Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

(1872 )

Технология проведения глушения скважин перед проведением ремонта скважины-Технология проведения глушения скважин на Самбурском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Не

ID: 185115
Дата закачки: 09 Ноября 2017
Продавец: lenya.nakonechnyy.92@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft PowerPoint, Microsoft Word

Описание:
Технология проведения глушения скважин перед проведением ремонта скважины-Технология проведения глушения скважин на Самбурском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Самбургское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1974 году. Нефтегазоносность ачимовских отложений была доказана в 1989 году. Всего на месторождении открыто 24 залежи углеводородного сырья.
С запуском первой очереди месторождения будет добываться порядка 600 тонн газоконденсата в сутки, к концу года с вводом второй очереди показатели превысят 1 млн тонн в год. С выходом на добычу газа в более 30 млрд куб м. добыча газоконденсата составит порядка 6 млн тонн.
Показываю чертеж Схема расположения месторождения

Глушение скважин — прекращение фонтанирования пластового флюида из скважины путём закачки в неё специальной жидкости. Связано с искусственным повышением забойного давления до величин, превышающих пластовое. Обеспечивает возможность проведения текущего, капитального ремонтов скважин, прекращение аварийных выбросов пластового флюида.
Глушению перед началом ремонтных работ подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического.
Выбор жидкости глушения скважин зависит от индивидуальных условий каждого газового или нефтяного месторождения. Самый экономичный вариант - использовать водно-солевые растворы. Однако если скважину часто глушить водно-солевыми растворами, ухудшаются свойства призабойной зоны и в итоге снижается количество добытой нефти. Существуют модифицированные жидкости, которые позволяют сократить сроки вывода скважины в прежний режим работы после ремонта.
В качестве жидкости для глушения скважин используют нефть, воду, буровые растворы на водной и углеводородной основах.
Показываю чертеж Схема процесса глушения скважины

Существует два основных способа глушения скважины: глушение прямой промывкой и глушение обратной промывкой.
При глушении прямой промывкой жидкость глушения подаётся в скважину через буферную задвижку по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) через открытый спускной клапан. Вытеснение скважинной жидкости осуществляется по межтрубному кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и колонной НКТ.
Показываю чертеж Схема глушения скважины прямой промывкой

После проведения подготовительных работ, дождавшись прибытия автоцистерн, с расчетным объемом жидкости на цикл операторы по глушению скважин, приступают к скачиванию жидкости глушения. В процессе глушения выполняются следующие мероприятия:
1. При глушении первого цикла первой скачивается автоцистерна с залитым в нее ПАВ.
2. При глушении, особенно в начальной стадии, необходимо постоянно следить за показанием манометра на цементировочном агрегате, которое не должно превышать при прямом способе глушения не более 40 атмосфер или давления опрессовки колонны.
3. После выхода циркуляционной жидкости контролируют также показания манометра на выкидной линии. Скорость закачки жидкости агрегатом должна быть в пределах 3-8 л/сек. На выкидной линии давление должно быть в пределах 20—30 атмосфер.
4. На протяжении всего глушения операторы ведут постоянное наблюдение за показаниями манометров, уровнемеров, состоянием манифольда и местонахождением людей.

В результате применения технологии глушения скважин на Самбурском месторождении произошло увеличение дебита скважины на 13,2 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 3626 тонн.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на3324,5 руб.
Показываю чертеж Технико-экономические показатели
































Вопрос 1. Требования предъявляемые у жидкостям глушения?
Ответ: Эти жидкости должны обладать следующими характеристиками:
● Не снижать проницаемость призабойной зоны;
● Не оказывать разрушительного воздействия на оборудование;
● Не оказывать отрицательного воздействия на пласт.
● Быть безопасными, не токсичными, экономичными и доступными.

Вопрос 2. Какая техника используется при глушении скважин?
Ответ: При глушении скважин используют:
- цементировочный агрегат ЦА -320 - для закачки жидкости глушения;
- автомобильные цистерны типа АЦ– для перевозки жидкостей глушения;
- автомобильную цистерну нефтяную типа АЦН – для перевозки нефти при глушении или в зимний период для прокачки коллекторов;
- передвижную парогенераторную установку типа ППУА - 1200/100 – для прогрева арматуры, задвижек и спецоборудования в зимний период.

Вопрос 3. Какое давление называется аномально высоким для глубины скважины 2000м?
Аномально высоким пластовое давление называется в случае превышения им на 10 и более процентов давления гидростатического. Соответственно гидростатическое давление на глубине 2000м составляет 20 МПа, а аномально высокое от 22 МПа.

Вопрос 4. В чем заключается технология щадящего глушения?
Ответ: Технология щадящего глушения заключается в поэтапной закачке, отдельных порций состава глушения, каждая из которых обеспечивает селективную проницаемость в прискважинной зоне коллектора. При этом пропускается только углеводородная часть пластового флюида.
Основная жидкость глушения представлена солевой композицией на основе хлористого кальция и гидрофобизатора. Наличие гидрофобизатора в приготовленной жидкости глушения позволяет снизить гидрофильность пласта и предотвращает набухание породы.
ВВЕДЕНИЕ

Эффективная эксплуатация нефтяных и газовых месторождений невоз-можна без ремонтных работ внутри скважин, а также спущенного в них под-земного оборудования.
Одной из серьезных проблем перед текущим и капитальным ремонтом скважин является глушение скважин, а именно правильный подбор жидкости для глушения, качественное её приготовление и закачка этой жидкости в скважину, то есть глушение скважины.
В целях предупреждения нефтегазопроявлений при текущем и капиталь-ном ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин до и во время их ремонта, необходимо провести комплекс мероприятий по выбору, приготов-лению и закачке в скважину специальных жидкостей, обеспечивающих пре-кращение притока жидкости из пласта в открытой скважине при ремонтных работах. А после окончания ремонтных работ, быстрый выход скважины на доремонтную продуктивность (дебит) и увеличение межремонтного периода работы скважинных насосов.
Выбор жидкости глушения осуществляется с учетом горно-геологических и технологических условий работы каждой скважины индиви-дуально.
Существующие способы глушения скважин основаны на применении двух видов жидстей или их сочетаний.
1.1 .Глушение жидкостями на водной основе:
- подтоварной водой (технической);
- водными растворами неорганических солей (хлористый натрий, хло-ристый кальций,
хлористый магний, хлористый калий);
- сеноманской водой.
1.2. Глушение жидкостями на углеводородной основе (обратные эмуль-сии).
1.3. Объединяет преимущества двух первых способов глушения, вклю-чает в себя комбинированное применение обратной эмульсии и минерализо-ванной воды.
Применение водных растворов с неорганическими солями приводит к значительному ухудшению коллекторских свойств пород призабойной зоны пласта.
А применение жидкостей на углеводородной основе (обратные эмуль-сии) позволяет избежать недостатки водных растворов, но имеют сложности в приготовлении, особенно при минусовых температурах, и пожароопасны.
Исходя из вышеперечисленных преимуществ и недостатков жидкостей глушения, на месторождениях применяют жидкости глушения на водной ос-нове с применением ПАВ.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

"СеверЭнергия", совместное предприятие "Газпром нефти", "НО-ВАТЭКа", Enel и ENI, в апреле 2012 года начала промышленную добычу углеводородов на Самбургском месторождении в ЯНАО, говорится в кор-поративном журнале ОАО "Газпром нефть".
Мощности по подготовке газа составляют 2,3 млрд куб.м в год. Вторая очередь аналогичной мощности будет запущена в конце 2012 года. Далее будут вводиться в эксплуатацию другие участки. К концу 2013 года ожида-ется порядка 15 млрд куб. м добычи газа в год, а в целом добычные возмож-ности месторождений "СеверЭнергии" позволят в ближайшие годы довести добычу по газу более чем до 30 млрд куб. м, уточнил глава "НОВАТЭКа" Леонид Михельсон. На эти показатели предполагается выйти в 2017 году.
С запуском первой очереди месторождения будет добываться порядка 600 тонн газоконденсата в сутки, к концу года с вводом второй очереди по-казатели превысят 1 млн тонн в сутки. С выходом на добычу газа в более 30 млрд куб м. добыча газоконденсата составит порядка 6 млн тонн. Газовый конденсат будет поступать в конденсатопровод "Юрхарово — Пуровский ЗПК", а природный газ — в Единую систему газоснабжения.
Самбургское месторождение стало первым из участков "СеверЭнер-гии", на котором начата промышленная добыча углеводородов. Запасы природного газа категории АВС1 + С2 на месторождении составляют 1,264 млрд барр. нефтяного эквивалента, жидких углеводородов (нефть и газовый конденсат) — 0,918 млрд барр. н.э.
Проект «СеверЭнергия» в значительной степени уникален для нашей страны — ведь в его реализации участвуют сразу четыре российских и итальянских компании. Доля в 51% принадлежит совместному предприя-тию НОВАТЭКа и «Газпром нефти» — «Ямал развитию» (у сторон паритет-ное участие), а 49% находятся в собственности Artic Russia B.V. — совместного предприятия итальянских энергетических компаний ENI и Enel (у них по 60 и 40% соответственно).
«СеверЭнергия» владеет достаточно большой ресурсной базой. На территории Самбургского лицензионного участка также находятся Урен-гойское, Северо-Есетинское и Восточно-Уренгойское нефтегазоконденсатные месторождения. Кроме того, «СеверЭнергии» принадлежат лицензии на Яро-Яхинский, Ево-Яхинский и Северо-Часельский лицензионные участ-ки. Запасы природного газа категории АВС1 + С2 на Самбургском место-рождении составляют 1,264 млрд баррелей нефтяного эквивалента, жидких углеводородов (нефть и газовый конденсат) — 0,918 млрд барр. н.э. Вся ре-сурсная база «СеверЭнергии» оценивается по категории АВС1 + С2 в 23 млрд барр. н.э. по газу и жидким углеводородам. По нефти гео логиче-ские запасы составляют около 600 млн тонн, извлекаемые запасы оценивают-ся в 200 млн тонн.
Самбургское месторождение стало первым из участков «СеверЭнер-гии», на котором начата промышленная добыча углеводородов. Запущен-ные в апреле 2012 года мощности по подготовке газа составляют 2,3 млрд кубометров в год. Вторая очередь аналогичной мощности будет запущена в конце года. Далее будут вводиться в эксплуатацию другие участки. К концу следующего года мы ожидается порядка 15 миллиардов кубов добычи по газу в год. В целом, добычные возможности месторождений „Север Энер-гии“ позволят в ближайшие годы довести добычу по газу более чем до 30 миллиардов кубов». На эти показатели предполагается выйти в 2017 году.



Рис. 2.1. Извлекаемые запасы

С запуском первой очереди месторождения будет добываться порядка 600 тонн газоконденсата в сутки, к концу года с вводом второй очереди по-казатели превысят 1 млн тонн в сутки. По его словам, с выходом на добычу газа в объеме более 30 млрд кубометров добыча газоконденсата составит порядка 6 млн тонн. Газовый конденсат будет поступать в конденсатопровод «Юрхарово — Пуровский ЗПК», а природный газ — в Единую систему га-зоснабжения.
Развитие Самбургского месторождения также предполагает разработ-ку нефтяных оторочек с подключением к строящемуся нефтепроводу «Запо-лярье — Пурпе». По утвержденной стратегии „СеверЭнергии“ добыча нефти составит до 5 млн тонн в год. В целом, перспективы разработки нефтяных залежей определяются в первую очередь сроками ввода магистрального нефтепровода „Заполярье — Пурпе“, строительство которого должно быть закончено к концу 2015 — началу 2016 года». Разработка нефтяных оторо-чек сложна в силу геологических особенностей Самбургского месторожде-ния. По его словам, четыре года до момента запуска нефтепровода будут ис-пользованы для того, «чтобы эти залежи изучить и составить проект разра-ботки». Те объемы, которые будут добываться до момента пуска «Запо-лярье — Пурпе», придется вывозить по зимникам и железной дороге.
Капитальные вложения компании в 2014 году составят 34–35 млрд руб лей, а «в следующем году — немного больше. Инвестиции будут осуществ-ляться за счет кредитной линии, открытой для «СеверЭнергии» Сбербанком, Газпромбанком и ВТБ. Размер кредитной линии — свыше 90 млрд рублей.
Участники проекта оценивают его перспективы как отличные и ждут высокой отдачи от вложений. По предварительным оценкам, «Газпром нефти» участие в проекте «СеверЭнергия» принесет до 10 млн тонн добычи углеводородов в год в нефтяном эквиваленте.
Самбургское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1974 году (при испытании неокомских отложений получен приток нефти). Нефте-газоносность ачимовских отложений была доказана в 1989 году. Всего на месторождении открыто 24 залежи углеводородного сырья в отложениях от валанжина до ачимовских включительно.
В 1993 году ОАО «Арктикгаз» получило лицензию на право пользо-вания участком недр Самбургского месторождения с целью разведки и до-бычи нефти, газа, газового конденсата из меловых и юрских отложений. До-быча углеводородного сырья по состоянию на январь 2013 года составила: нефти – 341 тыс. тонн, газа – 3945,9 млн. кубометров, конденсата – 746,5 тыс. тонн.
В апреле 2012 года российско-итальянское СП ООО «СеверЭнергия» запустило Самбургское месторождение. Для обеспечения месторождения электроэнергией и теплом было принято решение о строительстве автоном-ной электростанции. Для реализации этого проекта, после проверки ауди-торской итальянской фирмы представляющей интересы компании Eni, был выбран технический холдинг «Электросистемы».
Конструкция энергетического комплекса позволяет обеспечивать экс-плуатацию всего оборудования в комфортных условиях при крайне тяжелых внешних климатических факторах. Технологические схемы предусматривают возможность электроснабжения особо ответственных потребителей как от ГПУ, так и от ДГУ, а так же совместную параллельную работу ГПУ и ДГУ для запуска потребителей с большими пусковыми токами.
В настоящее время запущен первый этап энергокомплекса, включаю-щий пять ГПУ GE Jenbaher JMS 620GS мощностью по 3048 кВт, три водо-грейных котла фирмы Wolf, два ДГУ фирмы CTM (Италия) мощностью по 1360 кВт. Все работы выполнялись в соответствии с требованиями россий-ских нормативных документов, а также стандартами качества ISO и допол-нительными требованиями внутренних стандартов фирм Eni и Enel.





2.2 Назначение процесса глушения скважин

Глушение скважин (а. shutoff of wells; н. Воhrlochabsperrung; ф. obturation des trous de forage; и. paralizacion de pozos) — прекращение фон-танирования пластового флюида из скважины путём закачки в неё специаль-ной жидкости. Связано с искусственным повышением забойного давления до величин, превышающих пластовое. Обеспечивает возможность проведения текущего, капитального ремонтов скважин, прекращение аварийных выбро-сов пластового флюида.
Основные вопросы, решаемые при глушении скважин: выбор рабочей жидкости и режим её закачки в скважину. Требования, предъявляемые к ним в конкретных горнотехнических условиях: обеспечение минимального про-никновения фильтрата и твёрдых частиц из рабочей жидкости в призабой-ную зону пласта-коллектора, стабильность жидкости при контактировании с пластовой водой, сравнительно лёгкое удаление фильтрата и твёрдых частиц, проникающих в призабойную зону; недопущение взаимодействия фильтрата с глинистым материалом в пласте-коллекторе; предотвращение образования нерастворимых осадков в поровом пространстве пласта; соответствие давле-ния закачки рабочей жидкости прочности фонтанной арматуры и обсадных колонн. В качестве жидкости для глушения скважин используют нефть, воду, буровые растворы на водной и углеводородной основах. Последние наибо-лее эффективны, однако отличаются относительно высокой стоимостью, опасны с точки зрения загрязнения окружающей среды, возгорания и др. Из буровых растворов на водной основе наиболее перспективны минеральные с полимерными добавками, которые не содержат глинистых частиц и допус-кают повышение плотности добавлением мела, удаляемого затем соляно-кислотной обработкой. В условиях, когда пластовое давление ниже гидро-статического (при заполнении скважины нефтью), в качестве рабочей жидко-сти используются специальные двух- и трёхфазные пены.
Нефтяные и газовые скважины, организованные на суше и море при по-мощи буровых установок обычно используются весьма длительное время. Однако в процессе такой эксплуатации рано или поздно возникает необхо-димость провести текущий или капитальный подземный ремонт скважин: с целью профилактики или устранения тех или иных осложнений, возникших в процессе добычи.
Глушение скважин предотвращает выбросы нефти или газа во время снятия оборудования и подъема труб из скважины на время подземного ре-монта. Чтобы произвести такое глушение, используют специальные химиче-ские составы: жидкости глушения, которые создают противодействие давле-нию пласта. Эти жидкости должны обладать следующими характеристиками:
● Не снижать проницаемость призабойной зоны;
● Не оказывать разрушительного воздействия на оборудование;
● Не оказывать отрицательного воздействия на пласт.
● Быть безопасными, не токсичными, экономичными и доступными.
Выбор жидкости глушения скважин зависит от индивидуальных условий каждого газового или нефтяного месторождения. Самый экономичный вари-ант - использовать водно-солевые растворы. Однако если скважину часто глушить водно-солевыми растворами, ухудшаются свойства призабойной зоны и в итоге снижается количество добытой нефти. Существуют модифи-цированные жидкости, которые позволяют сократить сроки вывода скважи-ны в прежний режим работы после ремонта.




Комментарии: 5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – технического прогресса определяется как превышение стоимости оценки результатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате применения технологии глушения скважин на Самбурском месторождении произошло увеличение дебита скважины на 13,2 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 3626 тонн.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на3324,5 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию в сумме 20,1 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 34,5 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 28,72 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, на одну тонну нефти, в результате проведения мероприятия она увеличилась на 3324,5руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности проведения глушения скважин на Самбурском месторождении.








ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Одним из способов достижения наиболее эффективного и полного извлечения углеводородов из эксплуатируемых нефтегазовых месторождений является внедрение новых технологий, направленных на сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, и особенно призабойной зоны пласта (ПЗП).
Состояние ПЗП, через которую происходит фильтрация флюида из пласта в скважину, оказывает большое влияние на продуктивность скважин. Снижение проницаемости ПЗП по сравнению с удаленной зоной пласта может достигать 10 раз и более, резко снижая дебит скважин, а иногда может приводить и к полному прекращению фильтрации флюидов.
Одной из многочисленных вероятных причин ухудшения состояния ПЗП являются операции по глушению скважин. В результате происходит снижение естественной проницаемости коллектора из-за протекания в пласте следующих процессов:
• поры пласта закупориваются твердыми частицами, проникающими в пласт вместе с жидкостью глушения;
• в поровом пространстве образуются нерастворимые осадки в результате взаимодействия жидкости глушения и пластовых флюидов;
• в пласте образуются стойкие водонефтяные эмульсии;
• возникает эффект «водной блокады», обусловленный увеличением водонасыщенности пород ПЗП вследствие капиллярных и поверхностных явлений. Особенно сильно этот эффект проявляется в гидрофильных коллекторах, характерных, например, для Западной Сибири;
• происходит набухание содержащихся в породе глинистых минералов.
Компания «Зиракс-Нефтесервис» выводит на рынок новую технологию - щадящее глушение с использованием временно блокирующих составов для нефтегазодобывающих скважин при аномально низком пластовом давлении.
Высокоэффективные солевые системы «Зиракс-Нефтесервис» на основе хлористого кальция предназначены для щадящего глушения скважин, в том числе c аномально низким пластовым давлением. Специально для глушения таких скважин в компании был разработан временно блокирующий состав, позволяющий избежать поглощения жидкости глушения.
Технология щадящего глушения заключается в поэтапной закачке, отдельных порций состава глушения, каждая из которых обеспечивает селективную проницаемость в прискважинной зоне коллектора. При этом пропускается только углеводородная часть пластового флюида.
Щадящее глушение скважин представляет собой комплекс мероприятий по выбору, приготовлению к закачке в скважину специальных жидкостей глушения (ЖГ) обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение ремонтных работ.
Рациональный выбор ЖГ осуществляется с учетом горно- геологических и технических условий работы скважин, способствующих предотвращению таких осложнений как поглощение ЖГ продуктивным пластом, снижение продуктивности скважин в послеремонтный период, увеличение периода выхода скважин на режим после ремонта.
Негативное влияние солевых растворов на призабойную зону пласта и добываемые флюиды нивелируется путем модификации жидкости глушения (МЖГ), введением в ее состав химреагентов, смягчающих агрессивное воздействие на ПЗП и придающих МЖГ щадящие свойства. За счет гидрофобизации порового пространства призабойной зоны пласта предполагается значительное увеличение производительности скважин в послеремонтный период и сокращение сроков вывода на режимные параметры.
Группа технологий щадящего глушения направлена на сохранение первоначальной продуктивности добывающих скважин в процессе их текущего и капитального ремонта. Для скважин с низким (аномально низким) пластовым давлением с целью снижения влияния жидкости глушения на призабойную зону, а также снижения поглощающей способности пласта.
В случае высокого пластового давления могут применяться не только солевые растворы. Технологией предусматривается не только полное заполнение скважин при щадящем глушении, но и установка блокирующих «пачек» в интервал перфорации с последующим заполнением оставшегося объема водными растворами солей.
Поскольку агент практически не фильтруется в продуктивный пласт и обладает гидрофобными свойствами, сроки освоения скважин после КРС и вывода их в работу значительно сокращаются, отсутствует влияние на дальнейшую подготовку нефти.
Основная жидкость глушения представлена солевой композицией на основе хлористого кальция и гидрофобизатора. Наличие гидрофобизатора в приготовленной жидкости глушения позволяет снизить гидрофильность пласта и предотвращает набухание породы.
Новая технология "Зиракс-Нефтесервис" в 2 раза сокращает время вывода скважины на режим, и как следствие, сокращает затраты на проведение капитального ремонта скважин. Нефтеотдача пластов в результате повышается на 55 – 80%.


Размер файла: 3,7 Мбайт
Фаил: Упакованные файлы (.rar)
-------------------
Обратите внимание, что преподаватели часто переставляют варианты и меняют исходные данные!
Если вы хотите, чтобы работа точно соответствовала, смотрите исходные данные. Если их нет, обратитесь к продавцу или к нам в тех. поддержку.
Имейте ввиду, что согласно гарантии возврата средств, мы не возвращаем деньги если вариант окажется не тот.
-------------------

   Скачать

   Добавить в корзину


    Скачано: 2         Коментариев: 0


Не можешь найти то что нужно? Мы можем помочь сделать! 

От 350 руб. за реферат, низкие цены. Просто заполни форму и всё.

Спеши, предложение ограничено !



Что бы написать комментарий, вам надо войти в аккаунт, либо зарегистрироваться.

Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Технология проведения глушения скважин перед проведением ремонта скважины-Технология проведения глушения скважин на Самбурском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Не

Вход в аккаунт:

Войти

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт


Способы оплаты:
Ю-Money WebMoney Сбербанк или любой другой банк ПРИВАТ 24 qiwi PayPal Крипто-валюты

И еще более 50 способов оплаты...
Гарантии возврата денег

Как скачать и покупать?

Как скачивать и покупать в картинках

Здесь находится аттестат нашего WM идентификатора 782443000980
Проверить аттестат


Сайт помощи студентам, без посредников!