Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное автономное

образовательное учреждение

высшего образования

«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт Нефти и Газа

Кафедра машин и оборудования нефтяных и газовых промыслов

ОТЧЕТ ПО ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЕ

Противовыбросовое оборудование буровых установок

Руководитель А.В. Лысянников

Студент ЗНБ 15-01Б081517199 В.А. Лемеш

Красноярск 2018



ВВЕДЕНИЕ

Цель работы: изучение функций, устройства, параметров и конструкций составных частей противовыбросового оборудования (ОП), особенностей его эксплуатации.

Задачи работы: Изучение состава, устройства, функций и особенностей конструкций ОП. Изучение утвержденных нормативными документами типовых схем монтажа ОП, а также конструкций превенторов, их назначение, основные параметры и условия применения.

Задание на выполнение работы:

1. Ознакомиться с составом, функциями и основными техническими требованиями к ОП, его основными параметрами.

2. Изучить конструкции превенторов, их назначение, основные параметры и условия применения.

3. Изучить типовые схемы компоновки ОП и систему управления противовыбросовым оборудованием.



1. Противовыбросовое оборудование

1.1 Назначение и состав противовыбросового оборудования

По правилам безопасности, действующим в нефтегазовой промышленности установка ОП обязательна при бурении на разведочных площадях, газоконденсатных и газовых месторождениях и на месторождениях с аномально высоким пластовым давлением. ОП монтируется на устье скважины после спуска и цементирования кондуктора и промежуточной колонны. Пульт управления ОП должен быть установлен на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, а дублер пульта - у бурильщика. Назначение противовыбросового оборудования (далее ОП): герметизация устья скважины с целью предотвращения открытых выбросов жидкости или газожидкостных смесей и фонтанов при бурении, испытании и освоении скважины.

Состав ОП:

- стволовая часть: превенторы, устьевая крестовина, надпревенторная катушка и разъемный желоб;

-манифольды для обвязки стволовой части ОП, обеспечивающие управление скважиной при газонефтепроявлениях;

-станции управления превенторами и манифольдом.

Основные параметры ОП: диаметры проходных отверстий и рабочее давление превенторов и манифольда.

противовыбросовый оборудование превентор управление

1.2 Требования, предъявляемые к ОП

К ОП предъявляются следующие требования:

1) ОП должно обеспечить своевременное и надежное перекрытие устья скважины при наличии или отсутствии в ней бурильной колонны;

2) при перекрытии устья ОП должно обеспечивать выполнение следующих технологических операций:

а) расхаживание, проворачивание и протаскивание бурильных труб с замковыми соединениями и обсадных труб с муфтами;

б) осуществление закрытой циркуляции промывочной жидкости с противодавлением на пласт;

в) закачка раствора в пласт буровыми или цементировочными насосами.

3) элементы ОП должны быть компактными и обеспечивать установку между устьем скважины и полом буровой;

4) ОП должно быть укомплектовано резервными элементами, способными выполнять функции основных элементов в случаях их отказа;

5) ОП должно быть испытано на прочность и герметичность в соответствии с требованиями ГОСТ. Прочность корпусных деталей ОП, воспринимающей давление скважинной среды, должна обеспечивать возможность их опрессовки пробным давлением, кратным рабочему давлению Pр, указанному в таблице 1.

6) стволовые проходы составных частей ОП должны быть соосными и обеспечивать беспрепятственное прохождение контрольного шаблона в соответствии с нормативно - технической документацией. Превенторы и задвижки ОП должны иметь устройства для контроля их положения;

7) превенторы и другие составные части ОП должны быть компактными, чтобы обеспечить его монтаж в ограниченном пространстве между устьем скважины и полом буровой, а также уменьшить высоту и облегчить основание вышечно-лебедочного блока.

Таблица 1 - Пробное давление для ОП

Условный проход, мм	Пробное давление, МПа, при Рр
	7	14	21	35	70	100
До 350 включительно	2,0 Рр	1,5 Рр
Свыше 350	1,5 Рр	2,0Рр

1.3 Условное обозначение ОП

Условное обозначение ОП состоит из слова «Оборудование», шифра, в котором отражаются обозначение типовой схемы, условный проход ОП в мм, условный проход манифольда в мм, рабочее давление в МПа, обозначение исполнения в зависимости от коррозионной стойкости и обозначения нормативно - технического документа на поставку. Коррозионная стойкость обозначается в зависимости от объемного содержания газов буквами: К1- СО2 -до 6%; К2 - СО2 и H2S до 6%; К3- обоих газов до 25% . При наличии в схеме ПП с перерезывающими плашками к обозначению типовой схемы добавляется буква «с». Оборудование ОП9с-350/80х70 ГОСТ 13862-90 - для ОП по схеме 9 на рабочее давление 70 МПа с условным проходом превенторного блока 350 мм с перерезывающими плашками и условным проходом манифольда80 мм для скважинной среды с содержанием СО2 и H2S до 6%.

На рисунке цифрами обозначены: 1,2 - превенторы; 3 и 4 - арматура высокого давления;5 - обвязка превенторов для управления скважиной при флюидопроявлениях; 9 - гидравлическая станция управления; 10 -элементы ручного управления

Рисунок 1 - Схема оборудования скважины превенторами



2. Разновидности противовыбросового оборудования

2.1 Плашечныйпревентор

ПП (рисунок 2) используется как при наличии в скважине труб, так и при их отсутствии. Принцип действия: механизм перекрывает устье скважины плашками, перемещаемыми гидроприводом или с помощью ручного устройства.

На рисунке цифрами обозначены:1, 6 - крышки боковые; 2 - корпус; 3 коллектор; 4 - прокладки резиновые; 5 - болт; 7 - гидроцилиндр двухстороннего действия; 8 - поршень со штоком; 9, 13 и 14 - уплотнительные резиновые кольца; 10 - валик шлицевый; 11 - вилка кардана; 12 - резьбовая втулка; 15 - трубка подачи пара; 16 - уплотнитель резиновый; 17 - вкладыш плашки; 18 - плашка; 19 - трубка подвода рабочей жидкости

Рисунок 2 - Плашечныйпревентор

Составные части ПП, их устройство и функции:

1) корпус 2 с вертикальным проходным отверстием и сквозной горизонтальной полостью, он отлит с фланцами, имеющими резьбовые отверстия под шпильки. Вертикальное отверстие предназначено для пропуска бурильных и обсадных труб при их спуске в скважину, горизонтальная полость служит для размещения и перемещения в ней плашек 18;

2) боковые крышки 1 и 6, прикрепляемые к корпусу болтами 5 и имеющие сквозные отверстия под штоки поршней 8 гидроцилиндров;

3) два гидроцилиндра 7 двустороннего действия с поршнями, штоки которых служат для закрытия и открытия превентора путем перемещения плашек. Гидроцилиндры крепятся к боковым торцам крышек болтами;

4) плашки, состоящие из вкладыша 17 и резинового уплотнителя 16, армированного металлическими пластинами, помещены внутри оправок 18, имеющих форму полуцилиндра, и крепятся к ним болтами. Оправки выполнены с Г- образным выступом для соединения с таким же выступом на штоках поршней гидроцилиндров. Плашки (рисунок 3) могут быть трубными - для герметизации устья скважины с подвешенной колонной бурильных или обсадных труб, глухими- при отсутствии в скважине труб. К превентору должен быть придан также и комплект перерезывающих плашек для аварийных случаев;

5) элементы системы подвода рабочей жидкости к гидроцилиндрам, представлены коллектором 3 и трубками 19;

6) элементы уплотнения: фланцы корпуса уплотняются стальной кольцевой прокладкой восьмигранного сечения, укладываемого в канавки на опорной поверхности фланцев. Стыки крышек с корпусом и штоки поршней в крышке уплотняются резиновыми кольцами 9, 13 и 14;

7) ручной механизм одностороннего действия для управления превентором предназначен для дублирования гидравлической системы управления в случаях ее отключения или отказа, а также при закрытии превентора на длительное время. Механизм приводится в действие штурвалом через тягу и кардан, вилка 11 которого соединена с шлицевым валиком 10, который при вращении штурвала приводит в прямолинейное движение резьбовую втулку 12. Втулка в свою очередь перемещает поршень до замыкания плашек превентора.

На рисунке цифрами обозначены: I - превенторов ОАО ВЗБТ: а- глухая; б - трубная; 1,3 -уплотнения; 2 - корпус плашки II -превенторов Воронежского МЗ: а - глухая; б -трубная для бурильных труб, в - для обсадных труб, г- эксцентричная трубная; д- для двух рядов труб; е- перерезывающая

Рисунок 3 - Конструкции плашек

2.2 Превентор кольцевой

ПК (универсальный), представлен на рисунке 4, должен обеспечивать расхаживание, проворачивание и протаскивание бурильных труб с замковыми соединениями, а также герметизацию устья скважины при давлении РР при закрытии уплотнителя на любой части бурильной колонны, обсадных или насосно компрессорных труб.

Его основной рабочий элемент - мощное кольцевое упругое уплотнение, которое при открытом положении превентора позволяет проходить колонне бурильных труб, а при закрытом положении--сжимается, вследствие чего резиновое уплотнение обжимает трубу (ведущую трубу, замок) и герметизирует кольцевое пространство между бурильной и обсадной колоннами. Эластичность резинового уплотнения позволяет закрывать превентор на трубах различного диаметра, на замках и УБТ. Применение универсальныхпревенторов дает возможность вращать и расхаживать колонну при герметизированном кольцевом зазоре.

На рисунке цифрами обозначены: 1 -крышка; 2 -уплотнение крышки; 3- уплотнитель шайба; 4, 7, 9 - манжеты; 5 - корпус; 6 - поршень; 8 - втулка, 10 - планшайба; 11 - указатель уплотнения

Рисунок 4 - Превенторкольцевой: а- тип ПУ-1; 2 - тип ПУ-2

Принцип действия ПК: устье скважины перекрывается резинометаллическим уплотнителем при его сжатии внутренним конусом ступенчатого поршня под воздействием рабочей жидкости, нагнетаемой станцией гидропривода.

Составные части ПК, их устройство и функции: корпус 5 - стальная отливка, имеет опорный фланец, прикрепляемый с помощью шпилек 15 к катушке 18, и служит рабочим цилиндром для ступенчатого поршня 9. Ступенчатая форма корпуса и поршня обеспечивает образование полостей между ними и крышкой 1 для поступления рабочей жидкости от станции гидравлического управления, что позволяет закрывать герметично уплотнителем устье скважины или открывать его. Крышка 1 уплотняется манжетой 4 и фиксируется в затянутом положении стопорным болтом 2. Втулка 13 обеспечивает удержание уплотнителя в закрытом состоянии за счет усилия от устьевого давления. Штуцеры 8 и 12 служат для подвода или отвода рабочей жидкости через трубки высокого давления от станции гидравлического управления. Манжеты 4, 7, 10 и 14 предотвращают утечки масла.

2.3 Вращающийся превентор

Вращающиеся превенторы (ПВ) предназначены для герметизации кольцевого зазора между устьем скважины и бурильной колонной и обеспечения ее вращения, подъема и спуска при герметизированном устье.

На рисунке цифрами обозначены: а - типа ПВ 1 - С - (280,350. 425) х7; б - типа ПВ6 - С - 280х14; 1 - корпус; 2 - гайка байонетная; 3 - корпус патрона; 4 - узел подшипников; 5 - ствол вращающийся; 6 - элемент уплотнительный; 7 - вкладыш ведущей трубы; 8 - узел шевронного уплотнения; 9 - насос; 10 - привод насоса

Рисунок 6 - Вращающиесяпревенторы

Область применения ПВ - роторное бурение с очисткой забоя воздухом, газом или аэрированным раствором, а также при обратной промывке скважины и вскрытии горизонтов с высоким пластовым давлением.

Принцип действия ПВ: бурильная колонна в процессе бурения и спускоподъемных операций уплотняется самоуплотняющейся манжетой под действием ее упругости и давления на устье скважины. Эта манжета крепится к стволу, монтируемому в корпусе ПВ на подшипниках и, соответственно, имеющему возможность вращения вместе с бурильной колонной.

Составные части ПВ (рисунок 6), их устройство и функции:

1) Корпус 1, отлитый из легированной стали, имеет опорный фланец для соединения с превентором ПП или ПК и боковой отвод для присоединения к циркуляционной системе бурового комплекса.

2) Неподвижный патрон 3 служит для размещения вращающегося ствола 5 и его опор с радиальными подшипниками 4. Подшипники смазываются жидким маслом, от ее утечки предохраняется шевронными манжетами 8.

3) Вращающийся ствол 5, выполненный в виде полого цилиндра, вращается на подшипниках 4. К стволу крепится на байонетномсоединении специальная манжета 6 с внутренними поясками квадратного и круглого сечений соответственно для уплотнения ведущей и бурильной труб. При спусках и подъемах долота ствол 5 отсоединяется от корпуса ПВ и извлекается из корпуса вместе с неподвижным корпусом 3.

Основной элемент вращающегося превентора- уплотнитель, позволяющий протаскивать инструмент через его отверстие. Уплотнитель состоит из металлического основания и резиновой части, прикреплен к стволу при помощи байонетного соединения и болтов. От проворачивания его предохраняют шпоночные выступы, входящие в вырезы ствола.

Основные параметры и размеры превенторов ПП и ПК приведены в таблице 2.



Таблица 2 - Основные параметры и размеры превенторов ПП и ПК

Условный проход, Oмм	Рабочее давление, pp, мм	Нагрузка на плашки, не менее, кН	O труб, уплотняемых плашками, мм	Высота превенторов не более, мм	Масса не более, кг
		От pc	От Gk		ПК	ПП	ПК	ПП
180	21 35 70 105	160 280 560 850	560 900 1600 1800	26,4..139,7	850 1100 1300 -	500 500 650 -	1500 2200 6000 -	1000 1300 1700 -
230	21 35 70 105	280 450 800 1330	710 1100 2700 2700	60,6…177,8	1105 1180 1500 2000	380 550 700 1000	3000 3025 9500 17500	1100 1500 2900 4000
280	21 35 70 105	320 560 1100 1600	900 1600 2500 2800	63,5…219,1	1100 1500 1730 2000	550 600 800 1000	3000 4500 14000 17500	2100 2500 3000 4000
350	21 35 70 105	320 560 1100 1600	900 1600 2500 2800	60,3…273,0	1250 1600 1950 -	600 700 900 1100	4900 7900 18000 -	2500 4400 5000 10000
425	14 21 35 70	220 320 560 1100	560 900 - 2500	60,3…339,7	- 1500 1700 -	500 600 800 900	- 7600 12000 -	3000 4000 6000 9500
540	14 21 35 70	220 320 560 1100	560 900 1600 2500	60,3…406,4	1700 1750 2085 -	800 900 1000 1300	10000 15000 22020 -	4000 5000 6500 13000
680	14 21	220 320	560 900	60,3….508,0	1850	950 1200	17000	6000 8800



3. Состав противовыбросового оборудования

3.1 Типовые схемы обвязки

Типовые схемы обвязки противовыбросового оборудования представлены на рисунке 7.

На рисунке цифрами обозначены: а -схема1; б -схема 3; в - схема 7; г - схема 10; 1 - превенторплашечный; 2 - задвижка с ручным управлением; 3 - крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами; 5 - регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 - гаситель потока; 7 - блок дросселирования; 8 - линии дросселирования; 9 - устье скважины; 10 - линия глушения;11 - прямой сброс; 12 - вспомогательный пульт; 13 - гидравлическая станция с основным пультом управления; 14 - кольцевойпревентор; 15 - отвод к сепаратору; 16 - задвижки с гидроуправлением; 17 - обратный клапан; 18 - отвод к буровым насосам; 19 - блок глушения; 20 - регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 21 - пульт управления дросселем; 22 - к системе опробования скважины

Рисунок 7 - Типовые схемы обвязки ОП по ГОСТ 13862 - 90

Основные параметры ОП и его составных частей, регламентируемые ГОСТ 13862- 90, приведены в таблице 3. В таблице 4 указаны Различия в составе схем обвязки ОП.

Таблица 3 - Основные параметры ОП

Условный проход ОП, мм	Рабочее давление, МПа	Условный проход манифольда,мм	Номинальное давление станции гидропривода, МПа	Наибольший диаметр трубы, проходящей с трубодержателем через ОП, мм
		Для бурения	Для ремонта
100	14 21 35 70	80	50; 65; 80	16; 25; 32; 40	-
180	14 21 35 70 100				127
230	35 70				146
280	21 35 70 100				194
350	21 35 70				273
425	21 35				346
476	35 70				377
540	14 21				426
680	7 14				560



Таблица 4 - Различия в составе схем

№ схем	превенторов	Число линийманифольда	Число устьевых крестовин	Наличие гидроприводного дросселя с пультом
	Всего	плашеч-ных	Кольцевых
1	1	1	-	2	1	-
2	2	2	-	2	1	-
3	2	1	1	2	1	-
4	2	2	1	2	1	-
5	3	2	1	2	1	-
6	3	2	1	2	1	+
7	3	2	1	3	2	+
8	3	2	1	2	1	+
9	3	2	1	3	2	+
10	4	3	1	3	2	+

3.2 Привод

Типовые схемы, основные параметры и составные части ОП и взаимосвязь между ними определяются ГОСТ 13862- 90. Этим стандартом устанавливаются 10 типовых схем ОП, регламентирующих минимальное количество необходимых составных частей превенторного блока и манифольда и дополняемых в зависимости от конкретных условий строящейся или ремонтируемой скважины: 1 и 2 - с механическим (ручным) приводом; 3- 10 - с гидравлическим приводом.

Привод ОП для ремонта скважин - механический или гидравлический, для бурения - гидравлический. В схему 1 включен один плашечный превентор, в схему 2 - два. ОП с гидравлическим приводом оснащены станцией гидропривода, управляемой с основного и вспомогательного пультов. Схемы 3- 10 отличаются одна от другого числа и видом устанавливаемых превенторов, наличием гидроприводного дросселя с отдельным пультом, а также числом устьевых крестовин, соответственно числом линий глушения и дросселирования.



3.3 Манифольд

Манифольд ОП (рисунок 8) включает линии дросселирования и глушения, соединенные со стволовой частью ОП и представляет собой систему трубопроводов и арматуры: задвижек с ручным и гидравлическим управлением, регулируемых дросселей, манометров и т.д. Линия глушения соединяется с буровыми насосами и служит для закачивания утяжеленного раствора по межтрубному пространству. При необходимости ее используют для слива газированного промывочного раствора в камеру - дегазатор циркуляционной системы буровой установки.

Линия дросселирования служит для слива промывочного раствора и отбора флюидов из скважины с противодавлением на пласт.

На рисунке цифрами обозначены: 1- линия глушения; 2- задвижка с гидроприводом; 3 - фланец ответный; 4 - клапан обратный; 5 -тройник с манометром; 6 - дроссель с ручным приводом; 7 - манометр показывающий; 8 - разделитель сред; 9 - вентиль игольчатый; 9 - фланец инструментальный; 11 - датчик давления; 12 - крестовина; 13 - задвижка с ручным приводом; 14 -сепаратор бурового раствора; 15- фланец адаптерный; 16 - пробка; 17- гаситель потока; 18 - блок превенторов

Рисунок 8 - Манифольд МПО 80х70 Воронежского завода



Манифольды рассчитывают на рабочее давление 21, 35 и 70 МПа. Они различаются по конструкции задвижек двух типов: МП - с клиновыми задвижками и МПП - с прямоточными задвижками. Манифольды типа МП может быть поставлен в блочном исполнении МПВ. Все типы манифольдов имеют диаметр проходного отверстия 80мм.

3.4 Задвижки и штуцеры (дроссели)

Задвижки и штуцеры (дроссели) имеют ручное и гидравлическое дистанционное управление.

Эти устройства выпускаются ОАО «ВЗБТ», ЦКБ «Титан», Воронежским механическим заводом и другими предприятиями, поэтому имеют различное конструктивное исполнение. На рисунке 9 приведена задвижка с гидравлическим управлением ОАО «ВЗБТ», на рисунке 10 показаны регулируемые дроссели конструкции «ВЗБТ» и ЦКБ «Титан».

На рисунке цифрами обозначены: 1 - седло; 2 - корпус; 3 - пакет манжет; 4 - крыщка корпуса; 5 - нажимная втулка; 6 - маховик; 7 - гидроцилиндр; 8 - поршень; 9 - шток; 10 - масленка; 11 - прокладка кольцевая; 12 - шибер; 13 - щиток; 14 - уплотнение седла; 15 - пружина

Рисунок 9 - Задвижка с гидравлическим управлением МГ-80х70

На рисунке цифрами обозначены: 1 -крышка цилиндра; 2 - втулка - указатель положения; 3- цилиндр; 4 - поршень; 5 - гайка накидная; 6 - шток; 7 - корпус насадки; 8 - наконечник; 9 - твердосплавная насадка; 10 - корпус дросселя; 12 - входной фланец; 13 - кожух; 14 трубопровод; 15 - переходник; 16 - гайка; 17 - корпус насадки

Рисунок 10 - Дроссели (штуцер) с гидравлическим управлением: а - ДР -Г80х70 (ВЗБТ);б- ДР-80х70 (ЦКБ «Титан»)

Дроссели создают и плавно регулируют противодавление на пласт за счет изменения проходного сечения осевым перемещением конического наконечника. Трубы манифольда - бесшовные, из высококачественного проката. Фланцевые соединения его уплотняются металлическими прокладками. Базой для монтажа стволовой части ОП и манифольда служит устьевая (верхняя) крестовина колонной головки. В случае несоответствия превентора и устьевой катушки между ними устанавливается переводная катушка или фланец. Линии манифольда должны быть прямыми и в стороне от дорог, ЛЭП и других объектов. Их поворот допускается в исключительных случаях (с применением стальных кованых угольников). Манифольды целесообразно монтировать на санях с телескопическими стойками с возможностью регулирования высоты в пределах 0,65…1,25 м в зависимости от изменения высоты колонной головки. Разъемный желоб монтируется на высоте, зависящей от расстояния между ротором и фланцевой катушкой.



3.5 Управление

Управление ОП: оперативность, надежность и безопасность функционирования ОП обеспечиваются использованием гидравлического привода с дистанционным управлением и дублирующего механического привода.

Состав станции гидропривода ОП: насосно-аккумуляторная станция; пульты, расположенные на подвышечном основании на насосно- аккумуляторной станции; комплект трубопроводов для обеспечения соединений станции с пультами управления и гидроприводными частями ОП. Основной и вспомогательный пульты представляют собой отдельные компактные блоки, смонтированные на рамах.

На рисунке цифрами обозначены: 1- клапаны предохранительные; 2 - пневмогидроаккумулятор; 4, 31 - вентили; 5 - штуцер; 6, 8, 18, 19, 20 - манометры; 7 - электроконтактный манометр; 9, 10, 12, 17, 25 -блок кранов; 11, 13 - цилиндры; 14, 16 - превенторы; 15 - задвижка; 21, 22 - клапаны редукционные; 23, 30 - фильтры; 24 - клапан обратный; 26, 29 - насосы;27, 28 - краны запорные

Рисунок 11 - Гидравлическая схема системы управления ОП



На рисунке цифрами обозначены: 1 - дистанционное ручное управление; 2 - пост бурильщика с пультом гидравлического управления ОП; 3 - установка превенторов; 4 - манифольд; 5 - станция дистанционного гидравлического управления

Рисунок 12 - Сборка противовыбросового оборудования на скважине с системой управления



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ.

1. В.Ф. Абубакиров, В.Л. Архангельский и др. Буровое оборудование. Справочник, тома 2.М. Недра, 2002.с.600.

2. Р.А. Баграмов. Буровые машины и комплексы. Учебник для вузов. М. Недра, 1988, 502с.

3. В.Г. Колчерин, И.В. Колесников, В.Г. Кирилюк, И.В. Антонов, М.Я. Иткис. Противовыбросовое оборудование Справочное пособие. изд. второе, испр, идополн - Волгоград: Панорама. 2009. - 164с.

4. Д.О. Макушкин, П.М. Кондрашов Машины и оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин. Учебное пособие . Электронный документ. Кафедра МОНГП ИНиГ СФУ 2010г. 236с.

5. Д.О. Макушкин , П.М Кондрашов., Т.С. Спирин, М.В .Зензин, С.Н. Пущаев Машины и оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин. Лабораторные работы. Комплект методических указаний. Электронный документ. Кафедра МОНГП ИНиГ СФУ 2010г. 200с.

Размещено на Allbest.ru