Проектирование нефтяной скважины - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Проектирование нефтяной скважины

Геологические сведения о месторождении. Технология и этапы проектирования наклонно-направленной бурильной скважины. Тектоническая характеристика и строение нефте- и газоносных пластов. Конструкция и профиль скважины, выбор инструмента, режима бурения.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Таблица 1.1Стратиграфический и литологический разрез скважины, категория буримости, элементы залегания пласта
Описание пород, характерные признаки
Артинский, сакмарский, ассельский ярусы
Индекс стратиграфического подразделения
Индекс стратиграфического подразделения
Вязкость нефти в пластовых условий, сп
Индекс стратиграфического подразделения
Глубина кровли (интервал залегания), м
1875-1890м - бобриковский горизонт (с)
2630-2660м - кыновский горизонт (д)
2690-2700м - пашийский горизонт (д).
Сводный каротаж, каверномер, дс, пс, кс
240; 350; 500; 600; 800; 1000; 1300; 1500; 1950; 2750;
Дефектоскопия бурильного инструмента производится перед началом бурения скважины на трубной базе и по мере необходимости по графику.
Из тех вариантов конструкций, при которых обеспечивается решение поставленных перед скважиной задач, оптимальным является вариант, позволяющий добиться наименьшей себестоимости единицы добываемой продукции или наименьшей стоимости строительства.
Основными целями крепления скважины является:
А) создание долговечного и герметичного канала для транспортирования жидкости;
Б) обеспечение устойчивости стенок скважины в течение всего срока службы ее, считая от начала строительства;
В) предотвращение перетоков пластовых жидкостей из одного проницаемого объекта в другой или в атмосферу и связанных с ними тяжелых осложнений;
Г) создание условий для прочного закрепления на устье скважины противовыбросового и эксплуатационного оборудования.
Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования (глубинах верхней и нижней границ каждого интервала).
Конструкция скважины проектируется на основе анализа литологических особенностей пород (таблица 1.2), совмещенного графика давлений, анализа ожидаемых осложнений в скважине(таблица 1.3-1.4), с учетом технологических регламентов, опыта бурения в сходных геологических условий, материально-технических и экономических ограничений, выявленных при согласовании и утверждении проектного задания и с учетом требований по охране недр и окружающей среды.
Самая внутренняя колонна труб носит название эксплуатационной. Она служит не только для укрепления стенок скважины и изоляции соответствующих горизонтов, насыщенных нефтью, газом или водой, но также каналом для транспортировки добываемой из продуктивной толщи или закачиваемой в последнюю жидкости (газа).
Исходя, из условий, что скважина относительно высоко дебитная и в конце эксплуатации будет применяться эцн, желательно выбирать эксплуатационную колонну большего диаметра, например 168мм, но в бурение нужно применять долота также большего диаметра, что повлечет дополнительные расходы (расход энергии, материалов).
Поэтому выбираем оптимальный диаметр эксплуатационной колонны d эк =146мм, диаметр муфты d мэк =166мм.
Длина эксплуатационной колонны выбирается:
Где l ппг - подошва продуктивного горизонта, l ппг =2720м;
L н =(15-25)м - длина деталей низа.
Выбираем диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну:
Где f - зазор между муфтой и стенкой скважины, f=(7-50)мм
По госту 20692-75 выбираем долото с большим диаметром равный 215.9мм
Выбираем длину и диаметр кондуктора.
Колонна труб, спускаемая в скважину после направления и служащая для укрепления стенок последней в недостаточно устойчивых породах и для перекрытия зон осложнений, приуроченных к сравнительно неглубоко залегающим горизонтам, а также для изоляции горизонтов, содержащих артезианские и целебные воды, называется кондуктором.
В связи с тем, что на глубине 150-190м частичное поглощение, а на глубине 10-160м обвалообразование длину кондуктора выбираем
Внутренний диаметр кондуктора определяется:
D вк =d дэк +(6-8)=215.9+7=222.9мм, (2.3)
По внутреннему диаметру и госту 632-82 `'трубы обсадные и муфты к ним'' выбираем трубы с наружным диаметром d нк =245мм
Выбираем диаметр долота при бурении под кондуктор:
D дк =d нк +2f=245+2*15=275мм, (2.4)
По госту 20692-75 `'долота шарошечные'' выбираем долото при бурении под кондуктор d дк =295.3мм
Первая труба или колонна труб, служащая для предотвращения размыва пород, залегающих близ дневной поверхности, разобщения ствола скважины, сооружаемой для соединения устья с очистной системой буровой установки, называется направлением.
Учитывая геологические условия, а именно обвалы глин, принимаем глубину спуска направления 30м.
Внутренний диаметр направления определяется:
D внн =d дк +(6-8)=295.3+7=302.8мм (2.5)
По госту 632-82 `'трубы обсадные и муфты к ним'' под направление выбираем трубы с наружным диаметром d нн =324мм
Выбираем диаметр долота под направление:
D дн =d внн +2f=324+2*22.4=369мм (2.6)
По госту 20692-75 `'долота шарошечные'' выбираем долото при бурении под направление d дн =393.7мм
Название колонны и № раздельно спускаемой части (в порядки спуска)
Наружный диаметр колонны или раздельно спускаемых частей, мм
Максимальный наружный диаметр соединений, мм
Интервал установки по стволу скважины, м
Номинальный диаметр ствола скважины, м
Выбираем высоту подъема цементного раствора.
Заполнение пространства между обсадной колонной и стенками скважины раствором вяжущего, из которого в короткий срок образуется практически непроницаемый камень, является в данное время основным способом герметичного разобщения проницаемых горизонтов друг от друга, предотвращения перетоков пластовых жидкостей из одного горизонта в другой или в атмосферу через за колонное пространство.
На зацементированные участки скважин приходится менее 2% нарушений герметичности обсадных колонн, связанных с коррозией.
Высота подъема цементного раствора за обсадными колоннами определяется в соответствии с рекомендациями: ''правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности'' издатель гост тех надзор россии м: 1998г.
При проектировании конструкции скважины любого назначения интервалы обязательного цементирования и общая высота подъема тампонажного раствора выбирается в зависимости от конкретно горно-геологических условий.
В нефтяной промышленности цементирование скважины производится или до устья, или до 100м башмака предыдущей колонны.
При цементировании направление и кондуктора цемент поднимается до устья.
Цементирование эксплуатационной колонны производится в две ступени с установкой пдм или мсц на глубине 1950м, с использованием тампонажного цемента, плотностью 1830кг/м 3 в интервале 2750-1950м и облегченного цемента плотностью 1520кг/м 3 в интервале 1950-140м.
В случае отсутствия облегченного цемента можно применять гельцемент.
Не допускается разрыв сплошности цементного раствора за обсадными колоннами.
Все интервалы, подлежащие цементированию, объединяются в один общий.
Наклонно направленная скважина должна обеспечивать эксплуатацию участка залежи, расположенного на значительном удаления от устья, с применением методов, обусловленных геологическими и техническими условиями разработки месторождения при минимальных затратах времени и материальных средств на ее строительство, т.е. Дополнительные ограничения на технологию строительства и эксплуатацию скважины, связанные со спецификой наклонного бурения, должны быть минимальны.
Для выполнения поставленных требований профиль скважины должен иметь минимальное количество перегибов ствола и минимальную длину; обеспечивать скоростную и качественную проводку скважины с использованием существующей техники и технологии при наименьших затратах, а также надежную работу внутрескваженного эксплуатационного оборудования.
Учитывая все выше перечисленные требования, выбираем четырех интервальный профиль, состоящий из следующих участков: вертикальный 1, набора зенитного угла 2, стабилизации 3 и уменьшения зенитного угла 4.
В настоящее время разработаны компоновки низа бурильной колонны, которые довольно надежно обеспечивают стабилизацию зенитного угла.
Однако применение их на больших глубинах увеличивает опасность осложнений и аварий (сужение ствола в интервале 1700м и ниже, прихваты центрирующих приспособлений).
Поэтому с определенной глубины бурение ведется без стабилизирующих устройств с уменьшением зенитного угла.
Четырех интервальный профиль рекомендуется для скважины с отклонением забоя от вертикали более 300м, на месторождениях, где по геологотехническим условиям ниже интервала установки насосного оборудования затруднено безаварийное бурение компоновками с полноразмерными центраторами для стабилизации параметров кривизны, и на новых месторождениях, где технология проводки по трех интервальному профилю не отработана.
Параметры участка профиля следует выбирать с учетом закономерностей естественного искривления на данной площади, а также средних проходок на долото.
Желательно проектировать профиль таким, чтобы в процессе бурения не возникало необходимости менять компоновку низа бурильной колонны, в то время как долото еще не отработано.
Определения длины вертикальных участков профиля.
Каждый профиль наклонно направленной скважины в начале должен иметь вертикальной участок не менее 40-50м.
Длину вертикального участка выбирают исходя из следующих предпосылок:
А) с увеличением длины вертикального участка увеличивается зенитный угол, необходимый для достижения заданного отклонения забоя от вертикали, а также длины ствола скважины;
Б) зенитный угол на наклонно-прямолинейном участке должен быть не менее 8°-10°, так как при малых углах затрудняется стабилизация азимутального угла;
В) участок набора зенитного угла желательно расположить в интервале залегания устойчивых пород, чтобы исключалась работа с отклонителем в рыхлых, обваливающихся или осыпающихся породах;
Г) нужно, по возможности, стремится к тому, чтобы нижняя граница вертикального участка располагалось ниже ожидаемого динамического уровня нефти в скважине, или же максимальное искривление ствола находилась ниже динамического уровня (с целью увеличения надежности работы штанговых или электроцентробежных насосов, штанг, кабеля);
Д) в большинстве случаев с увеличением глубины наблюдается уменьшение средней проходки на долото, что может привести к тому , что для набора необходимого зенитного угла придется провести два или три рейса с отклонителем, в то время как при бурение в верхних интервалах обычно достаточно одного рейса.
Первый вертикальный участок перекрывают обсадной колонной, в основном кондуктором.
В связи со сказанным длину первого вертикального участка принимаем 60м.
При бурении наклонных скважин необходимо учитывать следующее:
Масса убт над кривым переводником должна не менее чем в 1.5 раза превышать массу турбобура;
При темпах набора или спада кривизны более 0.6° на 10м в стволе скважины образуются желобные выработки;
Исправление азимута при наклоне ствола более 20°очень сложно и всегда сопровождается снижением угла;
Периодичность определения направления ствола инклинометрией осуществляется на участке набора или исправления азимута через 25-50м, на участках стабилизации или спада кривизны через 200-300м.
Бурение с отклоняющими устройствами требует значительных дополнительных затрат времени на ориентирование отклонителя и контроль за траекторией ствола.
Поэтому для увеличения скорости бурения желательно, чтобы набор кривизны осуществлялся в небольших интервалах.
но увеличение интенсивности искривления ствола может привести к осложнениям, поэтому ее значение необходимо выбирать с учетом условий бурения и эксплуатации.
При спуске забойного двигателя (наиболее жесткой части бурильной колонны) через искривленные участки ствола скважины напряжения, возникающие в корпусе двигателя, не должны превышать пределы текучести. Минимальный допустимый радиус искривления скважины r min, следует определять:
Где: l з.д =7.955 - длина забойного двигателя, м;
D з.д =0.195 - диаметр забойного двигателя, м;
K=0 - величина зазора, выбираемая исходя из конкретных условий бурения.
При уменьшении диаметра и увеличении длины забойного двигателя рекомендуется учитывать влияние его прогиба:
Где: - q=175.89кг=1.7245кн - вес одного забойного двигателя, кн;
e=2.1*10 8 кн/м 2 - для стали, модуль продольной упругости материала, кн/м;
j - момент инерции поперечного сечения забойного двигателя, м 4 ,
При бурении в бурильных трубах, работающих на искривленном участке ствола, не должны возникать напряжения, превосходящие предел текучести.
На участке ствола, расположенном в непосредственной близости от проектного забоя, величина радиуса не должна быть меньше значения, рассчитанного по формуле:
Где: d=0.127м - наружный диаметр бурильных труб, м;
- предел текучести материала, кн/м 2 .
Для верхней части скважины минимально допустимый радиус искривления определяется для бурильных труб, расположенных в начале участка набора кривизны, по формуле:
Где: - напряжение растяжения, кн/м,
Здесь: р=15000кг=147.059кн - максимальная нагрузка, действующая в месте изгиба тела трубы, кн;
f=3336.37мм 2 =0.00333637м 2 - площадь поперечного сечения тела трубы, м 2 .
При подъеме и спуске инструмента из искривленного ствола, а также при бурении замки бурильной колонны не должны создавать чрезмерного давления на стенки скважины в избежании интенсивного износа их, интенсивного желобообразования, протирания обсадных колонн.
В этом случае величина радиуса искривления вычисляется:
Где: q=30кн - нормальное допустимое усилие замка на стенки скважины, кн;
12.5 - принимаемая длина бурильных труб, м.
Для разрезов, сложенных мягкими породами, значение нормального допустимого усилия q ориентировочно может быть принято 10кн; для разрезов, сложенных породами средней крепости 20-39кн; крепкими и твердыми породами 40-50кн.
Минимальный допустимый радиус искривления для опускаемых обсадных труб подсчитывается:
Где: d h =0.146м - наружный диаметр обсадной колонны, м.
Уточненный расчет производится согласно инструкции по расчету обсадных колонн для наклонно направленного бурения.
Радиус искривления ни на одном интервале ствола не должен быть меньше допустимого.
При расчете профиля выбранный радиус искривления необходимо принимать на 5-10% больше его теоретической величины.
Увеличение происходит из-за неточностей установки отклонителя при зарезке наклонного участка ствола и при последующих рейсах.
В нашем случае радиус искривления принимаем равный r н =570м, также для расчета четырехинтервального профиля необходимо задаться несколькими величинами:
А=500м - отход забоя скважины от устья в горизонтальной проекции;
H в =60м - длина вертикального участка ствола скважины;
?=20° - максимальный зенитный угол;
R сп =6958м - радиус участка спада кривизны, выбирается из опыта бурения на ново-запрулненском месторождении
Рассчитываем элементы участка набора кривизны и конечный угол скважины.
Найдем горизонтальную проекцию участка набора кривизны
A н =r н (1-cosс)=570*(1- cos20)=34.38м, (2.16)
Вертикальная проекцию участка набора кривизны
H н =r н *sinс=570* sin20=194.95м, (2.17)
L н =0.01745r н с=0.01745*570*20=198.93м, (2.18)
Максимальный конечный угол наклона ствола скважины
Определив конечный угол скважины, вычислим остальные элементы профиля.
Горизонтальная проекция участка спада кривизны
A сп =r сп (cosс-cosс)=6958*(cos0.092-cos20)=419.609м, (2.20)
Вертикальная проекция участка спада кривизны
L сп =0.01745*r сп (с-а)=0.01745*6958*(20-0.092)=2417.172м, (2.22)
Вертикальная проекция участка стабилизации кривизны
H ст =h-h в -h н -h сп =2750-60-194.95-2368.599=126.451м, (2.23)
Длина участка стабилизации кривизны
L ст =h ст /cosс=126.451/cos20=134.566м, (2.24)
L=h в +l н +l ст +l сп =60+198.93+134.566+2417.172=2810.668м, (2.25)
Горизонтальная проекция участка стабилизации кривизны
A ст =h ст tgс=126.451*tg20=46.024м, (2.26)
A=a н +a ст +a сп =34.38+46.024+419.609=500м, (2.27)
Результаты проверки показали, что расчет произведен правильно.
Долота различных типов и моделей производительно работают только в определенной породе, при определенном режиме бурения. Каждую породу необходимо разбуривать таким долотом, которое дает наиболее высокие технико-экономические показатели. На выбор типа долот также существенное влияние оказывают параметры режима бурения. Выбор долот будет производиться по наиболее высоким показателям ранее пробуренных скважин. Тип долот выбирается на основе анализа карточек отработки долот. Долота следует выбирать в соответствии с крепостью пород, по стратиграфическим горизонтам, и как показывает практика до 1500м критерием эффективности работы долот является механическая скорость, а при больших глубинах резко возрастает объем с/п операций, поэтому за критерий сравнения эффективности долот следует брать рейсовую скорость или проходку на долото. Сводная режимная карточка дает возможность сравнивать показатели определенных долот, на основе сравнения выбрать рациональный тип долот и осевую нагрузку на них.
Таблица 2.2Сводная режимная карточка
Рейсовая или механическая скорость, м/час
Таблица 2.3 Способы бурения, расширки (проработки) ствола скважины и основные параметры проведения технологической операции
Таблица 2.4 Расчет времени механического бурения, расход долот и число рейсов (долбления) по интервалам бурения
Типоразмер долот и бурильных головок
При бурении под направление используют долота типа 393.7 с-цв: - трехшарошечное долото, с центральной промывкой, диаметром 393.7мм, для бурения пластичных неабразивных пород средней твердости.
Вооружение долота из выфрезерованных зубьев.
При бурении под кондуктор используют долота типа 295.3 сз-гну r23: - трехшарошечное долото, с гидромониторной промывкой, диаметром 295.3мм, для бурения пород абразивных средней твердости.
Вооружение долота с твердосплавными зубьями.
Опоры шарошек изготовляют масло наполненные с автоматической подачей смазки, на одном подшипнике скольжения (остальные подшипники с телами качения).
При бурении под эксплуатационную колонну в интервале бурения 240-1450м используют долота типа 215.9 сз-гв: - трехшарошечное долото, диаметром 215.9мм, применяют для бурения абразивных пород средней твердости.
Долото имеет гидромониторную промывку.
Вооружение долота с твердосплавными зубьями.
Опоры шарошек изготовлены на подшипниках с телами качения.
При бурении под эксплуатационную колонну в интервале бурения 1450-2750м используют долота типа 215.9 сз-гау r53 и 215.9 тз-гау r40: - трехшарошечное долото, диаметром 215.9мм, для бурения абразивных средней твердости и твердых абразивных породы.
Долото имеет гидромониторную промывку.
Долота низкооборотистые для бурения роторным способом.
Опоры шарошек изготовляют на двух и более подшипниках скольжения, маслонаполненные, с автоматической подачей смазки.
Вооружение долота с твердосплавными зубьями.
Количество и тип долот были выбраны на основе каждого стратиграфического горизонта и средней величины работы каждого долота по трем соседним скважинам, исходя из средней механической скорости бурения и максимальной проходки на скважину.
Разнообразные геологические условия в которых работают турбобуры, вызвало необходимость создания большого количества различных конструкций и разновидностей турбобуров, отвечающих требованиям технологии проводки скважины.
На основе анализа техноэкономических показателей достигнутые при бурении на данной площади, и исходя из опыта бурения в отрадненском убр, решим принять для бурения следующие типы забойных двигателей по интервалам бурения.
При бурении под направление 0-30м используем турбобур типа тсш-240.
При бурении под кондуктор 30-240м используем турбобур типа тсш-240.
Турбобур типа тсш-240 имеет следующие данные, односекционный, многоступенчатый, шпиндельный, имеет диаметр 240мм, частота вращения в рабочем режиме 420об/мин, расход жидкости 32л/с, момент на валу в рабочем режиме 3.0кнм.
При бурении под эксплуатационную колонну в интервале бурения 240-1450м применяем винтовой двигатель типа д2-195.
Этот винтовой двигатель двухсекционный, имеет диаметр 195мм, частота вращения в рабочем режиме 80об/мин, расход жидкости 25л/с, момент на валу в рабочем режиме 3.1кнм.
На первом этапе развития вращательного бурения основной функцией промывочной жидкости было непрерывное удаление с забоя и из ствола скважины обломков разбуриваемых пород.
в дальнейшем функции ее постепенно расширялись, а требования к составу и свойствам возрастали.
При бурении промывочная жидкость должна:
1) обеспечивать эффективную и полную очистку забоя от выбуренных частиц и вынос их на дневную поверхность;
2) удерживать выбуренные частицы во взвешенном состоянии и предотвращать осаждение их на забой при прекращении промывки;
3) способствовать повышению устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины;
4) создавать на стенки скважины противодавление, достаточное для предотвращения притока пластовых жидкостей и газов. Это давление, однако, не должно быть чрезмерно высоким во избежание резкого снижения эффективности бурения, а также гидравлического разрыва пород или раскрытия естественных микротрещин и поглощения промывочной жидкости;
5) хорошо охлаждать трущиеся поверхности, прежде всего долота;
6) обеспечивать хорошую смазку трущихся поверхностей, особенно опор долота, даже при высоких контактных давлениях между ними;
7) не ухудшать коллекторские свойства продуктивных горизонтов;
8) обладать закупоривающими свойствами, т. Е. Создавать в порах и микротрещинах стенок скважины тонкую, плотную, малопроницаемую корку, достаточно прочно связанную с горными породами и препятствующую проникновению в них не только самой промывочной жидкости, но и ее фильтрата;
9) иметь высокую термостойкость при проходке высокотемпературных скважин и низкую температуру замерзания, а также небольшую теплопроводность при бурении в многолетнемерзлых породах;
10) быть достаточно инертной к воздействию обломков выбуренных пород и минерализованных пластовых вод, но относительно легко поддаваться химической обработке при регулировании ее свойств;
11) облегчать или не затруднять разрушение породы забоя долотом;
12) не содержать, по возможности, компонентов, способных оказывать сильное абразивное воздействие на оборудование;
13) защищать буровое оборудование и инструмент от коррозии;
14) достаточно легко прокачиваться буровыми насосами;
15) состоять в основном из дешевых и недефицитных материалов.
Промывочная жидкость передает энергию от буровых насосов, установленных на поверхности, забойному двигателю при турбинном бурении, а также на забой, особенно при применении гидромониторных долот.
При бурении скважин наиболее широко используют жидкости на водной основе; за ними следуют газообразные агенты и аэрированные жидкости.
Основным руководством при выборе рецептуры и нормировании показателей бурового раствора можно считать технологические регламенты. Также необходимо, чтобы промывочная жидкость на протяжении всего закачиваемого интервала бурения могла выполнять все свои основные функции и сохранять стабильность своих показателей.
Стратиграфический разрез скважины, ее нефте-, водо- и газоносность. Выбор и расчет конструкции и профиля наклонно-направленной скважины. Подготовка буровой установки к креплению нефтяных скважин. Показатели работы долот и режимы бурения скважины. курсовая работа [538,3 K], добавлен 12.03.2013
Литолого-стратиграфическая характеристика, физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины. Осложнения при бурении. Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению скважины, сведения по эксплуатации. Выбор способа бурения. дипломная работа [185,5 K], добавлен 13.07.2010
Геологические условия бурения. Расчет плотности растворов. Выбор конструкции скважины и способа бурения, гидравлической программы бурения скважины. Выбор типа промывочной жидкости. Расчет обсадных колонн на прочность. Характеристика бурильной установки. курсовая работа [74,5 K], добавлен 20.01.2016
Характеристика газонефтеводоносности месторождения. Выбор и обоснование способа бурения. Конструкция и профиль проектной скважины. Выбор и обоснование буровой установки, ее комплектование. Расчет нормативной продолжительности строительства скважины. дипломная работа [557,7 K], добавлен 05.07.2010
Литолого-стратиграфическая характеристика Нарыкско-Осташкинской площади. Выбор конструкции скважины, способа бурения, типа забойного двигателя. Выбор бурильной колонны и ее технологическая оснастка. Проектирование гидравлической программы промывки. дипломная работа [1,5 M], добавлен 02.02.2015
Геолого-технические условия бурения. Проектирование конструкции скважины. Выбор и обоснование способа бурения. Выбор бурового инструмента и оборудования. Проектирование технологического режима бурения. Мероприятия по предупреждению аварий в скважине. курсовая работа [927,4 K], добавлен 30.03.2016
Краткие сведения о районе буровых работ. Стратиграфический разрез, нефтеносность, водоносность и газоносность скважины. Возможные осложнения по разрезу скважины. Выбор и расчет конструкции скважины. Расчет основных параметров и техника безопасности. курсовая работа [487,8 K], добавлен 27.02.2011
Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д. PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах. Рекомендуем скачать работу .

© 2000 — 2021



Проектирование нефтяной скважины дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Курсовая работа: Предметы ведения субъекта Федерации и их реализация в государственном управлении (на примере Пензенской области)
Глобальные Проблемы Современности Пути Решения Реферат
Реферат по теме Влияние неблагоприятных природных и социальных факторов среды обитания на здоровье населения
Контрольная работа по теме Проектирование двухэтажного четырехквартирного односекционного жилого дома
Глобальные Проблемы Современной Культуры Реферат
Дипломная работа: Мировой опыт использования банковских пластиковых карточек и его применение. Скачать бесплатно и без регистрации
Курсовая работа: Завдання астрономів під час спостереження сонячних затемнень
Сочинение Значение Пейзажа В Пьесе Гроза
Реферат На Тему Колыбельные Песни
Реферат На Тему История Сердечно Легочной Реанимации
Курсовая работа по теме Государcтвенная и муниципальная должность
Реферат На Тему Обґрунтування Вибору Сигналу Для Систем Тропосферного Зв’Язку З Кодовим Розподілом Каналів
Арбитражные суды, их задачи и функции
Курсовая Работа Инвестиционный Менеджмент
Курсовая работа по теме OLED-дисплеи
Практическая Работа На Тему Механизация И Автоматизация Работ По Контролю И Сортировке Деталей
Реферат по теме Лечебное питание как обязательное условие лечения многих заболеваний
Реферат по теме Поля и излучения
Реферат На Тему Эволюция Взглядов На Предмет Преступления В Российской Науке Уголовного Права
Любовный Треугольник Софья Чацкий Молчалин Сочинение
Учет основных средств и нематериальных активов - Бухгалтерский учет и аудит отчет по практике
Стандартизация аудиторской деятельности - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Учет и аудит реализации продукции - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа