Двухстадийный растянутый способ глушения скважин

Газонефтеводопроявления: признаки и причины возникновения ГНВП

ГНВП (газонефтеводопроявления) представляют собой проникновение одновременно нефтяного флюида и газа через колонны внутрь скважины или во внешнее заколонное пространство. ГНВП является достаточно серьёзным типом проблем, которые могут возникать при бурении и требующий немедленного устранения. Наиболее вероятное возникновение газоводонефтепроявления при высоких пластовых давления вследствие значительного заглубления забоя, а также при недостаточной квалификации бурильщиков или ремонтников.

Причины ГНВП

Причины возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте нефтескважин следующие:

1. Неправильное планирование проведения работ, которое привело к неверным действиям при создании давления рабочего раствора во время выполнения капитального ремонта. В результате внешнее давление продавливает соединительные швы колонны и возникает ГНВП.
2. Возникновение ГНВП вследствие поглощения жидкости внутри скважины.
3. Снижение плотности рабочей жидкости во время простоев работы из-за поступления через стенки воды или газа.
4. Неверные действия при выполнении спуско-подьёмных работ вследствие чего снижается уровень жидкости в колонне.
5. Несоблюдение рекомендуемого временного интервала между циклами работ, что приводит к возникновению и развитию ГНВП. Особенно если не была осуществлена промывка за время более полутора суток.
6. Нарушение правил проведения работ в шахтах: освоение, эксплуатация и устранение аварий.
7. Освоение пластов с высоким содержанием газа, растворённого в жидкости, и воды.
8. Возникновение процессов поглощения жидкости в стволе скважины.

Признаки ГНВП

Возникновение газонефтеводопроявлений в скважине способно оказывать существенное влияние на характеристики нефтедобычи за счёт изменения свойств промывочной жидкости, напора выходящей нефти. В зависимости от интенсивности поступления воды и газа, а также времени их просачивания, на поверхности скважины образуются определённые признаки, свидетельствующие о существовании ГНВП.

Причины возникновения газонефтеводопроявлений во многом определяют признаки их проявления. При наличии повреждений ствола скважины или неправильной технологии добычи потоки являются достаточно интенсивными и ГНВП определить относительно несложно. Так, пузырьки газа, которые просачиваются на глубине вследствие ГНВП, находятся под высоким давлением и при поднятии на поверхность увеличиваются в объёме за счёт уменьшения давления и существенно снижают удельный вес рабочей жидкости. Определить признаки появления воды также можно по удельному весу.

Основные признаки газонефтеводопроявления следующие:

1. Повышение количества промывочной жидкости в системе циркуляции, проявляемое в увеличении её объёма.
2. Значительный рост скорости механического бурения установкой при освоении месторождения за счёт снижения трения.
3. Рост уровня промывочной жидкости выше расчётного значения в системе циркуляции во время спуска рабочего инструмента.
4. Наличие постоянного газового потока в жидкости, который со временем постепенно увеличивается, является основным признаком появления ГВНП.
5. Снижение плотности рабочей жидкости под действием поступления воды через стенки ствола скважины.
6. Изменение давления на буровых насосах вследствие проникновения газа в скважину или при поступлении воды.
7. Увеличение скорости циркуляции промывочной жидкости под действием давления газа или воды, поступающих из пластов в чистом или растворённом виде.

Действия при ГНВП

При появлении первых признаков газонефтеводопроявления необходимо срочно принимать меры по их ликвидации. Во-первых, нужно прекратить добычу нефти из проблемной скважины, а, во-вторых, для предупреждения осложнений от ГВНП и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.

При обнаружении ГНВП вахта должна выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины, а также информировать о ситуации руководство. После подтверждения факта газонефтеводопроявления вызывается спецбригада по его устранению. К работам по устранению ГНВП допускают только рабочих и специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.

Ликвидация ГНВП производится с применением спецоборудования, которое позволяет спустить в ствол бурильные трубы в условиях высокого давления. С целью приостановки газонефтеводопроявления одновременно создаётся оптимальное выравнивающее давление в стволе, равное или превышающее пластовое.

Если при спуске оборудования вследствие газонефтеводопроявления возникает фонтанирование, то принимаются меры по его глушению в соответствии с аварийным расписанием. Для этого дополнительно потребуется привлечение представителей органов по технадзору.

Для перекрытия скважины при газонефтеводопроявлении применяется баритовая пробка, создающая непроницаемый экран в пластах и позволяющая установить над ней цементный мост. Если ГНВП вскрывается при работе двух насосов, то предусматривают их работу из одной ёмкости либо с установленными запорными устройствами между двумя емкостями.

Методы устранения газонефтеводопроявления

После выяснения истинной причины возникновения ГВНП необходимо выбрать наиболее эффективный метод действий:

1. Ступенчатое глушение скважины. Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва на уровне башмака. При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие дросселя для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления воды или газа в колонну на глубине. За счёт кратковременности пика давления производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины. Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.
2. Двухстадийное глушение скважины при газонефтеводопроявлении. Метод заключается в чётком разделении стадий на вымыв флюида тем же раствором, который был на момент обнаружения причины возникновения ГНВП, и одновременного приготовления раствора с необходимой плотностью для глушения. На первой стадии выполняются действия по заглушке скважины, а на второй — провести замену рабочей жидкости.
3. Двухстадийное растянутое глушение скважины. При выявлении газонефтеводопроявления вымывают флюид тем же раствором и затем постепенно увеличивают его плотность до требуемой. Такой способ устранения ГНВП эффективен при отсутствии ёмкостей для приготовления необходимой рабочей жидкости. Из-за того, что процесс вымывания флюидов значительно растягивается во времени, по сравнению с обычным двухстадийным процессом, метод и получил такое название.
4. Ожидание утяжеления скважины. После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью. При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить газонефтеводопроявление и всплытие флюида на поверхность.

Заключение

Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет с большой вероятностью предотвратить развитие осложнений и, соответственно, простоев в работе, а также значительных финансовых потерь. Поэтому необходимо обеспечить эффективный контроль внешних датчиков давления, плотности и объёма рабочей жидкости.

Видео: Причины проявления ГНВП

Источник

Первая стадия двухстадийного глушения скважины.

МЕТОДИКА ДВУХСТАДИЙНОГО ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН

Напомним, что основной особенностью способа двухстадийного глушения скважины является принцип разделения работ на две четкие стадии — стадия вымыва флюида и стадия собственно глушения скважины. Для контроля за забойным давлением используют косвенные методы контроля, т.е. о нем судят по величине давления в бурильных трубах при постоянной подаче насоса. Поддерживая постоянное давление в бурильных трубах, путем изменения противодавления, создаваемого дросселем, обеспечивают постоянство забойного давления. На первой стадии не ставят цель заглушить скважину более тяжелым буровым раствором — цель иная — освободить затрубное пространство от флюида. Контролем успешно проведенной операции является выравнивание избыточных давлений в трубах и затрубном пространстве. По значениям этих давлений определяют, на сколько нужно утяжелить буровой раствор. При закачивании его в бурильные трубы вновь разбалансируется равенство гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве, поэтому давление в трубах по мере их заполнения снижают на значение избыточного давления, внося поправки на гидравлические сопротивления. Последующую замену бурового раствора в затрубном пространстве более тяжелым осуществляют при постоянном давлении в бурильных трубах.

Как на первой , так и на второй стадии постоянство давлений в бурильных трубах при его изменении обеспечивают различной степенью открытия или закрытия дросселя — при росте давления его приоткрывают, при снижении — прикрывают. Давление в затрубном пространстве может свободно меняться до тех пор, пока оно не прывысит максимально допустимое. Следует также учитывать, что давление в бурильных трубах не реагирует немедленно на изменение противодавления. Скорость передачи давления составляет примерно 150 м/с и на глубоких скважинах составляет значительную величину.

Рассмотрим теперь последовательность операций и общие правила их осуществления.

При выявлении наличия ГНВП необходимо как можно скорее закрыть скважину. Существует много способов раннего обнаружения проявлений. Но если возникает вопрос, проявляет скважина или нет, необходимо отключить насос и проверить наличие перелива из скважины. Если перелив есть, но имеется сомнение о его причине, следует закрыть скважину и проверить наличие давления в бурильной колонне.

Следует помнить, что чем больше пластового флюида поступило в скважину, тем труднее при больших давлениях ее будет глушить. Теоретически максимальное давление в колонне при глушении газопроявления повышается на квадратный корень объема проявления. Например, при проявлении в 16 м.куб давление в два раза выше максимального давления в колонне на поверхности при проявлении в 4 м. куб.

Дата добавления: 2015-08-05 ; просмотров: 11 ; Нарушение авторских прав

Источник

Способ «ожидания и утяжеления»

При этом способе после герметизации скважины предварительно утяжеляют необходимый объем жидкости глушения до требуемой плотности в запасных емкостях, а затем проводят само глушение.Этот способ весьма опасен, так как всплывающий по затрубному пространству газ создает на устье скважины избыточное давление, что может привести к разрыву колонны или гидроразрыву пластов.Помимо этого, скважина на какой-то период остается без циркуляции, что повышает вероятность прихвата инструмента.

Способ «двухстадийного глушения скважины»

Вначале промывают скважину с противодавлением в целях очистки от пластовых флюидов — стадия вымыва пластового флюида. Затем циркуляцию прекращают, увеличивают плотность раствора глушения и глушат скважину — стадия глушения.Данный способ относительно безопасен, не требует построения графиков давления и нуждается в минимуме расчетов. Однако при его применении создаются наибольшие давления в колонне.Нежелательным является остановление промытой скважины без циркуляции в период утяжеления раствора глушения в запасных емкостях.

Способ «двухстадийного, растянутого глушения»

Промывают скважину с противодавлением для очистки жидкости глушения от пластовых флюидов, а затем постепенно увеличивают плотность циркулирующего раствора без прекращения циркуляции.

9. Необходимые мероприятия перед ремонтом длительно простаивающей скважины? Причины возникновения ГНВП при длительных простоях скважины С чем (какая документация и т.п.) должна быть ознакомлена бригада перед началом работ по ремонту скважины? План работ, кем разрабатывается и утверждается, основные пункты.

10. Требования к проведению учебных тревог с работниками бригад ТКРС? Периодичность и порядок проведения учебных тревог на месторождениях, содержащих сероводород.

каждый рабочий хорошо знал:

-свои обязанности при ГНВП;

-причины и признаки их обнаружения;

-правила производства работ в загазованной зоне;

-первоочередные действия вахты при возникновении ГНВП;

-умел пользоваться СИЗ и мог чётко выполнять действия по герметизации устья скважины.

Учебные тревоги проводит ответственный работник не реже 1 раза в месяц с каждой вахтой согласно графика проведения учебных тревог, утверждённого главным инженером предприятия.

На месторождениях, содержащих сероводород до 6% объёмных, учебные тревоги проводятся ежемесячно, но из них 1 раз в квартал проводятся с обеспечением безопасных условий работы в противогазах с использованием безопасных инструментов, работая плавно, без ударов с проведением КВС.

11. Кто сообщает в цех ТКРС о ГНВП? Какую информацию необходимо передать? Звуковые сигналы оповещения при возникновении внештатных ситуаций.

12. Каковы требования к производству работ при кумулятивной перфорации скважины? Каковы причины возникновения и меры по предотвращению ГНВП?

13. Какие скважины подлежат и не подлежат глушению до начала ремонта? Влияние отклонения параметров технологической жидкости на возникновение ГНВП. Причины возникновения ГНВП при поглощении.

14. Каким образом осуществляется долив скважины при подъеме колонны труб? Какие требования предъявляются к доливу скважины?

15. Какие признаки относятся к прямым признакам флюидопроявления?

) Увеличение объема промывочной жидкости в приемной емкости при бурении или промывке.
2) Повышение расхода выходящего потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насосов.
3) Перелив промывочной жидкости из скважины при остановках в работе.
4) Уменьшение объема доливаемой в скважину промывочной жидкости при подъеме труб против расчетного.
5) Увеличение объема промывочной жидкости в приемной емкости при спуске труб против расчетного.
6) Повышение газосодержания в промывочной жидкости.

16. Какие косвенные признаки флюидопроявления? Какие признаки позднего обнаружения ГНВП?

Косвенные признаки — это вид раннего обнаружения ГНВП:

— увеличение механической скорости бурения свидетельствует о падении противодавления на пласт, возникновение депрессии, вход в легко буримые породы;

— падение давления на стояке (насосах);

А) выход в кольцевое пространство большого количества легкого флюида, образование сифона.

17. Б) может свидетельствовать о неисправности насосов или нарушении герметичности бурильной колонны:

— увеличение веса бурильной колонны:

а) снижение плотности промывочной жидкости за счет поступления в скважину пластового флюида;

б) уменьшение трения бурильной колонны о стенки скважины.

18. Какие причины перехода ГНВП в открытый фонтан при проведении ремонта и освоения скважин.

Низкая обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников предприятий приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений.

Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям “Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности”.

Некачественное цементирование обсадных колонн.

Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины.

Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.

Отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб.

19. Какие существуют организационные, технологические и технические мероприятия по предупреждению возникновения ГНВП?

20. План ликвидации аварий. Назначение, содержание, срок действия.

21. Действия вахты при возникновении ГНВП в процессе СПО НКТ, устье оборудовано малогабаритным плашечным превентором.

Бурильщик подаёт сигнал «выброс», (это сигнал верховому немедленно спускаться с полатей и идти в насосную) прекращает СПО и вместе с помощниками наворачивает шаровой кран(в открытом положении) на инструмент. Дальнейшие действия по герметизации устья скважины как и при бурении и промывке скважины. (смотри §1)

— 1-й и 3-й помощники бурильщика проверяют задвижки на манифольде и блоках ПВО.

1-й помощник со стороны блока дросселирования, 3-й со стороны блока глушения. На блоке дросселирования должны быть открыты три задвижки и дроссель со стороны сепаратора, все остальные задвижки должны быть закрыты. 1-й и 3-й помощники докладывают о результатах проверки бурильщику. Бурильщик со вспомогательного пульта открывает задвижку крестовины со стороны линии дросселирования и убедившись что раствор пошел по линии дросселирования, закрывает верхний плашечный превентор(ППГ) или универсальный (ПУГ).

Если был закрыт ППГ то 1-й и 3-й помощники по команде бурильщика фиксируют схождение плашек превентора ручным приводом, затем они закрывают задвижку на сепаратор, открывают шаровой кран под ведущей трубой. Бурильщик через 5-10 минут, после стабилизации давления на устье, записывает давление в трубах по манометру на стояке и в затрубье по манометру на блоке дросселирования.(также должен записать время начала осложнения и вес инструмента). 1-й помощник сообщает диспетчеру УБР об осложнении.

1-й и 3-й помощники закрывают дроссель, открывают задвижку на сепаратор и стравливают дросселем давление по 3-4 атмосферы в минуту не допуская его роста выше 80% от давления опрессовки обсадной колонны на которой смонтировано ПВО.

(Дальнейшие действия проводятся по специальному плану глушения)

Машинист (дизелист) буровой установки следит за работой двигателей, и только по команде бурильщика останавливает двигатели, перекрывает подачу топлива.

Электрик обесточивает буровую также по команде бурильщика.

Лаборант-коллектор (а в его отсутствии -1-й помощник) через каждые 5 мин. замеряет плотность бурильного раствора на выходе из сепаратора (дегазатора). Следит за содержанием газа в растворе.

Слесарь следит за работой насосов, оборудования, ПВО.

22. Действия вахты при возникновении ГНВП в процессе СПО ЭЦН, устье оборудовано сдвоенным плашечным превентором.

23. Действия вахты при возникновении ГНВП при отсутствии НКТ в скважине, устье оборудовано малогабаритным плашечным превентором.

24. Действия вахты при ГНВП с прихваченным инструментом, устье оборудовано сдвоенным плашечным превентором.

25. Действия вахты при ГНВП и содержании сероводорода в воздухе выше ПДК, устье оборудовано сдвоенным плашечным превентором.

26. Действия вахты при ГНВП и содержании сероводорода в воздухе выше ПДК, близким к 0,5% объёмных, устье оборудовано сдвоенным плашечным превентором.

27. Действия вахты при воспламенившемся открытом фонтане, устье оборудовано сдвоенным плашечным превентором.

28. Действия вахты при ГНВП и его переходе в открытый фонтан, устье оборудовано сдвоенным плашечным превентором.

29. Действия вахты при ГНВП во время проведения геофизических работ, устье оборудовано малогабаритным плашечным превентором.

30. Действия вахты при ГНВП во время проведения СПО штанг. Чем должно быть оборудовано устье скважины?

31. Действия вахты при пожаре с оборудованием, согласно ПЛА.

32. Действия членов бригады при порыве нефтепровода между скважиной и АГЗУ, согласно ПЛА.

33. Первоочередные действия вахты при возникновении стихийного бедствия, согласно ПЛА.

34. Действия вахты, если двигатель работает в режиме «разнос», согласно ПЛА.

35. Действия вахты при падении мачты подъёмного агрегата, согласно ПЛА.

41. Фонтанная и устьевая арматура. Назначение и условия безопасной эксплуатации. Меры безопасности перед разборкой.

Фонтанная арматура предназначена для выполнения множества функций. Одна из них- это типовые обвязки трубопроводов. Это устройство позволяет управлять потоком среды в скважине и осуществлять контролирующие производство процессы.

42. Колонная головка, назначение и условия безопасной эксплуатации.

43. Оборудование противовыбросовое, назначение и составные части. Какие устройства для герметизации устья ремонтируемой скважины должны быть в бригаде ТКРС?

44. Схемы обвязки устья скважин противовыбросовым оборудованием при различных видах работ, кем разрабатываются и с кем согласовываются?

45. Плашечные превенторы, назначение, система обозначений, устройство, правила монтажа. Расшифровать ППР2-230х21К2.

46. Превентор ПМТ-156х21. Назначение, устройство, технические характеристики, управление.

Превенторы малогабаритные трубные серии ПМТ предназначены для:

герметизации на устье скважины НКТ трубными плашками;

герметизации устья скважины при отсутствии НКТ глухими плашками (при установке герметизатора кабельного разъёмного (ГКР) в верхний патрубок превентора);

герметизации на устье скважины кабеля геофизического;

управлять вручную под давлением 21 МПа;

герметизации на устье скважины труб и кабеля ЭЦН одновременно при использовании трубно-кабельных плашек и трубно-кабельного центратора.

48. Превентор ПМТ2-125х21. Назначение, устройство, технические характеристики, управление.

Превентор серии ПМТ2 предназначен для герметизации устья скважины трубными плашками верхнего канала при наличии НКТ в скважине и глухими плашками нижнего канала при отсутствии НКТ, а также позволяет герметизировать НКТ разного диаметра (герметизация устья при отсутствии НКТ осуществляется трубными плашками закрытыми на патрубке с шаровым краном). Герметизация трубы НКТ и кабеля ЭЦН производится трубно-кабельными плашками верхнего канала (необходима предварительная замена трубных плашек на трубно-кабельные).

49. Превентор ПШП-2ФТ-152х21. Назначение, устройство, технические характеристики, управление.

50. Манифольд противовыбросовый блочный, назначение, устройство, требования к монтажу. Расшифровать МП02-65х21.

51. Каково назначение, устройство, применение и управление прямоточных задвижек? Расшифровать ЗМС-65х35.

Задвижки типа ЗМ – 65х21 с ручным приводом состоит из следующих составных частей:

корпуса, шлицевой гайки, шпинделя, крышки подшипников, ходовой гайки, маховика, упорных шароподшипников, сальникового узла, шибера, седел, тарельчатых пружин и нагнетательного клапана.

Первоначальная герметичность затвора осуществляется за счет создания необходимого удельного давления поверхности шибера и седел с помощью тарельчатых пружин. Герметичность соединения корпуса с крышкой обеспечивается металлической прокладкой посредством затяжки шлицевой гайки; регулировка соосности проходных отверстий шибера и корпуса осуществляется при помощи регулировочных гаек, завинчиваемых в верхний кожух.

Принцип работы задвижки состоит в том, что при вращении маховика возвратно-поступательное движение через шпиндель передается однопластинчатому шиберу, который открывает или закрывает проходное отверстие задвижки. Во избежание эрозионного и коррозионнного износа не допускается работа задвижки в полуоткрытом положении затвора.

52. Каково назначение, устройство, применение и управление регулируемого дросселя? Расшифровать ДР-65х35.

регулируемый дроссель предназначен для дросселирования потока бурового раствора при ГНВП скважины, чтобы создать бесступенчатое регулирование противодавления на забой скважины. Вращением штурвала регулируется открытие насадки штуцера путем перемещения конического наконечника, что приводит к изменению сечения кольцевой щели. Через насадку протекает поток бурового раствора или флюида скважины. Для повышения износостойкости дросселя насадку и конический наконечник изготовляют из твердого сплава ВКЗМ.

53. Какие требования, назначение и составные части запорной компоновки? Угловой вентиль, назначение.

Запорная компоновка предназначена для перекрытия канала насосно-компрессорных и бурильных труб при использовании в качестве ПВО малогабаритного превентора в процессе освоения, текущего и капитального ремонта скважин. Применение данной запорной компоновки допускается на скважинах с ожидаемым давлением на буфере не более 14 Мпа.

Запорная компоновка является универсальной и состоит из подъемного патрубка изготовленного из НКТ О89, О73 мм, пробкового проходного крана КППС-65x140xл, рабочей трубы (О73мм, О89мм) с длиной гладкой части не менее 1500мм, переводника под диаметр применяемых насосоно-компрессорных или бурильных труб. Длина переводника не регламентируется, фланцы и шпильки для крепления необходимо изготавливать из стали марки 45xí или 45xа. Наличие сварных соединений между патрубками НКТ и фланцами не допускается.

Угловой вентиль Для изменения расхода перемещаемых сред до полной остановки применяется запорно-регулирующая арматура.

54. Комплекс технологического герметизирующего оборудования модернизированный КГОМ. Назначение, устройство, требования.

55. Периодичность ремонта и проверка работоспособности ПВО.

56. Обязательный перечень предохранительных средств защиты бригад ТКРС.

57. Перечень противопожарного инвентаря в бригаде ТКРС. Табель расчёта бригад ТКРС на случай пожара.

58. Манометры – назначение, как выбирают и проверяют их пригодность к эксплуатации.

59. Назначение и устройство предохранителя манометра и обратного клапана.

60. Правила опрессовки оборудования противовыбросового (по стволовой части, манифольдов).

61. Требования промышленной безопасности к маркировке (надписям), окраске и установки оборудования противовыбросового.

62. Чем опасно, как образуется и какие существуют мероприятия по снятию статического электричества? Что такое НПВ и ВПВ?

63. Свойства сероводорода, воздействие на организм человека и средства защиты.

64. Свойства метана, воздействие на организм человека и средства защиты.

65. Свойства угарного газа, воздействие на организм человека и средства защиты.

66. Средства индивидуальной защиты органов дыхания, виды, область применения, правила выбора.

67. Подбор маски (шлем-маски) противогаза, коробки, их отбраковка. Правила проверки, хранения и применения фильтрующих противогазов. Расшифровать ППМ-88.

68. Противогаз фильтрующий модульный ППМ-88. Назначение, устройство, условия применения.

69. Изолирующие противогазы ПШ-1 и ПШ- 2. Назначение, устройство, правила и условия применения.

70. Требования промышленной безопасности при работе на месторождениях, содержащих сероводород. Требования к персоналу.

71. Организация контроля воздушной среды на объектах. Методы определения вредных и опасных примесей в воздухе. Меры безопасности принимаются в бригаде при обнаружении загазованности.

Дата добавления: 2018-10-26 ; просмотров: 749 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник

Вам также может понравиться

Ясень семена способ распространения

Ясень обыкновенный Fraxinus excelsior – так в ботанической

Ярлыки способы создания ярлыков ос windows

Создаем ярлыки на рабочем столе Windows Создаем ярлыки

Японское удобрение фуджима способ применения

Удобрения Фуджима Знаете потрясающее удобрение, палочка

Японский чай способ заварки

Технология заваривания японского чая Известно, что