Особенности эксплуатации ДНС в системе сбора продукции скважин НГДУ Чекмагушнефть

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовой проект

Особенности эксплуатации ДНС в системе сбора продукции скважин НГДУ Чекмагушнефть



Введение

дожимной насосный нефть скважина

Обеспечение плановой разработки нефтяных залежей и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин месторождения осуществляется нефтегазодобывающим управлением (НГДУ). В состав НГДУ входит сложный комплекс подземных и наземных объектов, сооружений и коммуникаций, технологически связанных единой задачей обеспечения рациональной выработки запасов нефтяного месторождения.

Наряду с проектом разработки нефтяного месторождения составляют проект его обустройства - важнейший документ планомерного развития мощностей НГДУ не только в начальный период разработки залежей, но и в дальнейшем.

Проект обустройства нефтяного месторождения - это совокупность проектов отдельных взаимосвязанных технологических систем, включающих:

группирование скважин;

сбор, подготовку и транспорт нефти и нефтяного газа;

поддержание пластового давления;

электроснабжение;

автомобильные дороги.

Для обеспечения нормальной деятельности НГДУ важная роль принадлежит и другим (вспомогательным) системам: контроля и автоматизации процессов, водоснабжения, промканализации, связи и др. Однако они не оказывают существенного влияния на основные технико-экономические показатели проекта обустройства: капиталоёмкость, металлоёмкость, число объектов, протяженность коммуникаций и др.

В зависимости от устьевых давлений, схемы группирования скважин, взаимодействия с системами воздействия на нефтяную залежь и расположения центрального пункта подготовки добываемой продукции организуется система сбора нефти, нефтяного газа и воды, обеспечивающая наилучшие технико-экономические показатели разработки месторождения.

Разработка нефтяной залежи длится 30-40 лет и более. За время эксплуатации месторождения изменяются число и расположение добывающих скважин, их дебиты, и обводнённость. Однако в любой момент существующая система сбора и подготовки продукции должна обеспечивать: герметизированный сбор продукции всех добывающих скважин с изменяющимся во времени нормами отбора; изменение дебитов отдельных скважин и групп скважин; подготовку ежесуточной продукции добывающих скважин; требуемое качество товарной продукции: нефти, газа, воды, возвращаемой в пласт через систему подготовки; подключение новых и отключение нерентабельных скважин. Также сюда относится рациональное использование избыточной энергии потока, поступающего из недр на поверхность через добывающие скважины; возможность совмещения технологических операций сбора и подготовки нефти, газа и воды в трубопроводах, товарных парках и другом оборудовании; укрупнение и централизацию технологических объектов, а при необходимости раздельный сбор продукции скважин, смешение которых по каким-либо причинам нежелательно; учет и использование особенностей рельефа местности и климатических условий; автоматизацию и телемеханизацию основных технологических процессов; возможный минимум капитальных затрат и эксплуатационных расходов (охрану окружающей среды и предотвращение вредного влияния на недра).

На практике в промыслах широко применяют совмещение технологических операций по подготовке нефти в системах сбора, что обусловило изменение функций и целей отдельных традиционных объектов подготовки нефти.

Устьевые давления на различных месторождениях различны, но в основном находятся в пределах 1-2 МПа. Извлекаемые из скважин вода и нефть и выделившийся газ при низких давлениях в системе сбора занимают большой объём и для совместного их транспорта необходимо было бы сооружать разветвлённую систему трубопроводов большего диаметра, что очень дорого.

Поэтому на месторождениях осуществляют совместный сбор продукции и транспортируют её на определённые экономически целесообразные расстояния до групповых установок или дожимных насосных станций, где она частично разделяется на отдельные потоки.

Цель совместного сбора нефти, газа и воды - максимальное использование энергии потока для доставки продукции скважин до пунктов сбора.



1. Требования к свойствам нефти

С развитием техники повышаются требования к ассортименту и качеству нефтей и нефтепродуктов, что, в свою очередь, требует совершенствования процессов их производства. Поэтому качества, как товарной нефти, так и продуктов ее переработки, подлежат обязательному контролю. Организацию контроля качества невозможно осуществлять без стандартов на нефтепродукты и методов их испытания. Задачи стандартизации многообразны. Это, удовлетворение более высоких требований к выпускаемой продукции технологии транспорта, защита интересов потребителя, также и интересов изготовителя - от необоснованных претензии.

Требования к качеству товарной нефти и газа. Осообенности подготовки углеводородного сырья.

Нефть состоит из:

1. Механических примесей, из-за которых происходит износ оборудования и затрудняется переработка; образуются отложения в холодильных печах и теплообменниках.

2. Пластовой воды, из-за которой увеличиваются транспортные расходы; увеличивается вязкость смеси; затрудняется переработка сырья; происходит внутренняя коррозия трубопроводов.

3. Легких фракций углеводородов (углеводороды от этана до пентана - ценное сырье, необходимо исключить потери легких фракций)

Контроль качества нефти: удовлетворение более высоких требований к выпускаемой продукции; защита интересов потребителя; защита интересов изготовителя от необоснованных претензий.

Все это осуществляется за счет:

а) ОСТ - отраслевой стандарт

б) ГОСТ - государственный стандарт Российской Федерации

в) РСТ - республиканские стандарта

г) ГТП - стандарта предприятий

д) ТУ - технических условий

Качество нефти и газа - совокупность свойств, обеспечивающих их пригодность для использования по назначению. Физико-химические свойства нефти: плотность, вязкость и фракционный состав.

Эксплуатационные свойства:

1.характеризуют полезный эффект от использования нефтепродукта по назначению 2.определяют область его применения. Показатель качества - количественная характеристика одного или нескольких свойств продукции, составляющих его качество. Уровень качества - относительная характеристика качества, основанная на сравнении значений показателей качества оцениваемой продукции с базовыми значениями.

Показатели качества товарной нефти

Пример: качество нефти, удовлетворяющее требованиям НПЗ, должно соответствовать ТУ-39-1623-93 «Нефть российская».

Таблица 1.1 Основные показатели

Показатель	Группа нефти 1	Группа нефти 2	Группа нефти 3	Метод испытании, погрешность, %
Содержание воды, не более, %	0,5	1	1	ГОСТ 2477-65,6,0
Содержание хлористых солей, не более, мг/л	100	300	800	ГОСТ 21534-76,10,0
Содержание мех. примесей, не более, %	0,05	0,05	0,05	ГОСТ 6370-83,20,0
Давление насыщенных паров, не более, Па	66650	66650	66650	СТ-СЭВ 3654-82

Показатели качества товарной нефти

Методы оценки свойств и качества

По назначению: 1 приемосдаточные, установление соответствия произведенного, поступившего или отгруженного нефтепродукта показателям качества. 2 контрольный анализ проводят в процессе приготовления или хранения нефтепродукта. 3 полный анализ - оценка качества по основным эксплуатационным свойствам для партии продукта, отгружаемой с завода или перед «закладкой» продукта на длительное хранение. 4 арбитражный анализ выполняют в случае возникновения разногласия между поставщиком и потребителем. 5 специальный анализ - проводится по узкой группе нефтепродуктов, например, определение фракционного состава нефти, стабильность масел.

Промысловая подготовка нефти и цели

1. Дегазация - удаление из добываемой нефти растворённых в ней низкомолекулярных углеводородов - метана, этана и частично пропана, а также сероводорода, азота и углекислого газа. Проводится с целью сокращения потерь бензиновой фракции от испарения (вследствие увлечения её выделяющимся при снижении давления газом) и обеспечения однофазного транспорта нефти, а также для повышения эффективности работы насосных агрегатов. Осуществляется в промысловых условиях посредством ступенчатого снижения давления поступающей из скважины нефти (в нефтяных сепараторах) и разделением её (на каждом этапе) на жидкую (нефть, вода) и газовую фазы.

2. Обезвоживание - подготовка нефти к переработке путем удаления из нее воды. Обезвоживание нефти проводят путем разрушения (расслоения) водно-нефтяной эмульсии с применением деэмульгаторов различных ПАВ, которые, адсорбируясь на границе раздела фаз, способствуют разрушению капель (глобул) диспергированной в нефти воды. Однако даже при глубоком обезвоживании нефти до содержания пластовой воды 0,1 - 0,3% (что технологически затруднительно) из-за ее высокой минерализации остаточное содержание хлоридов довольно велико: 100 - 300 мг/л (в пересчете на NaCl), а при наличии в нефти кристаллических солей еще выше. Поэтому одного только обезвоживания для подготовки к переработке нефтей большинства месторождений недостаточно. Оставшиеся в нефти соли и воду удаляют с помощью принципиально мало отличающейся от обезвоживания операции, наз. обессоливанием. Последнее заключается в смешении нефти со свежей пресной водой, разрушении образовавшейся эмульсии и послед. отделении от нефти промывной воды с перешедшими в нее солями и мех. примесями.

3. Обессоливание - подготовка нефти к переработке путем удаления из нее минеральных солей и механических примесей. Процесс удаления из продукции нефтяных скважин минеральных (в основном хлористых) солей. Последние содержатся в растворённом состоянии в пластовой воде, входящей в состав водонефтяной эмульсии (обводнённая продукция скважин), реже в самой нефти - незначительное количество солей в кристаллическом состоянии. Обессоливание нефти осуществляется в связи с тем, что высокое содержание солей способствует коррозии оборудования трубопроводов при перекачке нефти, приводит к закупориванию теплообменной аппаратуры и коррозии оборудования при её дальнейшей переработке на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) и др

4. Стабилизация - это процесс отделения от нее легких углеводородов (легкие бензины) с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.

Методы стабилизации: горячую нефть нагревают (40…80 С) и подают в сепаратор; выделяющиеся легкие углеводороды отделяются компрессором и направляются в холодильную установку; тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод.

5. Ректификация - нефть нагревают в специальной стабилизационной колонне под давлением и при повышенных температурах (до 240 ⁰С); отделенные легкие фракции конденсируют и перекачивают на ГПЗ.



2. Физические и физико-химические процессы, применяемые при транспортировке и обработке продукции скважин

2.1 Механизм выделения газовой фазы из нефти

Изменение давления и температуры при её движении как по стволу скважины, так и по системе промысловых трубопроводов сопровождается сложными процессами испарения и конденсации многокомпонентных углеводородных систем. При снижении, например, давления происходит процесс разгазирования (испарения) нефти, в результате чего понижается температура газонефтяной смеси. Количественная оценка процесса разгазирования нефти может быть сделана как теоретически, так и экспериментально. Изучение процесса разгазирования нефти в лабораторных условиях обычно проводят в бомбах PVT двумя способами: 1) контактным, или однократным, и 2) дифференциальным, или постепенным (многократным).

Контактным называется такой процесс разгазирования нефти, при котором суммарный состав смеси (нефть+газ) во время процесса остаётся постоянным. Образующийся в бомбе PVT газ всё время находиться в контакте с нефтью, из которой он выделился.

При дифференциальном разгазировании нефти суммарный состав фаз непрерывно изменяется, так как образующийся газ выводиться из системы по мере его выделения. В результате этого при дифференциальном разгазировании нефть обогащается высококипящими компонентами, а с газом отводится наиболее легкая часть этой нефти. поэтому при дифференциальном разгазировании нефти количество газа всегда получается меньше, чем при контактном.

Так, например, одноступенчатую сепарацию приближённо можно рассматривать как контактный процесс разгазирования, а многоступенчатую - как дифференциальный. В соответствии с этим при одинаковых температурах и конечных давлениях сепарации количество и состав газа, выделяющегося из нефти при одноступенчатой сепарации, не совпадают с суммарным количество и составом газа, выделившегося при многоступенчатой сепарации.

Экспериментальные данные показывают, что при дифференциальном разгазировании, в результате сохранения в жидкой фазе бутанов и пентанов, выход нефти увеличивается до 5% (по весу) по сравнению с контактным разгазированием.

Как показывает теория и практика, разгазирование пластовой нефти в процессе её подготовки до товарных кондиции наиболее целесообразно осуществлять в 2-3 ступени. На завершающей ступени разгазирования происходит стабилизация нефти, т.е. Снижение давления насыщенного пара до нормы для предотвращения потерь легких фракции нефти в результате испарения.

2.2 Применение нефтегазовых сепараторов

В процессе движения нефти от забоя добывающих скважин до нефтегазовых сепараторов в результате снижения давления ниже давления насыщения нефти газом происходит частичное разгазирование нефти. Газожидкостная смесь на газовый и жидкостный потоки разделяются (сепарация) в концевых делителях фаз - депульсаторах и газонефтяных сепараторах типа УБС и НГС.

В различных сепараторах нефть от газа и воды отделяется для:

получения нефтяного газа, используемого как сырьё или как топливо;

уменьшения перемешивания газожидкостного потока и снижения тем самым гидравлических сопротивлении, а также возможности образования нефтяных эмульсии;

разложения образовавшейся пены;

отделение воды от нефти при добыче нестойких эмульсий;

уменьшения пульсации давления при транспортировании нефтегазоводяной смеси по сборным коллекторам, проложенным до ДНС или УПН.

Газосепарационный узел, составленный из депульсатора и сепаратора, позволяет сформировать на нисходящем участке трубопровода большого диаметра в депульсаторе расслоённую структуру потока и, как следствие, разделить газожидкостный поток на два: газовый с включениями капельной жидкости и жидкостный с включениями пузырьков газа. Газовый поток направляется в каплеотбойник для улавливания капель жидкости, а жидкостный в гравитационный отстойник, время задержки жидкости в котором определяется временем всплывания основной массы пузырьков газа.

Компоновка сепарационных узлов из депульсаторов и сепараторов предусматривает возможность:

- перераспределения продукции скважин по аппаратам в любых сочетаниях;

перераспределение потоков газа из депульсаторов между нефтегазовыми сепараторами и выносными газосепараторами для обеспечения качественной очистки;

ввода реагентов-деэмульгаторов, пеногасителей, для рециркуляции горячей воды или нефти через сепарационный узел.

2.3 Факторы, влияющие на эффективность выделения газа из нефти в сепараторах

Самым эффективным и технически совершенным сепаратором является такой, из которого не выносится капельная жидкость и пузырьки газа, при этом время задержки нефти в сепараторе и расход металла на его изготовление должны быть минимальными. Кроме того, в таком сепараторе должно устанавливаться фазовое равновесие между газом и нефтью.

При разделении нефти и газа в сепараторе следует стремиться к тому, чтобы создавать большую поверхность контакта между фазами и не допускать чрезмерного уноса капельной жидкости и акклюдированных пузырьков газа из сепаратора. Увеличение поверхности контакта между нефтью и газом существенно сокращает время для достижения равновесного состояния системы при данных температуре и давлении.

Поэтому эффективное выделение газа из нефти в сепараторе может быть только при мелкодисперсном состоянии нефтегазовой смеси, которое обеспечивается, как правило, или насадками форсуночного типа, или специальными диспергаторами. В данном случае в объёме сепаратора образуется мелкодисперсная нефтегазовая смесь, состоящая в основном из капелек нефти размером от 1 до 2 мм. В зависимости от пенистости нефти время пребывания газонефтяной смеси для обеспечения разделения газовой и жидкой фаз колеблется от 1,5 до 25 минут и более. С другой стороны эффективность работы сепарационного узла определяется допустимым коэффициентом уноса капельной жидкости газовым потоком и, как следствие, допустимой скоростью набегания газа на сетчатый каплеотбойник.

На процесс сепарации газа от нефти также оказывает существенное влияние работа сборного коллектора, характер движения в нём газожидкостной смеси, проявление пульсации давления в нефтегазовом потоке. Для снижения влияния работы сборного трубопровода на процесс разгазирования нефти в сепараторе применяют специальные устройства - депульсаторы.

2.4 Обезвоживание продукции

Процесс обезвоживания добываемой из недр продукции скважин включает следующие стадии:

разрушение бронирующих оболочек на каплях воды с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ) и тепловой обработки;

укрупнение капель за счёт их слияния;

разделение (отстаивание) фаз.

Обезвоживание нефти завершается, как правило в гравитационных отстойниках. До газосепарационного узла в поток вводят ПАВ (реагент-деэмульгатор) для разрушения прочностиоболочек на каплях воды в нефти и облегчения их последующего слияния в газосепарационном узле и отстойнике предварительного сброса воды. При сравнительно большой обводнённости газожидкостной поток в частично расслоённом виде попадает из газосепарационного узла в отстойник, откуда сбрасывается дренажная вода в систему водоподготовки. На выходе из этого отстойника обводнённость водонефтяной эмульсии, как правило, не превышает 15-25%. В печах она нагревается до температуры 60-70 ^оС и поступает в каплеобразователь (укрупнитель капель), например трубчатого типа.

Каплеобразователь (гидродинамический коалесцетор) предназначен для завершения разрушения бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды, слияния их и частичного расслаивания потока на нефть и воду перед поступлением в гравитационный отстойник.



3. Принципиальная схема и технические характеристики ДНС. Технологические режимы работы ДНС

Принципиальная схема производственных объектов НГДУ «Чекмагушнефть» показана на рисунке. Продукция добывающей скважины 1 по индивидуальному трубопроводу поступает на автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) 2. В продукцию, как правило, добавляют реагент 3. Затем она направляется в газожидкостную сепарационную установку первой ступени сепарации 4 и на установку подготовки нефти в сепарационную установку второй ступени 5. На промыслах НГДУ «Чекмагушнефть» для сепарации воды от нефти применяются трубные водоотделители, которые могут устанавливаться как на кустах с большим количеством скважин, так и на пунктах сбора и предварительной подготовки нефти, вода отделённая в таких установках поступает в систему ППД. После этого водонефтяная смесь поступает в деэмульсионную установку 6, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти, а затем в стабилизационную установку 7. В технологическом блоке 8 определяют количество и качество товарной нефти перед сдачей её в товарный парк. Если по каким-либо причинам готовая нефть не удовлетворяет заданным параметрам, то она автоматически направляется на повторную обработку.

Выделившиеся из нефти газ в установках 4, 5, 7 после соответствующей обработки подаётся на компрессорную станцию 9 и далее на котельные установки цехов, кирпичный завод и птицефабрику.

Дренажная вода после деэмульсионной установки 6 поступает на установку очистки нефтепромысловых сточных вод 10, где подготавливается для использования её в системе поддержания пластового давления (ППД) и направляется на кустовые насосные станции (КНС) 13, откуда в нагнетательные скважины 14 месторождения. На КНС подаётся также пресная вода с водозаборных устройств 11 через очистные сооружения 12.

Технологическая схема НСП «Манчарово»

3.1 Оборудование, применяемое в процессе подготовки нефти, газа и воды

Сводная информация по установкам сбора и подготовки нефти, газа и воды, а также сведения о используемых реагентах, расходе электроэнергии и тепла для обработки одной тонны нефти приведена в таблицах.

Описание оборудования применяемого на промыслах НГДУ «Чекмагушнефть» для обработки добываемой продукции приведём на примере устоновки предварительного сброса воды «Андреевка».

Дожимная насосная станция, совмещенная с установкой предварительного сброса воды (ДНС-УПС) «Андреевка», находится на территории бригады №2 ЦДНГ №4 НГДУ «Чекмагушнефть» ирасположена в Илишевском районе республики Башкортостан. ДНС-УПС «Андреевка» предназначена для:

- первичного разделения нефти от воды и газа;

- перекачки нефти с остаточной водой в нефтепарк;

- подготовка пластовой воды для закачки в систему ППД;

- подготовка попутного газа для внутренних нужд.

- ДНС-УПС «Андреевка» включает в себя:

- площадку трубного водоотделителя;

- площадку технологического оборудования, состоящую из сепаратора объемом 100 м³, отстойников объемом 100 м³ - 2 шт., отстойника объемом 200 м³, газоосушителя объемом 32 м³;

- площадку печей УН-0.2 - 2 шт. - для отопления производственных и бытовых зданий;

- насосную внешней перекачки;

- резервуар РВС объемом 5000 м³;

- площадку подземной емкости доля дренажа объемом 32 м³ с насосной откачки дренажа;

- площадку блока реагентного хозяйства БР - 2,5 - 2 шт.

- факельное хозяйство, состоящее из факельного стояка диаметром 100 мм и высотой 25 м.



3.2 Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции

На УПС «Андреевка» поступает продукция скважин Андреевского месторождения. Общее количество жидкости, поступающее на УПС «Андреевка» Qж = 144,1 м³/час. Физико-химические свойства нефти, попутного газа, состав сточной воды, приведены в таблицах.

Физико-химические свойства нефти

Показатели	Значения
1. Плотность, кг/м3 по ГОСТ 3900-85	900
2. Вязкость кинематическая, мм2/с по ГОСТ33-82 при 20 оС	53
3. Содержание в нефти: воды, % масс. по ГОСТ 2477-65 солей, мг/л по ГОСТ 21534-76 парафина, % по ГОСТ 11851-86 смол, % по ГОСТ 11858-66 асфальтенов, % по ГОСТ 11858-66 мехпримесей, % по ГОСТ 11858-66	13,5 98911 0,68 46 5,8 0,0064

Физико-химические свойства попутного газа

Показатели	Значения
1. Плотность, г/м3	770
2. Теплотворная способность газа, кДж/м3	8000
3. Состав газа по ГОСТ 13379-77 метан, % этан, % пропан, % азот, % кислород, %	92,9 3,1 0,6 2,4 1,0

Характеристика сточной воды

Показатели	Значения
1. Плотность, кг/м3 по ГОСТ 3900-85	1054
2. Водородный показатель	5,8
3. Ионный состав воды, мг/л по ОСТ 39-071-78 HCO3 Cl SO4 Ca Mg K + Na	317 38994 34 2572 1029 20587

Для разрушения водонефтяной эмульсии производится подача деэмульгатора перед сепаратором. При подготовке нефти используются следующие реагенты: СНПХ-4410, Дауфакс 50С15Д.

Физико-химическая характеристика реагентов

Характеристика	СНПХ-4410	Дауфакс 50С15Д
1. основное назначение	Деэмульгатор	Деэмульгатор
2. Удельный расход, г/т	70	70
3. Агрегатное состояние	Однородная прозрачная жидкость от светло-желтого до желтого цвета	Жидкость от желтоватого до коричневого цвета
4. Плотность при 20 оС, г/см3	0,9 - 0,93	0,94
5. Вязкость при 20 оС, мм2/с	20 - 50	33
6. Температура застывания, оС	- 50	- 50
7. Растворимость	В воде	в масле

Для защиты оборудования от коррозии в систему дозируется ингибитор коррозии Нефтехим-3, жидкость темно-коричневого цвета, представляющая собой смесь полиэтилен полиамина и карбоновых кислот, легкого талового масла, 40% активного вещества, применяется при содержании сероводорода до 300 мг/л, защитная способность 85-90%, удельный расход 15 г./м³, плотность 0,98 г./ см³, температура застывания - 28 ^оС.



4. Проверочные расчеты

Необходимо спроектировать и рассчитать нефтепровод сложного и сборного типа. Для этого определяется: диаметр сложного нефтепровода на каждом участке; необходимый напор насоса на групповых участках а, б и ж; напоры в точках присоединения примычек. Строится пьезометрический профиль трубопровода.

Схема гидравлического расчета сборных трубопроводов

Диаметр трубопровода, скорость движения нефти, потери напора на трение определяются по участкам.

Участок а-б. Задаемся скоростью движения нефти v=1,3 м/с в зависимости от значения вязкости нефти. Находим диаметр трубопровода на участке а-б:

По ГОСТ принимаем трубу159Ч7, внутренний диаметр которой будет равен 145 мм.

Фактическая скорость составит



Определение числа Рейнольдса

где - кинематическая вязкость .

Коэффициент гидравлического сопротивления

Рассчитываем потери напора на участке а - б

Участок б - в

Находим диаметр трубопровода на участке б - в

По ГОСТ принимаем внутренний диаметр 255 мм.

Фактическая скорость составит



Определение числа Рейнольдса

где - кинематическая вязкость .

Коэффициент гидравлического сопротивления

Зона гидравлически гладких труб

Рассчитываем потери напора на участке б - в

Участок в-г

Находим диаметр трубопровода на участке в-г

По ГОСТ принимаем внутренний диаметр 255 мм.

Фактическая скорость составит



Определение числа Рейнольдса

где - кинематическая вязкость .

Коэффициент гидравлического сопротивления

Рассчитываем потери напора на участке в-г

Общие потери напора на всех участках с учетом разности отметок рельефа между точками а - г

H=h₁+h₂+h₃+(Z₄-Z₁)=125+41,6+35,2+(177-110)=268,8 м.

Размещено на Allbest.ru

...