Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Повховском месторождении

Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Повховском месторождении

Геологическая характеристика Повховского месторождения. Продуктивные пласты, свойства пластовых жидкостей и газов. Оборудование, применяемое при проведении гидравлическом разрыве пласта. Материалы, выбор скважины, описание технологии и расчет параметров.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 20.06.2013
Размер файла 1,4 M
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Находим исправить 2617 на 2230

Потери на трение:

=4,3

Находим устьевое рабочее давление РГРП у=46,4 МПа

Рассчитываем Ртр по градиенту потерь давления на трение:

Ртр=0,0016 МПа

Ртр=РтрН=3,5 Мпа (5.11)

Найдем устьевое рабочее давление по градиенту:

РГРП у=45,6 МПа

Определим требуемую мощность для проведения ГРП:

(5.12)

N3000 кВт.

Определяем количество агрегатов потребных для проведения ГРП:

(5.13)

где Ра - рабочее давление агрегата, Gа - подача агрегата при рабочем давлении, km - коэффициент технического состояния агрегата =0,8.

Для производства ГРП используем насосный агрегат Т-800 производства США. Мощностью - 2500 л/с, трех плунжерный насос с диаметром плунжера 5”, обороты двигателя на III скорости:

Ga=1,08 м3/мин, Ра=78 МПа.

46,4 вместо 42,4

Примем n=3 + 1 резерв.

Для производства ГРП требуется 4 агрегата Т-800.

Определяем объем буферной жидкости, исходя из опыта работ на данном месторождении равной 4 м3.

Для заливания применяют следующие химреагенты:

VQA - 1 - загеливатель - 4кг/м3.

BXL-10 - образователь песконесущей структуры 2 л/м3, снижает гидравлическое сопротивление. Расход химреагентов ведется по полному объему жидкости. Для эффективного заполнения трещины песком с учетом инфильтрации необходимо не менее 70% жидкости-песконосителя от объема буферной жидкости.

Vж. пн=300х70/100=21 м3/мин.

Таблица 9 Рекомендуемый порядок закачки пропанта

стадия

Жидкость, м3

Смесь, м3

Концентрация, кг/м3

Кол-во пропанта на стадию, кг

Расчет на емкость, м3

1

3

3,1

120

360

2+120/2700 (2,04)

2

4

4,5

360

1440

4+360/2700 (4,13)

3

6

7,3

600

3600

6+600/2700 (6,22)

4

8

10,5

840

6719

8+840/2700 (8,3)

5

10

14

1080

10803

10+1080/2700 (10,4)

Всего

31

39,4

120-1080

22922

Пропанта необходимо 22,922 т., для транспортировки пропанта в пласт потребуется 31 м3 жидкости песконосителя.

Рассчитаем объем продавки:

Н=2230 м, dвн=76 мм.

Вместимость 1 погонного метра НКТ - 0,0045 м3.

Vпродавки= (0,0045х2230) +1=11,035 м3.

Для производства ГРП на данной скважине потребуется:

Буферная жидкость - 4 м3

Жидкость песконоситель - 31 м3

продавочная жидкость - 10,4 м3

при производстве ГРП используются буллиты V=60 м3. На конец закачки в буллитах должно оставаться по 5 м3. Используются 2 буллита.

Vоб. =4+31+10,4+5+5=55,4 м3

Рассчитаем время проведения ГРП:

(5.14)

t=14 мин.

При проведении ГРП создаются давления, которые могут быть опасными для эксплуатационной колонны. Поэтому в межтрубное пространство в 30 м над верхними отверстиями перфорации устанавливают пакер и опрессовывают на 6 МПа. В затрубное пространство закачивают жидкость и при помощи ЦА-320 нагнетая давление до 9 МПа, создают противодавление на НКТ и пакер.

Необходимый объем жидкости в затрубном пространстве до пакера:

Vзатр. =Vобс-VНКТ; (5.15)

Vобс=dобс 2L/4; (5.16)

VНКТ=dнкт 2L/4; (5.17)

Vзатр. =17,17 м3.

5.4 Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта

Показателем успешности применения технологии ГРП является увеличение притока продукции из обработанной скважины. Расчет этого показателя производился путем определения доли операций, характеризующихся приростом дебитов нефти после ГРП над базовым показателем относительно общего количества введенных в эксплуатацию скважин. Для определения эффективности ГРП использовался показатель степени увеличения дебита жидкости после проведения работ относительно базового уровня (кратность дебита). В качестве базового уровня использовался дебит скважины до проведения интенсификации.

Месторождение характеризуется высоким приростом дебита нефти, в то же время эффект по жидкости более выражен. Степень изменения дебита нефти добывающих скважин после интенсификации гидроразрывом пласта зависит от многих условий. Нефтенасыщенная толщина пласта в анализируемых скважинах изменяется от 1.2 м до 19.4 (в среднем 11.5м). Сопоставление степени увеличение дебита нефти после ГРП с толщиной обрабатываемого пласта показало незначительное снижение эффективности ГРП в сторону увеличения толщин. На 01.01.11 г. на месторождении проведено 2345 ГРП по добывающим скважинам. Объем дополнительной добычи нефти составил 7669692 тыс. т. Среднее увеличение дебита в 2 - 3 раза. Успешность проведения ГРП - 93%. Расчетная продолжительность эффекта - от 4 до 7 лет, ожидаемая дополнительная добыча на скважину 11 тыс. т. На сегодняшний день для ТПП "Когалымнефтегаз" не существует аналогичного по масштабу мероприятия в области разработки нефтяного месторождения, имевшего бы столь высокую технико-экономическую эффективность. Все обработки можно отнести к разряду неглубоких (около 5 т закрепляющего материала). Следует отметить, что выбор скважин для ГРП по горизонту БВ8 проведен в полном соответствии с предоставленными в геологической модели 95% обработок проведены на самой ухудшенной части горизонта.

Основной объем обработок пришелся на краевые части залежи, характеризующиеся худшими коллекторскими свойствами. Можно отметить, что абсолютная эффективность метода (прирост дебита нефти к дебиту до обработки) изменяется в достаточно широких пределах.

При среднем дебите нефти до обработки 7 т/сут, прирост дебита по отдельным скважинам достигал 100 т/сут. Увеличение дебита жидкости после ГРП в значительной степени зависит от потенциальных возможностей скважины.

Как потенциальную возможность рассмотрим максимальный дебит жидкости до ГРП. В условиях применения ГРП не только обеспечивает прирост дебита жидкости до максимально достигнутого до ГРП, но и значительно его превосходит. Так по горизонту БВ8 из 376 обработанных скважин лишь по пяти дебит после ГРП не превышал дебит до ГРП. Среднее отношение к максимальному дебиту до ГРП составило для скважин горизонта БВ8-10 - 2,6 раза. В целом по месторождению объем обработок, по которым не был, достигнут потенциальный дебит жидкости, составляет 9% от общего объема. Важным технологическим достижением является то, что в активную разработку была вовлечена часть запасов краевой зоны.

Таким образом, эффективность работы скважины после ГРП в краевых зонах горизонта БВ8-10 в 4,2 раза превышает эффективность работ обычных скважин, по которым ГРП не проводился.

Таблица 10 - Плановые показатели от проведения ГРП на Повховском месторождении

Показатель

Скважина

1098

235

3218

3282

4151

4347

4368

4430

4482

462

Объем добываемой нефти до ГРП, м3/сут

4,0

7,0

3,0

3,5

8,0

4,2

2,5

3,0

4,5

2,9

Объем добываемой нефти после ГРП, м3/сут

14,3

28,8

21,6

13,2

31,0

16,0

7,3

20,2

26,6

9,0

Ожидаемый объём дополнительно добытой нефти:

в 2011 г., тыс. т

3,7

8,0

6,8

3,6

8,4

4,3

1,8

6,3

8,1

2,2

в 2012 г., тыс. т

2,5

5,2

4,5

2,3

5,5

2,8

1,2

4,1

5,3

1,5

в 2013 г., тыс. т

1,2

2,6

2,2

1,2

2,8

1,4

0,6

2,1

2,7

0,7

Накопленный объём дополнительно добытой нефти, тыс. т

7,5

15,8

13,5

7,1

16,7

8,6

3,5

12,5

16,0

4,4

В настоящее время половина добычи нефти на месторождении обеспечивается скважинами, по которым проводится ГРП. За счет метода коренным образом изменился характер выработки запасов, увеличился объем активно дренируемых запасов. Без применения ГРП разработка месторождения была бы убыточной. Применение других методов не дает таких результатов, особенно это касается скважин, вскрывших часть пласта, характеризующейся плотными породами, малой проницаемостью и достаточно высоким давлением. Для основного объекта разработки характерно падение добычи одновременно с сокращением объемов бурения. Одним из вариантов компенсации падающей добычи стало внедрение промышленных объемов проведения ГРП. В настоящее время гидроразрывы проводятся как по действующим скважинам, так и при выводе скважин из неработающих категорий.59% всех проведенных за рассматриваемый период операций проведено в скважинах центральной части залежи объекта БВ8-10, 49% - в краевой. В целом проведение ГРП на месторождении позволяет не только увеличить добывные характеристики действующих добывающих скважин, но и эффективно выводить скважины из неработающего фонда.

6. Организационно-экономическая часть

ТПП "Когалымнефтегаз" было образовано приказом Министерства нефтяной промышленности СССР №872 от 08.12.87 г. и вошло в состав производственного объединения "Когалымнефтегаз" в качестве структурной единицы. Приказом производственного объединения "Когалымнефтегаз" №22 от 18.05.93 г. предприятие вошло в состав акционерного общества открытого типа "ЛУКОЙЛ-Когалымнефтегаз". Форма собственности - смешанно-долевая. Орган управления государственным имуществом - акционерное общество открытого типа "ЛУКОЙЛ-Когалымнефтегаз”. Основная деятельность ТПП "Когалымнефтегаз" направлена на добычу и первичную подготовку нефти и попутного газа Повховского месторождения. Основные технико-экономические показатели предприятия приведены в таблице 11. Производительность труда на предприятии за последние годы постепенно возрастает, что говорит о рациональном использовании трудовых ресурсов. Фонд заработной платы в 2009 г. вырос почти в два раза, это объясняется повышением коэффициентов к установленным должностным окладам и тарифным ставкам. Из анализа фонда скважин Повховского месторождения следует, что значительное число скважин находится в бездействии. Это говорит о неэффективном его использовании в 2008 г., поэтому необходимо уделять большое внимание оптимизации работы скважин, внедрению новой техники и технологий проведения организационно-технических мероприятий, при этом необходимо проверять их эффективность на основе экономического расчета.

Себестоимость - это выраженные в денежной форме затраты на производство и реализацию продукции. Себестоимость отражает величину текущих затрат, имеющих производственный характер и обеспечивающих процесс простого воспроизводства на предприятии.

Таблица 11 - Основные технико-экономические показатели Повховского месторождения в период 2008 - 2010г.

Показатель

Год

2008

2009

2010

Добыча нефти, тыс. т

4321,4

4313,2

4417,9

Добыча жидкости, тыс. т

13696,2

14625,0

15663,4

Закачка воды тыс. м3

15049,0

14577,2

15703,4

Среднесуточный дебит:

нефти, т/сут

жидкости, т/сут

13,3

42,1

12,9

43,8

13,2

46,7

Обводненность, %

68,4

70,4

71,8

Среднедействующий фонд скважин, скв.

1078

1098

1187

Коэффициент эксплуатации

0,96

0,97

0,95

Коэффициент использования

0,9

0,92

0,91

Численность персонала, чел.

1247

1196

1175

Фонд заработной платы, тыс. руб.

61691,75

87425,1

172838,1

Себестоимость 1 т нефти, руб.

575,45

747,77

837,9

Она представляет собой стоимостную оценку используемых в производстве природных ресурсов, сырья, материалов, топлива, энергии, основных фондов, трудовых ресурсов других затрат. Для получения большей прибыли на предприятии необходимо проводить анализ себестоимости или классификацию затрат по статьям калькуляции.

Из таблицы видно, что основными затратами, влияющими на себестоимость продукции, являются:

расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (24,0%);

общепроизводственные расходы (17,9%);

прочие производственные расходы (30,4%).

Анализируя себестоимость нефти и газа, намечают пути и мероприятия по снижению себестоимости продукции. Снизить себестоимость можно путем пуска бездействующих скважин, увеличения межремонтного периода работы скважин, ускорения ремонтов скважин и другими мерами, повышающими коэффициенты использования фонда скважин и эксплуатации.

Показателями экономической эффективности мероприятия являются:

поток денежной наличности;

чистая текущая стоимость;

срок окупаемости затрат;

коэффициент отдачи капитала;

внутренняя норма рентабельности проекта;

чувствительность проекта к риску.

Расчет по системе выше перечисленных показателей производится за период с 2008 по 2011 г.

Найдем поток денежной наличности

ПДН =Вр - Ит - Нпр, (6.1)

где

ПДН - поток денежной наличности, тыс. руб.;

Вр - выручка от реализации дополнительно добытой нефти, тыс. руб.

Ит - текущие затраты, тыс. руб.;

Нпр - текущие затраты на налоги, тыс. руб.

Дополнительная выручка

Вр = Q Ц, (6.2)

где

Вр - дополнительная выручка, тыс. руб.;

Q - дополнительная добыча, тыс. т;

Ц - цена тонны нефти тыс. руб.

Дополнительная добыча

Q = q Т n Kэкс, (6.3)

где q - дополнительная добыча в сутки, т/сут;

n - число скважин, охваченных мероприятием, шт;

Т - среднее время работы 1 скважины в t - году, сут. (365 сут);

Кэкс - коэффициент эксплуатации (0,944).

Текущие затраты найдем по формуле

Ит = Игрпт + Идопт, (6.4)

где Идопт - текущие затраты на дополнительную добычу, тыс. руб.;

Игрпт - текущие затраты в t - годе на проведение ГРП, тыс. руб.

Идопт = Q C 0,42, (6.5)

где Q - дополнительная добыча нефти в t - году, тыс. т;

С - себестоимость 1 т нефти, тыс. руб.;

0,42 - доля условно - переменных затрат [16].

Прибыль, облагаемая налогом

Ппр = Вр - Ит (6.6)

Налог на прибыль найдем по формуле

Нпр = Ппр 0,24, (6.7)

где Ппр - налогооблагаемая прибыль, руб.;

0,24 - ставка налога на прибыль.

Накопленный поток денежной наличности

НПДН = ПДНt, (6.8)

где t - текущий год;

ПДНt - сумма потоков денежной наличности в t - году, тыс. руб.

Для приведения результатов и затрат по фактору времени используется процедура дисконтирования

т = 1/ ( (1 + Кинф) · (1 + Ен) tр-tm, (6.9)

где т - коэффициент дисконтирования;

Кинф - коэффициент инфляции (Кинф=14%);

Ен - ставка дисконта (коэффициент дисконтирования, численно равный эффективности отдачи капитала), Ен = 0,2 (в условиях стабильной экономики средняя отдача капитала равна 20%);

tр - расчетный год;

tт - предыдущий год.

Дисконтированный поток денежной наличности

ДПДНt = ПДНt t, (6.10)

где ПДНt - поток денежной наличности в t - годе, тыс. руб.

Чистая текущая стоимость

ЧТСt = ДПДНi, (6.11)

где t - текущий год;

ДПДНi - дисконтированный поток денежной наличности за текущий год, тыс. руб.

Данные для расчета и расчет ЧТС и НПДН от проведения ГРП на одной скважине Повховского месторождения приведены в таблице 12 и 13

Таблица 12 - Данные для расчета ЧТС и НПДН от проведения ГРП

Показатели

Год

2008

2009

2010

2011

2012

Прирост среднесуточного дебита, т/сут

40,50

28,35

19,85

13,89

9,72

Себестоимость нефти, руб. /т

1750

1820

1895

1965

2100

Цена нефти, руб. /т

2500

2730

2850

2965

3050

Коэффициент эксплуатации

0,944

0,944

0,944

0,944

0,944

Ставка налога на прибыль, %

20

20

20

20

20

Коэффициент инфляции

14

14

14

14

14

Ставка дисконта, %

20

20

20

20

20

Доля условно - переменных затрат

0,42

0,42

0,42

0,42

0,42

Стоимость ГРП, тыс. руб. /скв. - опер

3899,8

4125,3

4368,4

4587

4982

Количество ГРП, скв. - опер.

1

10

15

24

36

Таблица 13 - Расчет ЧТС и НПДП от проведения ГРП

Показатели

Год

2008

2009

2010

2011

2012

Фонд скважин с проведением ГРП, скв.

1

10

15

24

36

Дополнительный объем добычи, тыс. т

12,62

9,77

6,84

4,79

3,35

Выручка от реализации, тыс. руб.

22145

18468

13628

9539

6677

Текущие затраты, тыс. руб.:

18848

11574

8102

5671

3970

Затраты на проведение ГРП, тыс. руб.

3899,8

41253

65526

110088

179352

Затраты на дополнительную добычу, тыс. руб.

14948

11574

8102

5671

3970

Налог на прибыль, тыс. руб.

1511,2

1894,7

1326,3

928,4

649,9

ПДН, тыс. руб.

4785,5

5999,8

4199,9

2939,9

2057,9

НПДН, тыс. руб.

4785,5

10785,3

14985,2

17925

19983

Коэффициент дисконтирования

1

0,7310

0,5344

0,3906

0,2855

ДПДН, тыс. руб.

4785,5

4385,8

2244,2

1148,4

587,6

ЧТС проекта, тыс. руб.

4785,5

9171,3

11415,5

12564

13152

Рисунок 2 - Профили ЧТС и НПДН

По графику динамики показателей ЧТС и НПДН можно определить срок окупаемости капитальных вложений. Это точка пересечения НПДН с ЧТС с осью абсцисс. Срок окупаемости показывает количество лет, в течении которых суммарные положительные значения ЧТС (НПДН) покрывают их суммарные отрицательные значения.

Заключение

ГРП пласта в настоящее время является основной технологией интенсификации разработки низкопроницаемых коллекторов на Повховском месторождении, обеспечивающей многократный прирост дебита жидкости в эксплуатационных скважинах. Однако, не смотря на многолетний опыт, в применении ГРП пока не выработано каких-либо основательных подходов и принципов выбора скважин. В планировании операций и проведении ГРП нет критериев целесообразности выполнения этих работ, не дана оценка получению сиюминутных эффектов на конкретных скважинах, не выяснены их роли в повышении нефтеотдачи пластов на участках расположения скважин с ГРП, влияния ГРП на работу соседних скважин. Скважины для проведения ГРП необходимо выбрать после проведения анализа выработки рассматриваемого участка, учитывая местоположение остаточных запасов нефти и величину пластового давления.

В целом успешность проведения ГРП составляет около 95%, следовательно вопрос о целесообразности дальнейшего расширения применения ГРП на Повховском месторождении не вызывает сомнения. Расчеты показали, что реализованные мероприятия ГРП обеспечили увеличение конечного коэффициента нефтеизвлечения на 0,6%. Это однозначно свидетельствует о том, что выбранная тактика проведения ГРП полностью соответствовала сложившейся системе разработки и существенно повысила ее эффективность. Принципиального различия в эффективности проведения ГРП между скважинами, вскрывшими монолитный и тонкослоистый пласты, не установлено.

В скважинах, где продуктивный пласт представлен монолитным коллектором, абсолютный и относительный эффект даже несколько выше. В условиях Повховского месторождения величина обводненности продукции скважины перед проведением ГРП на технологическую эффективность этого мероприятия существенно не влияет. Тем не менее, при выборе скважин для проведения ГРП с обводненностью более 40% необходим более тщательный анализ. При проведении ГРП в сравнительно высокопроизводительных скважинах кратность увеличения дебита ниже, но абсолютная величина прироста добычи нефти и стабильность эффекта во времени заметно выше, чем у низко дебитных. Негативного влияния интерференции между подвергавшимися ГРП скважинами и окружающими их, добывающими, не выявлено. По всей видимости это объясняется сравнительно низкими коллекторскими свойствами пласта и несопоставимостью протяженности образовавшихся трещин с расстоянием между скважинами. Таким образом, полученные выводы и рекомендации на данной стадии применения ГРП на Повховском месторождении показали хороший результат. Вопрос о целесообразности дальнейшего расширенного применения ГРП на Повховском месторождении не вызывает сомнения.

Литература

1. Анализ разработки Повховского месторождения: проектный документ/ "КогалымНИПИнефть". - Тюмень, - 2005. - 430 с.

2. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов: Учебное пособие / Л.Е. Ленченкова, М.М. Кабиров, М.Н. Персиянцев. - Уфа: Издательство УГНТУ, 1998. - 255 с.

3. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: учебник для техникумов /А.И. Акульшин, В.С. Бойко, Ю.А. Зарубин, В.М. Дорошенко. - М.: Недра, 1989. - 480 с.

4. Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин: справочник рабочего /В.Г. Уметбаев. - М.: Недра, 1989. - 215 с.

5. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Когалымского региона /С.М. Вайншток, В.В. Калинин, В.М. Тарасюк, В.И. Некрасов. - М.: Академия горных наук, 1999. - 350 с.

6. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки /А.А. Газизов. - М.: ООО "Недра - Бизнесцентр", 2002. - 639с.

7. Анализ эффективности применения методов повышении нефтеотдачи на крупных объектах разработки / М.А. Токарев, Э.Р. Ахмерова, А.А. Газизов, И.З. Денисламов. - Уфа: Издательство УГНТУ, 2001. - 115 с.

8. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: учебник для ВУЗов /Ш.К. Гиматудинов, Д.И. Дунюшкин, В.М. Зайцев и др.; Под редакцией Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1988. - 302 с.

9. Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа: учебное пособие /Г.З. Ибрагимов, В.Н. Артемьев, А.И. Иванов, В.М. Кононов; Под редакцией Ю.Н. Захарова. - М.: Издательство МГОУ, 2005. - 243с.

10. Филин В.В. Краткий анализ лабораторных исследований и результатов промышленного применения новых технологий повышения нефтеизвлечения /В.В. Филин, В.А. Кувшинов, Л.К. Алтунин // Интервал. - 2002. - №11. - С.24-28.

11. Усачёв П.М. Гидравлический разрыв пласта: учебное пособие для учащихся профтехобразования и рабочих на производстве/ П.М. Усачев. - М.: Недра, 1986. - 165 с.

12. Кристиан М.Н. Увеличение продуктивности и приёмистости скважин: перевод с румынского/ М.Н. Кристиан, С.Р. Сокол, А.К. Константинеску. - М.: Недра, 1985. - 184 с.

13. Логинов Б.Г. Гидравлический разрыв пластов /Б.Г. Логинов, В.А. Блажевич. - М.: Недра, 1966. - 147с.

14. Желтов Ю.П. Деформация горных пород /Ю.П. Желтов. - М.: Недра, 1966. - 197 с.

15. Крайнова Э.А. Экономика нефти и газа: учебное пособие /Э.А. Крайнова. - Уфа: УГНТУ, 1998. - 152 с.

16. Шматов В.Ф. Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности /В.Ф. Шматов, Ю.М. Малышев, А.Ф. Брюгеман. - М.: Недра, 1990. - 416 с.

17. Махмудбеков З.А. Интенсификация добычи нефти /З.А. Махмудбеков, А.И. Вольнов. - М.: Недра, 1967. - 140 с.

18. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М.: Госгортехнадзор России, 1993. - 104 с.

19. Ардасенова В.Н. Средства индивидуальной защиты работающих на производстве: каталог - справочник /В.Н. Ардасенова. - М.: Профиздат, 1988. - 176 с.

20. Ибрагимов Г.З. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти /Г.З. Ибрагимов. - М.: Недра, 1991. - 385 с.

21. Правила устройства электроустановок. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 648 с

Размещено на Allbest.ru

...

Страница:


Подобные документы

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 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены