигались с трудом, для обеспечения подхода к устью фонтанирующей скважины канатного подъемника была построена дорога-лежневка из бревен, на которую были помещены дорожные плиты.

Следует отметить, что протяженность дороги-лежневки составила 40 м, а это значит 40 м выложенных в ручную бревен, 40 м уложенных автокраном плит, причем автокран был установлен на металлическом листе (пена) 12 х 3 м, который тросами к месту работ затаскивали два болотохода.

Наведение ЗУС проводилось с помощью тросового натаскивателя при постоянном орошении устья скважины, натаскивателя, тросовой оснастки и самой ЗУС [82]. После наведения ЗУС на устье скважины на освобожденный «голый» участок эксплуатационной колонны и отвода пламени на безопасную высоту [83] было проведено крепление на конце эксплуатационной колонны неразъемного фланца ФКН-146, а позднее на второй технической колонне установили страховочный трубный хомут ХСТ-219. В связи с тем, что отверстия ФКН-146 и ХСТ-219 не совпали, их дополнительно соединили шестью металлическими стержнями при помощи сварки, чтобы ФКН-146 не «пополз» по трубе во время глушения скважины в лоб после ликвидации фонтана. Следует отметить, что все работы проводились при горящем пламени фонтана при постоянном орошении устья скважины пожарными лафетами (рисунок 2.29).

–  –  –

После закрепления ЗУС на устье скважины с помощью задвижек был прекращен доступ газоконденсатной смеси из скважины и пожар на скважине был потушен.

Далее были построены факельная и нагнетательная линии из насоснокомпрессорных труб диаметром 73 мм по 40 и 70 м каждая, после чего скважину заглушили, провели цементаж ствола скважины, тем самым загерметизировали устье (рисунки 2.30, 2.31).

Рисунок 2.30 – Наведение ЗУС на устье фонтанирующей скважины

В заключении скважина была передана ремонтной организации для зачистки территории вокруг скважины и ликвидации скважины как опасного производственного объекта по дополнительному плану работ. На этом работы по ликвидации открытого газоконденсатного фонтана были завершены.

Рисунок 2.31 – Устье фонтанирующей скважины после ликвидации фонтана и глушения Анализируя результаты ликвидации открытого газоконденсатного фонтана на удаленной от баз снабжения законсервированной разведочной скважине, можно сделать вывод, что из-за большой отдаленности аварийного объекта и отсутствии дороги от основного склада аварийного запаса, расположенного в городе Новый Уренгой, и территориального, расположенного в поселке Пангоды, пришлось задействовать воздушный и водный (морской) транспорт для доставки необходимого оборудования и инструментов.

Часть оборудования отправлялась со склада аварийного запаса, расположенного в поселке Ямбург, а плашки и плашкодержатели к превентору – из города Тюмени с ЗАО «Тюменьбуринструмент». В кратчайшие сроки Оренбургской военизированной частью была изготовлена самоуплотняющаяся гидроприводная колонная головка ГКСГ 146 х 70, которая также была доставлена к месту аварии воздушным путем. В связи с отсутствием подъездных путей к скважине возникла необходимость в отсыпке дороги, а на непроходимых участках – использование специальной болотоходной техники и вспомогательных приспособлений. Тем не менее, слаженные и умелые действия всего персонала, принимающего участие в ликвидации фонтана, авария на скважине была ликвидирована в кратчайшие сроки.

Большие материальные затраты предприятия недропользователя, связанные с доставкой оборудования и приспособлений воздушным и водным путем, показали, что организация складов аварийного запаса непосредственно на месторождении уменьшает во много раз возможные материальные затраты предприятия недропользователя и сокращает время ликвидации аварии противофонтанной службой. Помимо этого, результаты ликвидации аварии выявили необходимость неукоснительного выполнения требований правил безопасности как в процессе строительства скважин, так и в процессе их консервации и эксплуатации. Подчеркнули правильность стратегического направления ООО «Газпром газобезопасность» в постоянном повышении квалификации оперативного и профилактического составов военизированных частей и обслуживающего персонала организаций недропользователей в проведении ежегодных совместных полевых учениях противофонтанных и противопожарных служб [85].

Выводы по главе 2

1. Проведенные на Бованенковском НГКМ работы подтверждают, что геокриологические условия газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера существенно влияют на качество работ при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин, вызывая различные осложнения, приводящие к газопроявлениям, открытым фонтанам и пожарам.

2. При строительстве наклонных и горизонтальных скважин ухудшаются условия формирования цементного камня за обсадными колоннами, особенно в зонах высокольдистых многолетнемерзлых пород, что приводит к возникновению газопроявлений. Несоблюдение технологических режимов работы скважин, отклонение от технологии их ремонта способствует возникновению аварийной ситуации, переходящей в открытое фонтанирование и возгорание.

3. Основной причиной возникновения газопроявлений является несоблюдение норм и правил строительства и ремонта скважин, другой – геологические осложнения, в частности наличие высокольдистых мерзлых пород, не учтенных в технологическом процессе. Ликвидация этих проявлений сводится к закачиванию изолирующей композиции с устья скважины в межколонное пространство, закупоривающей газопроводящие каналы, или к ее закачиванию через специально образованные технологические отверстия в обсадной колонне.

4. Основной причиной возникновения открытых газовых фонтанов обычно является несвоевременное принятие мер по ликвидации таких проявлений. Основными операциями по ликвидации открытого фонтана на устье скважины являются тушение пламени фонтана на устье скважины, охлаждение устья и приустьевых сооружений, растаскивание бурового оборудования от устья и прилегающей к нему территории, подготовка подходов к устью, наведение запорного оборудования, отвод струи фонтана от устья и глушение фонтанирующей скважины.

5. В условиях Крайнего Севера широко применяется метод ликвидации открытого газового фонтана без тушения пламени пожара, разработанный Л.У. Чабаевым, научно обоснованный А.В. Кустышевым и доработанный Р.А. Бакеевым и О.В. Сизовым с учетом новых изменяющихся природно-климатических условий региона.

В основе этого метода лежит необходимость отстрела устьевого оборудования артиллерийским орудием, что небезопасно и трудоемко.

Анализ проведенных опытных работ по удалению фонтанной арматуры методом лазерной резки показал необходимость его доработки и поиска альтернативного высокоэффективного метода.

6. Ликвидация фонтанирующих скважин в условиях труднодоступной местности крайне неэффективна, необходимо рассмотреть возможность восстановления такой аварийной скважины и повторного введения ее в эксплуатацию.

7. При наличии на сегодняшний день множества технологий по восстановлению аварийных скважин и сохранению их как действующего фонда эксплуатационных скважин выбор технологии индивидуален к каждой в отдельности взятой скважине.

3 ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ

ПОЖАРНОЙ И ФОНТАННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

ПРИ СТРОТЕЛЬСТВЕ, ЭКСПЛУАТАЦИИ И

РЕМОНТЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

–  –  –

Заканчивание скважины обычно заключается в замене бурового раствора на техническую воду, опрессовке эксплуатационной колонны, повторной замене технической воды на буровой раствор или утяжеленную технологическую жидкость, перфорации эксплуатационной колонны, спуске в скважину лифтовой колонны с подземным оборудованием и освоении скважины [86, 87].

Недостатком этих технологий является то, что в процессе перфорации происходит загрязнение призабойной зоны пласта (ПЗП) фильтратами бурового раствора (ФБР), утяжеленной технологической жидкостью, что приводит к кольматации и обводнению ПЗП, к затруднению вызова притока газа из пласта в период освоения скважины. Для условий Бованенковского НГКМ с целью устранения загрязнения ПЗП и сокращения продолжительности работ предложены новые технологии заканчивания скважин [68] (Приложение Б).

В пробуренной скважине, размещенной на обустроенном кусте (рисунок 3.1), буровой раствор заменяют на техническую воду, осуществляют опрессовку эксплуатационной колонны.

В эксплуатационную колонну спускают лифтовую колонну с приустьевым клапаном-отсекателем, циркуляционным клапаном, пакером и посадочным ниппелем. Лифтовую колонну подвешивают в подвеске трубной головки, размещенной на колонной головке. В посадочный ниппель с помощью канатной техники через фонтанную елку спускают и устанавливают глухую пробку, которая перекрывает трубное пространство скважины и герметизирует его. Созданием давления над глухой пробкой осуществляют запакеровку пакера.

Рисунок 3.1 – Технологическая схема заканчивания скважины В процессе запакеровки осуществляются крепление пакера в эксплуатационной колонне с помощью его шлипсов и герметизация затрубного пространства скважины с помощью уплотнительных манжет.

При этом затрубное пространство и трубное пространства выше и ниже глухой пробки и пакера остаются заполненными незамерзающей жидкостью, например газовым конденсатом или дизельным топливом. После этого из скважины извлекают глухую пробку, в лифтовую колонну спускают безмуфтовую длинномерную трубу и из скважины вытесняют незамерзающую жидкость инертным газом. Затем в скважине приподнимают БДТ, в лифтовую колонну спускают перфорационную сборку и осуществляют перфорацию эксплуатационной колонны в газовой среде.

Скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.

В качестве незамерзающей жидкости для скважин в условиях аномально высоких давлений (АВПД) возможно использование загущенного газового конденсата или другой загущенной углеводородной жидкости, обладающей более низкой теплопроводностью.

Данная технология обеспечивает сохранность продуктивной характеристики пласта, уменьшает продолжительность технологических процессов, снижает затраты, облегчает вызов притока из пласта.

3.2 Технология заканчивания скважины в процессе опережающего строительства При заканчивании газовой скважины на необустроенном кусте при опережающем строительстве скважин в эксплуатационную колонну 1 спускают лифтовую колонну 2 с приустьевым клапаном-отсекателем 3, циркуляционным клапаном 4, пакером 5 и посадочным ниппелем 6.

Лифтовую колонну 2 подвешивают в подвеске 7 трубной головке 8 фонтанной арматуры 9 (Приложение Б).

В посадочный ниппель 6 с помощью канатной техники спускают и устанавливают глухую пробку, созданием давления над глухой пробкой осуществляют запакеровку пакера 5. При этом затрубное пространство 11 и трубное пространство 10 выше и ниже глухой пробки и пакера 5 остаются заполненными незамерзающей жидкостью, например газовым конденсатом, дизельным топливом или водометанольным раствором.

После установки глухой пробки и запакеровки пакера 5 закрывают приустьевой клапан 3. В подвеске 7 трубной головки 8 фонтанной арматуры 9 устанавливают обратный клапан, а в боковых отводах трубной головки 8 – резьбовые пробки.



Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |
 
Похожие работы:

«Топольский Руслан Ахтамович ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ГОСУДАРСТВА НА ОСНОВЕ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СТРУКТУРНОЙ ПОЛИТИКИ Специальность 08.00.05 Экономика и управление народным хозяйством (экономическая безопасность) ДИССЕРТАЦИЯ на соискание учной степени кандидата экономических наук Научный руководитель:...»

«Кирилов Игорь Вячеславович Военная политика, военно-политические процессы и проблемные аспекты в системе обеспечении военной безопасности в современной России Специальность 23.00.02. – Политические институты, процессы и технологии Диссертация на соискание ученой степени кандидата политических наук Научный руководитель: д.пол.н.,...»

«Сурчина Светлана Игоревна Проблема контроля над оборотом расщепляющихся материалов в мировой политике 23.00.04 Политические проблемы международных отношений, глобального и регионального развития Диссертация на соискание ученой степени кандидата...»

«Харисов Рустам Ахматнурович РАЗРАБОТКА НАУЧНЫХ ОСНОВ ЭКСПРЕСС-МЕТОДОВ РАСЧЕТА ХАРАКТЕРИСТИК ПРОЧНОСТНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ОБОЛОЧКОВЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ В ВОДОРОДСОДЕРЖАЩИХ РАБОЧИХ СРЕДАХ Специальности: 25.00.19 – Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ; 05.26.03 – Пожарная и промышленная безопасность (нефтегазовый комплекс) ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени доктора технических наук...»

«Трунева Виктория Александровна СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСЧЕТНЫХ ВЕЛИЧИН ПОЖАРНОГО РИСКА ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ Специальность...»







 
2016 www.konf.x-pdf.ru - «Бесплатная электронная библиотека - Авторефераты, диссертации, конференции»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.