Технико- технологическая часть

Скачать 1.55 Mb.

Название	Технико- технологическая часть
страница	6/18
Тип	Реферат

rykovodstvo.ru > Руководство эксплуатация > Реферат

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 18

2.8. Освоение скважины.

Полное вскрытие пласта со спуском колонны, со сплошным цементированием и последующим простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов.

Перспектив разрез юрских отложений сложен печани – алевролито – глинистыми разностями. В них прогнозируется коллекторы первого типа.

Для уменьшения отрицательного воздействия промывочной жидкости на коллекторы необходимо вскрытие перспективных отложений бурении, перфораций и крепления скважины производить с учетом минимального воздействия на пласты технологических процессов и применяемых при этом рабочих агентов. Для этого при бурении скважины должен выбираться рациональный тип бурового раствора.

Вскрытие коллекторов должен осуществляется при репрессий, составляющей 4-7% от пластового давления, но не более 2,5 МПа.

Технология глубины скважины в перспективы разрезе, режим бурения и параметры бурового раствора должны учитывать создание минимальных гидродинамических нагрузок на стенки скважины.

Этой же цели учитывать создание минимальных и технология крепления скважины эксплуатационной колонны.

III. Специальная часть.

III. Специальная часть.

3.1 Понятие бурения горизонтальной скважины.

Одним из ярких достижений нефтегазовой индустрии за последние два десятилетия стала так называемая «горизонтальная технология»- бурение и эксплуатация скважин с горизонтальным стволом.

Общепризнанно, что применение горизонтальной технологии с соблюдением четко заложения и закачивания горизонтальных скважин (ГС) дает возможность решить ряд важных проблем эксплуатации нефтяных, нефтегазовых и газовых месторождений. Горизонтальные скважины в большей степени, чем вертикальные позволяют разрабатывать месторождение при пластовых давлениях, близких к начальному. Значительное превышение пластового давления над первоначальным (что имеет место при традиционном методе заводнения через вертикальные) приводит к более высоким темпам обводнения скважин, к уменьшению охвата пласта процессом вытеснения вследствие ускоренного прорыва закачиваемой воды по наиболее проницаемым прослоям продуктивного пласта. С учетом этого обстоятельства бурение и эксплуатация горизонтальных, развлетвленно – горизонтальных скважин являются важнейшим направлением в области разработки месторождений, в том числе вовлечения в промышленное освоение трудноизвлекаемых запасов нефти. К настоящему времени в мире пробурено более 11 тысяч горизонтальных скважин, объектами, применения которых являются залежи массивного типа, приуроченные к карбонатным породам нижнего и среднего карбона; залежи пластового типа, представленные чередованием терригенных нефтенасыщенных пластов и плотных глинистых прослоев, приуроченных к отложениям нижнего карбона и девона.

В то же время, как показывают результаты освоения и эксплуатации горизонтальных скважин, их продуктивность значительно ниже теоретически возможной. Одной из важнейших причин недостаточной эффективности горизонтальных скважин, очевидно, являются особые условия вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом, длительное время воздействия промывочной жидкости на пласт, неосесимметричность воздействия на призайбоную зону различных химических агентов и т.д. Не менее важных моментом в не достижении возможных высоких результатов при разработке нефтяных месторождений горизонтальными скважинами является отсутствие четких критериев заложения горизонтальных скважин и отставание организации работ по поддержанию пластового давления. Как известно, в математическом отношении горизонтальная скважина представляет собой крупную трещину конечной длины, и в связи с этим при эксплуатации этих скважин и организации нагнетании воды крайне важна минимизация риска быстрого ее обводнения пластовой и нагнетаемой водой.

Как правило, на строительство каждой горизонтальной скважины составляется индивидуальный проект. На этапе проектирования определяются местоположение, траектория, длина горизонтального участка, конструкция, прогнозные значения дебита и другие параметры скважины. При этом для геологического обоснования используются результаты исследований методами скважиной и наземной сейсморазведки, сейсмотографии, индукционной наклонометрии, шумометрии. Также важно отметить, что крайне важное значение имеет наиболее точное определение прогнозного гипсометрического положения точки входа в продуктивный пласт. С этой целью на стадии проектирования горизонтальных скважин производятся необходимые детальные исследования, позволяющие уточнить геологическое строение залежи или ее участка:

Структурный план по кровле горизонта (пласта).

Наличие различных нарушений, так называемых взрезов.

Направление крупных трещиноватостей, анизотропия пласта.
Максимально точное определение типа ловушки и положение подошвы пласта.

При наличии врезового нарушения, представленного песчанно –алевролитовыми и извястниковыми нефтесодержащими породами, горизонтальные скважины целесообразно проектировать с размещением условно – горизонтального участка ствола практически от борта до борта, аналогично «шнурковым» залежам нефти. В случае же, когда врезовые нарушения занимают значительную территорию, то горизонтальные участки горизонтальных скважин располагаются в соответствии с распределением эффективной нефтенасыщенной толщины пласта или горизонта. Если же размыта незначительная часть пласта, горизонтальный участок ствола проводится под «врезом».

На практике часто имеет место недостаточно точное определение гипсометрического положения точки входа в продуктивный пласт. Вследствие этого вместо рекомендуемой преимущественно нисходящей формы условно – горизонтального участка в действительно получаются синусоидальными, V – образные и другие почти случайные конфигурации наиболее важного участка ствола горизонтальной скважины практически вне связи с геологическими условиями. Чрезвычайная сложность управления процессом бурения горизонтальных скважин без надежной информации о продуктивном пласте, фактически геологическом положении бурового инструмента относительно кровли пласта, водонефтяного или газонефтяного контакта приводит к снижению эффективности горизонтальных скважин.

С помощью горизонтального бурения можно обеспечить более плотную сетку разработки месторождения при меньшем количестве скважин, а это значит – при меньшем воздействии на окружающую среду. Еще одно перспективное направление использование технологии бурения горизонтальных скважин , пока не получившее в Казахстане должного распространения – прокладка подземных коммуникаций, что особенно актуально при наличии естественных, таких как реки, озера или искусственных – крупные строения или препятствия.

Рассмотрим основные различия между вертикальной и горизонтальной скважинами. Скважина, пробуренная вертикально, дает нефть только из зоны ограниченной радиусом вокруг ствола скважины. Таким образом, выкачав нефть из этой зоны, скважина умирает, а чтобы выработать весь нефтяной пласт нужно бурить несколько скважин расположенных близко друг от друга. Скважина, пробуренная горизонтальным способом, дает нефть из зоны расположенной почти вдоль всего пласта. Таким образом, значительно увеличивается добыча нефти и наиболее оптимально вырабатывается пласт, при меньшем количестве скважин. Еще одним из значительных преимуществ горизонтального бурения является возможность реанимирования старых вертикальных скважин. На определенном отдалении от нефтяного пласта в вертикальной скважине вырезается часть старой обсадной колонны и начинается бурение бокового ствола. Таким образом, горизонтальный участок попадает в неразработанную часть нефтяного пласта.
3.2. Профиль горизонтальной скважины.

Разделение скважин на скважины большим, средним и малым радиусами искривления является условным, их подгазделение указаны в таблице 3.1:

Таблица 3.1

	Скважина с малым радиусом искривления	Скважина со средним радиусом искривления	Скважина с большим радиусом искривления
интенсивность набора зенитного угла, градус/30метров	150-300	6-35	2-6

Малые интенсивности набора зенитного угла в скважинах с большим радиусом икривления требуют увеличения вертикальной проекции участка между точкой отклонения скважины и заданной точкой продуктивного объекта, по сравнению со скважинами с малым и редним радиусами искривления. Для объектов рассположенных на малых глубинах, глубина по вертикали может быть недостаточна, чтобы использовать профиль с набором зенитного угла по большому радиусу. Профиль скважины с большим радиусом искривления требует также большой протяженности горизонтального участка до входа в пласт в заданной точке. В таблице 3.2 приводятся сравнения между скважинами с большим и средним радиусами искривления:
Таблица 3.2

Скважина с большим радиусом искривления	Скважина со средним радиусом искривления
Увеличение длины открытого ствола	Уменьшение длины открытого ствола
Уменьшение длины вертикального участка	Увеличение длины вертикального участка
Вскрывается больше разновидностей горных пород	Вскрывается меньше разновидностей горных пород
Обсадная колонна устанавливается выше неустойчивых пород	Обсадная колонна перекрывает зону неустойчивых пород

В дейтвительности различные интенсивности изменения угла перекрываются за счет сочетания большого и среднего радиусов искривления и криволинейный участок является только частью общего проектного профиля скважины.

Технология проводки скважины с большим и средним радиусами искривления находит применение в обычных условиях. Для многозабойного ьурения на ограниченных горных отводах или для вскрытия неглубоко залегающих объектов может быть использована технология бурения по малому радиусу, сводящему к минимуму количество вскрываемых горных пород и часто позволяет разместить весь участок набора зенитного угла в продуктивном пласте. Ограничения, с точки зрения заканчивания, капитального ремонта скважины и оценки горных пород, сокращают область применение этой технологии продуктивными объектами с известными свойтвами, где возможно заканчивание скважин открытым стволом и не ожидается конуообразование воды или газа.
Выбор соответствующего профиля скважины определяется следующими факторами:

Выбор длины вертикальной проекции участков между целесообразной точкой искривления скважины (выбранной на основании учетом ожидаемых осложнений в скважине, глубины установки обсадной колонны, характеристик КНБК, механической скорости проходки и т.д) и заданной точкой входа в продуктивный объект;

Горизонтальное отклонение до заданной точки входа в продуктивный пласт;

Схема заканчивания скважины;

-Программа изучения горных пород;

-Диаметр ствола скважины в продуктивном пласте.
Положение точки входа в заданный объект на горизонтальном участке относительно утья скважины играет ключевую роль в выборе профиля скважины. Большой радиус искривления становится менее подходящим при уменьшении расстояния между точкой входа в заданный объект и устьем скважины. Это происходит просто потому, что, исходя из геометрических размеров, становится невозможным войти в пласт в нужном месте. В конце концов горизонтальное отклонение уменьшается до такого размера, что искривление по большому радиусу становится невыполнимым. В особых случаях, например при бурении вторых стволов остается едиственный выбор-профиль с малым радиусом икривления. Однако профили со средним и большим радиусами искривления могут использоваться в случаях, если:

положение точки входа в пласт на горизонтальном участке не является решающим критерием или;

горизонтальная проекция между устьем скважины и заданной точкой входа в пласт оказывается достаточно большой и точка отклонения скважины от вертикали находится на сравнительно небольшой глубине. Например, устье скважины и точка отклонения скважины от вертикали могут быть смещены в удобное место.

Расчитаем приведенный ниже пример для скважины глубиной по вертикали 405 метров и с горизонтальный стволом в 500метров, находящейся на месторождении Каражанбас, показывая взаимосвязь следующих параметров проектного профиля скважины:

-положение заданной точки входа в пласт;

-положение устья скважины;

-минимальная интенсивность набора зенитного угла (ИНЗУмин);

-точка начала набора кривизны (ТНК);

-точка окончания набора кривизны (ТОК);

-точка проектного забоя (ПЗ);

-вертикальная проекция ствола скважины (ВП);

-длина по стволу (ДС);

-зенитный угол (ЗУ);

Интенсивность набора зенитного угла связана с уравнением радиуса кривизны:

R= (180/пХ100)/ИНЗУ

R= 5732/ИНЗУ, где R- в метрах, ИНЗУ- в градусах на 30 метров.

Необходимо заметить, что R= ВП= Н, тогда объединив 2 уравнения, получаем:

ИНЗУмин= 5732/405=14.1градуса/30метров.

Следовательно, данный профиль скважины относим к скважинам со средним радиуом отклонения, из-за малой глубины скважины по вертикали (ВП).

Оптимальная глубина расположения точки набора кривизны должна быть выбрана на основе следующего:

Уменьшения осложнений при строительтве и эксплуатации скважины;

Сведения к минимуму протяженности открытого ствола в процессе проведения работ по направленному бурению;

Проектных глубин спуска обсадных колонн;

Характеристик компановок для направленного бурения в различных горных породах;

Ожидаемой скорости бурения.

Расчитаем глубину точки набора кривизны (ТНК):

R= ВГ-ВПтнк, где ВГ- вертикальная глубина; ВГтнк- вертикальная глубина точки набора кривизны, м.

ИНЗУмин=5732/R= 5732/(ВГ-ВГтнк)

Отсюда выводим ВГтнк:

ВГтнк=405-5732/(5.4*10)градусов на 30метров=305метров (рисунок2).

Таблица 3.3. Профиль ствола скважины.

Интервал по вертикали,м		Длина интервала по вертикали, м	Зенитный угол, градусы		Горизонтальное отклонение,м		Длина по стволу,м
От (верх)	До (низ)		В начале интервала	В конце интервала	За интервал	Общее	интервал	общая
1	2	3	4	5	6	7	8	9

	305.00	305.00	0.00	0.00	0.00	0.00		305.00
305	320.64	15.64	0.00	9.00	1.23	1.23	15.7	320.70
321	335.90	15.26	9.00	18.00	3.66	4.89	15.7	336.40
336	350.4	14.50	18.00	27.00	6.00	10.9	15.7	352.10
350	363.78	13.38	27.00	36.00	8.20	19.1	15.7	367.80
364	375.71	11.93	36.00	45.00	10.19	29.29	15.7	383.50
376	385.90	10.19	45.00	54.00	11.93	41.22	15.7	399.20
386	394.10	8.20	54.00	63.00	13.38	54.60	15.7	414.90
394	400.10	6.01	63.00	72.00	14.50	69.1	15.7	430.60
400	403.77	3.66	72.00	81.00	15.26	84.35	15.7	446.30
404	405.00	1.23	81.00	90.00	15.64	100.00	15.7	462.00
405	405	0.00	90.00	90.00	500.00	600.00	500.00	962.00

3.3.Проектирование бурильной колонны для горизонтальных скважин.

При бурении горизонтальной скважины, как и при бурении обычной, бурильная колонна должна выполнять следущие функции:

передавать и воспринимать осевые нагрузки (нагрузка на долото);

передавать и воспринимать крутящиийся момент (при вращении);

служить каналом для промывочной жидкости.

Одним из основных отличий горизонтального бурения и бурения скважин обычного типа является то, что компоновка низа бурильной колонны (КНБК) лежит на стенке ствола, следовательно, она не создает или почти не создает нагрузки на долото. По этой причине бурильная колонна должна поддаваться в сжатом состоянии, чтобы передать нагрузку на долото через горизонтальный участок скважины. Вес горизонтальной части бурильной колонны также должен быть сведен к минимуму, чтобы снизить трение о
стенку скважины. Это обычно достигается путем использования в горизонтальном участке бурильных труб в интервале скважины , близком к вертикали для создания нагрузки, требуемой для разбуривания пород.

Разработка мер по снижению трения является главной целью при проектировании бурильной колонны для горизонтального бурения. Кроме увеличения сил сопротивления при спуске-подъеме и подаче бурильной колонны с ориенторованным отклонителем, известно, что трение также увеличивает крутящийся момент при бурении роторным способом. Стадии бурения роторным способом также должно быть уделено соответствующее внимание. Доступность программ расчета крутящего момента и сил натяжения дает возможность рассчитать силы трения, которые накапливаются по бурильной колонне.

К проблемам продольного изгиба приходится обращаться в связи тем, что в некоторых интервалах бурильная колонна будет находиться в сжатом состоянии. Когда труба подвергается увеличивающимся сжимающим нагрузкам, она претерпавает несколько стадий изменения своей формы. Первую стадию можно назвать синусоидальным продольным изгибом. Труба принимает двойную волнообразную форму, напоминающую синусоиду, изгибаясь вверх-вниз вдоль нижней стенки скважины. При дальнейшем увелечении силы сжатия имеет место вторая стадия (спиральный продольный изгиб). Они заставляют трубу отклонятся к стенкам скважины в форме спирали. Увелечение площади контакта колонны со стенками увеличивает силы сопротивления. При этом требуется увеличение осевых нагрузок для поддержания той же нагрузки на долото. Дополнительная осевая нагрузка вызывает увелечение сил контактного давления на стенку скважины, что еще больше увеличивает силы сопротивления, следовательно, следует избегать спирального продольного изгиба бурильной колонны (рис 3.1.).
.
Рисунок 3.1. Спиральный продольный изгиб бурильной колонны.

Когда силы сжатия увеличиваются еще больше, повышение сил контактного давления на стенки скважины вызовет такие силы сопротивления, что никакие усилия не смогут сдвинуть трубу с места. При подаче бурильной колонны эта третья и последняя стадия обычно называется «заклинка», в
этот момент для продолжения бурения требуются какие-то изменения и обычно меняется конструкция бурильной колонны. При вращени бурильной колонны самая большая осевая ила сопротивления, существующая при подаче колонны с ориентированным отклонителем, превращается в силу опротивления вращению. При этом увеличивается крутящийся момент и снижается осевая сила сопротивления. Это снижение осевоц силы опротивления позволяет колонне более свободно двигатья вниз по стволу. Следовательно, роторное бурение обычно возможно и за той точкой, где при подаче бурильной колонны с ориентированным отклонителем произошла «заклинка» КНБК. Критическая сила, необходимая для спирального изгиба колонны остается неизменной, но для достижения этой критическкой силы при повышении нагрузки на долото необходимо вращение бурильной колонны.

Основное различие между вращением и подачей, сточки зрения продольного изгиба, в том, что при вращении колонны в состоянии продольного изгиба имеет место значительное усталостное воздействие. Это сильно увеличивает рискусталостного разрушения. При подаче с ориентированным отклонителем колонна будет испытывать незначительное воздействие или вообще не будет подвергаться никакому воздействию, даже если имеет место продольный изгиб (до тех пор, пока колонна не вращается), следовательно, исходя из технологичности приемов работы в случае, если бурильная колонна находится в состоянии продольного изгиба, важно приподнять ее от забоя, прежде чем начать вращение.

Чтобы избежать усталостных разрушений, вызванных вращением продольно изогнутых бурильных труб, над интервалом, где сжимающие нагрузки превосходят критическую нагрузку бурильных труб, обычно применяют толстостенные бурильные трубы. Бурильная труба будет в состоянии сжатия (при бурении) от долота до нейтральной точки, которая обычно находится где-то выше точки отклонения скважины от вертикали. Интервал возможного продольного изгиба бурильных труб находится ниже нейтральной точки примерно до середины криволинейного участка скважины (40-60 град.).

Уравнение спирального изгиба, полученное Ченом, Лином и Читхеном определяет осевые усилия, действующие на бурильную колонну в состоянии спирального продольного изгиба:

,
где

F_crit-критичекиеусилия изгиба, кН;

Е-модуль продольной упругости (Юнга), сталь: 206843 Мпа, алюминий: 73085 Мпа;

I-момент инерции, мм4;

W_m-вес трубы в буровом растворе/единица длины м, кг/м;

-зенитный угол, градус;

D_h-диаметр скважины, мм;

D_p-наружний диаметр трубы, мм.

Некторые из этих параметров заслуживают обсуждения, сопротивление продольному изгибу увеличивается по мере того, как:

увеличивается зенитный угол скважины;

уменьшается радиальный зазор (уменьшается диаметр скважины, увеличивается диаметр труб);

увеличивается вес труб на единицу длины.

В этом уравнении пренебрегают влиянием бурильных замков, которые имеют тенденцию центрировать бурильные трубы в скважине и снижают клонность к продольному изгибу. Пренебрежение влиянием бурильных замков приводит к созданию конструкцийс запасом прочности, так как расчетные осевые нагрузки, приводящие к спиральному продольному изгибу, меньше фактических нагрузок, требуемых для продольного изгиба трубы.
Коэффициент трения определяется многими параметрами, его величина будет меняться как функция времени и условий ствола, когда скважина находится в процессе бурения. Скопление шлама на нижней стенке ствола часто вызывает резкое повышение сил сопротивления.

Может также оказаться. Чтокоэффициент трения при подъеме с затяжками отличается от коэффициента трения при спуске с посадками или вращении. Трение внутри колонны обсадных труб обычно меньше, чем трение в открытом стволе, хотя новые обсадные колонны могут иметь сп=начала более высокий коэффициент трения. Это связано с шероховатостью их поверхностей, которые обычно становятся гладкими после некоторого времени вращения бурильной колонны, чтщо снижает трение. Образование желобов и днугие причины прихвата также вызывают аномальные величины коэффициента трения. Различные коэффициенты трения могут иметь и разные типы горных пород (например, песчаник по сравнению с известняком).

Расчет величин крутящего момента и сил натяжения в наклонных и горизонтальных скважинах связан с использованием простых законов физики. Используется классическая теория трения скольжения:

F=N,

Где F-сила трения, фунт силы;

-коэффициент трения;

N-сила, действующая на нормальном контакте.

Нормальная сила контактного давления является силой, которая действует под углом 90, или нормально, к продольной оси бурильной колонны. На практике коэффициент трения определяется отношением силы трения к нормальной силе контактного давления. Например, если сопротивление составляет 2200 тонн силы и общая нормальная сила 9000 тонн силы, то применяя данное выше уравнение трения, получаем коэффициент трения 22009000=0.25.
Проектирование бурильной колонны для горизонтальной скважины является сложной задачей и требует спуска соответствующих элементов бурильной колонны в интервалах сжатия, чтобы передавать нагрузку на долото через горизонтальный участок. Бурильная колонна должна быть спроектирована так, чтобы обеспечить необходимую нагрузку на долото, создать минимальный крутящий момент и силы сопротивления и обеспечить адекватную гидравлическую программу промывки. Оптимальная

конструкция бурильной колонны для горизонтальных скважин с большими и средними радиусами искривлений может иметь до 6 секций. Рисунок 3.2.

Рисунок 3.2.

Таблица 3.4. Секции конструкции бурильной колонны.

Секция	Тип	Назначение	Требуемые характеристики	Желательные условия
1	Компоновка низа бурильной колонны	Управление колонной	Жесткость, небольшой вес	Минимальные крутящий момент и силы сопротивления
2	Бурильные трубы	Передавать нагрузку	Жесткость, небольшой вес	Минимальные крутящий момент и силы сопротивления, обеспечение достаточного сопротивления продольному изгибу
3	Тяжелые бурильные трубы или толстенные бурильные трубы	Передача нагрузки	Жесткость, небольшой вес	Минимальные крутящий момент и силы сопротивления Минимальные крутящий момент и силы сопротивления, увеличение сопротивления продольному изгибу
4	толстенные бурильные трубы	Передача и создание нагрузки	Жесткость, умеренный вес	Повышенное сопротивления продольному изгибу
5	Тяжелые бурильные трубы или толстенные бурильные трубы	Создание нагрузки	Сосредоточенный вес	Переходный элемент (от сжатия к растяжению)
6	Бурильные трубы	Поддержание веса	Высокие пределы прочности при растяжении, скручивании	Обеспечить соответствующие запасы прочности на растяжение и скручивание

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 18

	Технико- технологическая часть Выбор вида промывочной жидкости и установление ее параметров по интервалам глубин		1. Исследовательская часть и технико-экономическое обоснование задания... Технологическая карта оборудования и орг оснастки размещенных на проектируемом участке
	Учебное пособие Москва 2011 Оглавление Введение 4 Глава Аналитическая... Технико-экономическая характеристика предметной области и предприятия. Анализ деятельности «как есть» 6		Технологическая карта Резервуар вертикальный стальной 1000м³ Данная технологическая карта разработана производственно-техническим отделом зао», на основании нормативно-технической и проектной...
	Пояснительная записка. Учебный план. Методическая часть. Система контроля и зачетные требования Образовательная программа предназначена для подготовки лыжников-гонщиков в группах спортивного совершенствования (гсс и гвсм). В...		Типовая технологическая карта на бетонные работы Типовая технологическая карта разработана на бетонирование монолитных конструкций при отрицательных температурах
	Типовая технологическая карта (ттк) Типовая технологическая карта (именуемая далее по тексту ттк) разработана на комплекс работ по монтажу железобетонных колонн промышленных...		Технологическая часть проекта «Дробильно-сортировочный завод по производству... Лещадность на сланцеподобных материалах (сланец, геллефлинт и т п.) не превышает 11-13%. Приводимая ниже пояснительная записка, составленная...
	Методические рекомендации по проведению экспертизы технико-экономических обоснований (проектов) Мдс 11 99 Методические рекомендации по проведению экспертизы технико-экономических обоснований (проектов) на строительство предприятий,...		Методические рекомендации по проведению экспертизы технико-экономических обоснований (проектов) Мдс 11 99 Методические рекомендации по проведению экспертизы технико-экономических обоснований (проектов) на строительство объектов...
	Федеральное казначейство (казначейство россии) Утвержден 54819512.... Технологическая инструкция (регламент) работы с модулем формирования бюджетной (бухгалтерской) отчетности подсистемы учета и отчетности...		1. Технологическая часть Выбор системы газоснабжения Значительный рост добычи газа существенно изменит топливный баланс страна. Если в 1950 году удельный вес газового топлива занимал...
	Андрей Владимирович Петухов Футбол Формирование основ индивидуального... Формирование основ индивидуального технико-тактического мастерства юных футболистов		Патофизиологическое введение Верхняя часть этой трубки служит для приема и обработки пищи, средняя часть для всасывания, нижняя часть для выделения остатков
	Реферат На тему: «Технико-экономические мероприятия по повышению... «Технико-экономические мероприятия по повышению конкурентоспособности продукции на руп «Белмедпрепараты»»		Технико-коммерческое предложение

Технико- технологическая часть

Похожие: