На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


реферат Гидратообразование

Информация:

Тип работы: реферат. Добавлен: 26.04.2012. Сдан: 2011. Страниц: 8. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


    1 Условия образования гидратов  

      Влажный газ — смесь сухого  газа и водяного пара. Относительной  влажностью газа называется отношение  количества паров воды, фактически  находящихся в газе при данных t и P, к количеству паров, способных  удержаться в газе в состоянии насыщения при тех же условиях. Температура, при которой газ становится насыщенным при данным давлении и количестве водяного пара, называется точкой росы газа.
    Влага в сжиженных углеводородных газах  сильно осложняет эксплуатацию систем газоснабжения из-за образования конденсата. Водяные пары, находящиеся в газе, переходят в жидкое состояние, а затем — в лед. Конденсат сжиженного газа и ледяные пробки могут закупоривать газопроводы, клапаны регуляторов давления, запорную арматуру. Кроме того, углеводороды с водой образуют кристаллогидраты, которые также приводят к закупорке газопроводов. Для предотвращения образования ледяных пробок и кристаллогидратов необходимо выполнение условия ? < 0,6 при низшей расчетной температуре. 

      Гидраты природных  газов 

    Гидраты — кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды; они имеют кристаллическую структуру. Свойства гидратов газов позволяют рассматривать их как твердые растворы. Исследования показали, что содержание водяного пара в газообразной фазе в системе «газ — гидрат» меньше, чем его содержание в системе «газ — вода». Возникновение гидрата обусловлено определенными давлением и температурой при насыщении газа парами воды. Гидраты распадаются после того, как упругость паров воды будет ниже парциальной упругости паров исследуемого гидрата. Гидраты природных газов внешне похожи на мокрый спрессованный снег, переходящий в лед. Скапливаясь в газопроводах, они могут вызвать частичную или полную их закупорку и тем самым нарушить нормальный режим работы магистрали. Составы гидратов выражаются формулами: CH4*6H2O, C2H6*6H2O, C3H8*17H2O и др. В газопроводе очень важно определить место образования гидратов. Для этого необходимо знать состав и начальную влажность газа, а также его давления и температуру в газопроводе. При понижении давления в газопроводе гидраты могут образовываться при все более низких температурах. Когда давление станет ниже некоторого предела, гидраты смогут образовываться при обычной температуре газа в газопроводе - возникает опасность гидратной пробки. После выпадения газ недонасыщен парами воды, что эквивалентно снижению его точки росы. При дальнейшем движении газа может возникнуть еще одна гидратная пробка, соответствующая этой новой точке.
    Гидратообразование  — это процесс, возникающий при падениях температуры и давления, что влечет за собой уменьшение упругости водяных паров и влагоемкости газа, а, вследствие чего - образование гидратов.
    Конденсат образуется при понижении температуры  воздуха или грунта ниже определенного уровня отрицательных температур. Его образование зависит также от состава сжиженных газов и соответственно от упругости паров. Пары пропана при низком давлении (до 5 кПа) образуют конденсат, когда их температура понижается до -42°С, а н-бутана — до -0,5°С. Смесь паров пропана и н-бутана (например, ПБА) образует конденсат уже при температуре -21°С (при избыточном давлении 0,3 МПа конденсация смеси наступает при 10°С).
    Конденсация паров сжиженных углеводородов  наблюдается в надземных газопроводах, проложенных без специального подогрева и утепления, а также в газопроводах среднего и высокого давления на газонаполнительных станциях и в резервуарных установках.
    Для предупреждения конденсации паров  и закупорки газопроводов необходимо выполнять ряд мер:
     - использовать сжиженные газы с повышенным содержанием технического пропана;
     - прокладывать газопроводы низкого  давления под землей, в зоне  положительных температур грунта;
     - устраивать конденсатосборники  в низких точках подземного  газопровода; 
     - делать минимальными по протяженности и утеплять цокольные вводы газопроводов в здания;
     - прокладывать в необходимых  случаях надземные газопроводы  с обогревающими спутниками в  обшей тепловой изоляции;
     - делать минимальными газопроводы  высокого давления резервуарных установок;
     - предусматривать при их прокладке  возможность беспрепятственного  стока конденсата в резервуар.
    Образовавшиеся  углеводородные гидраты можно разложить  подогревом газа, снижением его давления или вводом веществ, уменьшающих  упругость водяных паров и тем самым понижающих точку росы газа. Чаще всего в этих целях применяется метанол (метиловый спирт). Его пары с водяными парами образуют растворы, переводящие водяные пары в конденсат, который выделяется из жидкой фазы (температура замерзания спирто-водного раствора значительно ниже, чем воды). Этот раствор затем удаляют вместе с тяжелыми остатками. 

      

      При редуцировании давления газа  происходит снижение его температуры,  что приводит к возникновению  и отложению твердых кристаллогидратов  на поверхности клапана и седла регуляторов давления, вследствие чего они перестают работать, что может повлечь за собой полную остановку всей ГРС. 

    Таблица 1. Состав транспортируемого товарного газа
    Наименование параметра     Состав  транспортируемого газа
    Метан     Этан     Пропан     Бутан     Пентан
    Эмпирическая  формула     СН4     С2Н6     С3Н8     С4Н10     С5Н12
    Долевая часть     0,95     0,04     0,007     0,002     0,001
 
    Так, например:
    метан и этан образуют газовые гидраты с формулами и ;
    пропан и изобутан образуют гидраты и .
    При транспорте газа образуются смешанные  гидраты, которые являются нестабильными  соединениями и при определенных условиях (понижение давления, повышение  температуры) легко разлагаются  на газ и воду.
    Для определения зоны возможного гидратообразования необходимо знать давление газа и его температуру после редуцирования. На рис.1 представлен график границы гидратообразования от температуры и давления насыщенного парами воды природного газа [1]. 

    
    Рис.1. Зависимость гидратообразования от температуры и давления насыщенного парами воды природного газа 

    Условия образования гидратов с различной  относительной плотностью можно  определить по графику [1] на рис.2.
    
    Рис.2. График гидратообразования для природных  газов с различной относительной плотностью.
    Углеводороды  характеризуются максимальной температурой, выше которой ни при каком повышении  давления нельзя вызвать гидратообразование газов. Эта температура называется критической температурой гидратообразования и равна [1] ,0С: для метана +21,5; этана +14,5; пропана +5,5; н-бутана +2,5 ; изобутана +1. 
 

      2 Методы предупреждения образования гидратов 

     1. Предупреждение образования гидратов  методом подогрева газа заключается  в том, что при сохранении  давления в газопроводе температура газа поддерживается выше равновесной температуры образования гидратов. В условиях транспорта газа по магистральному газопроводу этот метод неприменим, так как связан с большими затратами энергии. Как показывают расчеты, при больших объемах транспортируемого газа может оказаться экономически целесообразно охлаждать его (с учетом увеличения затрат на более глубокую осушку газа), поскольку это позволяет заметно увеличить пропускную способность газопроводов, особенно газопроводов с большим числом компрессорных станций. Метод подогрева применяется на газораспределительных станциях, где при больших перепадах давления вследствие дроссельного эффекта температура газа может значительно снижаться, в результате чего обмерзают редуцирующие клапаны, краны, диафрагмы и др. 

     2. Предупреждение образования гидратов  методом снижения давления заключается  в том, что при сохранении  температуры в газопроводе снижается  давление ниже равновесного давления  образования гидратов. Этот метод  возможен и при ликвидации  уже образовавшихся гидратов. Ликвидация гидратных пробок осуществляется путем выпуска газа в атмосферу через продувочные свечи. После снижения давления необходимо некоторое время для разложения гидратов. Очевидно, что этот метод пригоден только для ликвидации гидратных пробок при положительных температурах. Иначе гидратная пробка перейдет в ледяную. Поскольку минимальная температура газа в магистральных газопроводе близка к нулю, а равновесное давление при этом для природного газа находится в пределах 1,0—1,5 МПа, применение данного метода в магистральных газопроводах оказывается неэффективным. Метод снижения давления применяется в аварийных случаях для разложения гидратов в газопроводе путем кратковременного уменьшения давления.
    Конструктивно подогреватели могут быть с прямым и непрямым (с помощью промежуточного теплоносителя) нагревом, и оснащены различными комплектами автоматики и вспомогательными устройствами.
    Стоимость подогревателей колеблется в диапазоне  от 1500 тыс. руб. до 3000 тыс. руб. и выше в зависимости от теплопроизводительности, пропускной способности и комплектации. Данный способ наиболее распространен, но требует значительных финансовых вложений.
    Локальный подогрев регуляторов осуществляют путем обматывания корпуса электрическим  ленточным обогревателем. Стоимость саморегулирующей нагревательной ленты колеблется в диапазоне от 500 до 1000 руб. за метр. При своей относительной экономической выгоде, данный способ требует наличия стороннего источника электроэнергии. 

     3. Ингибиторы, введенные в насыщенный водяными парами поток природного газа, частично поглощают водяные пары и переводят их вместе со свободной водой в раствор, который совсем не образует гидратов или образует их при температурах более низких, чем температура гидратообразования в случае наличия чистой воды. В качестве ингибиторов применяют метанол CH3OH, растворы этиленгликоля (ЭГ), диэтиленгликоля (ДЭГ), триэтиленгликоля (ТЭГ), хлористого кальция СаСl2.Все углеводородные газы в реальных условиях содержат водяной пар. Его количество при заданных температуре и давлении газа строго определенно. Насыщение газов водяным паром возможно до предельного давления, равного упругости насыщенного пара при заданной температуре. Различают абсолютную и относительную влажность газов.
    Ввод  метанола в газопровод осуществляется путем установки системы впрыска. Стоимость данной установки составляет 200 — 250 тыс. руб. плюс затраты на приобретение расходного материала — метанола.
    Кроме того нужно учесть, что метанол  является очень сильным ядом, имеющим  кумулятивные свойства, т.е. может накапливаться в организме. Даже незначительная концентрация метанола в воздухе может привести к очень сильному отравлению. Поэтому для обслуживающего персонала метанольной установки потребуются дополнительные средства защиты, а соответственно и дополнительные затраты. 

    Кроме вышеперечисленных способов, для  предотвращения гидратообразования могут  применять и другие: обогрев помещений, где расположен узел редуцирования, до необходимой температуры, установка  на регулятор подогревающей водяной рубашки и т.д.
    Все эти способы требуют либо значительных капиталовложений, либо посторонних  источников энергии. Кроме того, установка  дополнительного оборудования влечет за собой повышение трудозатрат  по его обслуживанию.
    Одной из новинок ОАО «Завод «Старорусприбор» стал регулятор давления газа РДУ-Т с теплогенератором, сконструированный специально для предотвращения гидратообразования. Применение регулятора в технологических схемах ГРС, где возможно отключение либо отказ от использования подогреватлей газа, несет значительный экономический эффект. Несомненным плюсом РДУ-Т является то, что теплогенератор работает без посторонних источников энергии — за счет собственной кинетической энергии газового потока.
    Теплогенератор  работает по принципу вихревого разделения потока газа. Холодная составляющая отводится и сбрасывается в задний фланец регулятора, что помогает за 6-8 минут нагреть теплогенератор до температуры +40-50 °С. Температура нагрева теплогенератора достаточна для предотвращения обмерзания запорно-регулирующего устройства.
    Регуляторы  давления РДУ-Т были установлены  в ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», ООО «Газпром трансгаз Ставрополь», ОАО «Леноблгаз» на «проблемных» объектах магистральных газопроводов, где отсутствует узел подогрева  газа, в 2006 — 2007 г. За все время эксплуатации регуляторы РДУ-Т не вызвали каких-либо замечаний у обслуживающего персонала ГРС. При температуре газа, располагающей к образованию кристаллогидратов, регуляторы оставались сухими, снежная шапка отсутствовала. Во время проведения плановых ревизий образований кристаллогидратов в исполнительных механизмах регуляторов также не было обнаружено.
    Важным  достоинством регуляторов РДУ-Т  является то, что он не требует дополнительных трудозатрат по обслуживанию. Для  работы теплогенератора необходим расход газа, проходящего через него, в объеме от 1000 м?/ч. Поэтому на малых расходах, теплогенератор может быть выключен, а РДУ-Т будет работать в режиме обычного регулятора РДУ.
    В целом, учитывая современные реалии эксплуатации ГРС, применение регулятора РДУ-Т поможет решить целый комплекс проблем, связанных с гидратообразованием. Надежность, простота конструкции, видимый экономический эффект делают регулятор РДУ-Т важной составляющей узла редуцирования газораспределительных станций. 
 

    2.1 Удаление гидратных пробок и растепление скважин
     
    В процессе подъема пластовой жидкости по колонне лифтовых труб гидростатическое давление уменьшается по мере ее перемещения  вверх. Если величина этого давления становится ниже давления насыщения, из пластовой жидкости выделяется попутный газ. Часть его растворяется в пластовой воде, неизбежном компоненте пластовой жидкости. При температуре и давлении, соответствующих равновесному состоянию смеси, образуются кристаллогидраты углеводородов и появляется кристаллическое вещество. Метан, этан, пропан и бутан образуют кристаллогидраты при отрицательной температуре, а при повышенном давлении и положительной температуре их возникновению способствует наличие легких углеводородов и обводненность скважины. Кристаллогидраты осаждаются на стенках колонны лифтовых труб и в затрубном пространстве. Прекращение эксплуатации скважины способствует интенсивному образованию кристаллогидратов. Этому процессу способствует и понижение температуры пластовой жидкости в полости скважины. Наиболее интенсивно гидраты осаждаются на стенках труб в интервале 100-900 м при любых способах эксплуатации скважин - фонтанном, ЭЦН, ШГН.
      Оборудования и материалы :
    Колтюбинговая установка; насосный агрегат; емкости  с промывочной и отработанной жидкостями; нагревательная установка; промывочная жидкость.  
 
 

      Описание технологии: 

    Для удаления гидратных пробок существует ряд методов, наиболее эффективным  из которых является промывка скважины горячим соляным раствором (при  t = 70 – 80 °C). При использовании установок с КГТ гидраты удаляют в результате подачи технологической жидкости во внутреннюю полость НКТ, если эксплуатацию скважины проводят фонтанным способом, или с помощью электроцентробежных насосов. Если скважина оборудована штанговой скважинной насосной установкой, то технология удаления гидратной пробки резко усложняется. В этом случае КГТ спускают в кольцевое пространство между колонной НКТ и эксплуатационной.
     
    
    Рис. 1. Схема оборудования при промывке скважины нагретой технологической жидкостью 

    Наибольшие  затраты времени и энергетических ресурсов требуются при проведении работ по растеплению скважины, т.к. имеет место образование массива  гидратов и льда, как в колонне  лифтовых труб, так и в кольцевом  пространстве эксплуатационной колонны. В процессе удаления следует контролировать температуру промывочной жидкости на входе и выходе колтюбинговой трубы, а также у устья скважины. Слишком низкая температура восходящего потока свидетельствует о наличии гидратов в кольцевом пространстве, что чревато повторным образованием пробки в колонне лифтовых труб, потерей циркуляции и последующим прихватом колтюбинговой трубы.
      При наличии гидратной пробки  в подобной скважине для перемещения  колтюбинговой трубы по скважине  применяют эксцентричную планшайбу, аналогичную планшайбам для спуска приборов в кольцевое пространство. На отверстие, предназначенное для ввода гибкой трубы, устанавливают уплотнитель облегченной конструкции.
      Процесс удаления гидратной пробки  может быть ускорен путем включения  в работу штанговой насосной установки одновременно с промывкой кольцевого пространства. В этом случае остатки пробки удаляются за счет потока технологической жидкости, поступающей из затрубья через скважинный насос во внутреннюю полость НКТ. Для достижения подобного режима работы необходимо обеспечить возможность функционирования станка-качалки в процессе спуско-подъемных операций с колтюбинговой трубой.
    Для ликвидации гидратных пробок и растепления  скважин в составе комплекса  поверхностного оборудования должна быть установка (подогреватель) для нагрева технологической жидкости. Это может быть или нагреватель проточного типа, или емкость с необходимым запасом жидкости, предварительно нагреваемой от внешнего источника тепла (см. рис. 1.).
    Наибольшие  затраты времени и энергетических ресурсов требуются при проведении работ по растеплению скважины. В данном случае имеет место образование массива гидратов и льда, как в колонне лифтовых труб, так и в кольцевом пространстве эксплуатационной колонны.
    Порядок работ остается тем же, что и при удалении песчаных пробок, однако темп их выполнения снижается, поскольку ликвидация гидратной или парафиногидратной проб­ки является более энергоемким процессом. Технологическая жидкость после взаимодействия с отложениями гидратов уменьшает температуру и поднимается вверх по кольцевому пространству между КГТ и НКТ.
    В процессе удаления следует контролировать температуру технологической жидкости на входе и выходе КГТ, а также  у устья скважины. Слишком низкая температура восходящего потока свидетельствует о наличии гидратов в кольцевом пространстве, что чревато повторным образованием пробки в колонне лифтовых труб, потерей циркуляции и последующим прихватом колонны гибких труб.
    После спуска КГТ до уровня, где гидраты  отсутствуют, выполняется интенсивная промывка НКТ технологической жидкостью с целью гарантированного удаления гидратов из кольцевого пространства.
    К наиболее сложным работам по растеплению  следует отнести ПРС скважин, эксплуатируемых штанговыми скважинными  насосами. Штанги, расположенные в полости лифтовой колонны (колонны НКТ), как правило, снабжены скребками или центраторами, что препятствует спуску в них колонны гибких труб.
    При наличии гидратной пробки в подобной скважине предусматривают выполнение достаточно длительного и трудоемкого ремонта. Если используют традиционный агрегат подземного ремонта, то сначала, применяя штанголовки, отвинчивают и извлекают по частям колонну штанг, находящуюся выше гидратной пробки. Далее спускают колонну промывочных труб, промывают и удаляют участок пробки как можно большей длины, а затем повторно извлекают штанги. По мере того, как извлечение штанг становится затруднительным, вновь осуществляют промывку и проводят последующее извлечение. Этот процесс повторяют до тех пор, пока колонна штанг не будет извлечена полностью. 

    После удаления колонны штанг спускают колонну промывочных труб и выполняют  длительную промывку скважины горячей  водой или нефтью. После растепления  пробки в кольцевом пространстве и восстановления циркуляции по затрубью либо поднимают колонну НКТ, либо спускают штанговый насос и начинают эксплуатацию скважины.
    Возможным способом доставки нагретой жидкости теплоносителя в полость скважины является спуск колонны гибких труб в кольцевое пространство между  эксплуатационной и колонной НКТ. К настоящему времени специалистами в ТПП "Когалымнефтегаз" накоплен уникальный опыт по проведению подобных работ.
    Для перемещения КГТ по скважине применяют  эксцентричную планшайбу, аналогичную  планшайбам для спуска приборов в  кольцевое пространство. На отверстие, предназначенное для ввода аппаратуры, устанавливают уплотнитель облегченной конструкции. Промывка скважины по существу повторяет описанную выше технологию, при которой КГТ размещают в НКТ. Отличие заключается в длительности промывки отдельных интервалов, поскольку требуется не только удалить продукты, слагающие пробку в кольцевом пространстве, но и прогреть колонну НКТ настолько, чтобы разложить гидрат, находящийся в ней. Все эти операции не вызывают каких-либо проблем, кроме одной – спуска и подъема КГТ в кольцевом пространстве. Поскольку колонна НКТ располагается в полости скважины произвольным образом и форму ее оси существующими в настоящее время методами и приборами определить невозможно, существует риск защемления колонны гибких труб.
    Опасность защемления усугубляется еще и тем, что в процессе растепления увеличивается  температура колонны НКТ и  ее длина увеличивается. Поскольку  верхний и нижний концы закреплены сверху планшайбой, а нижний еще  и защемлен пробкой, то удлинение  колонны сопровождается потерей устойчивости и дальнейшим искривлением ее оси. Все это приводит к радиальным смещениям этой оси колонны и уменьшению величин зазоров между ней и внутренней стенкой эксплуатационной колонны. А это, в свою очередь, провоцирует защемление КГТ, располагающейся в зазоре.
    Из  сказанного следует, что выполнение подобных работ, весьма эффективных, но очень рискованных, в настоящее  время является не сферой техники, а  скорее основано на интуиции и мастерстве операторов агрегатов КГТ, осуществляющих ремонт.
    Процесс удаления гидратной пробки может  быть ускорен в результате включения  в работу штанговой насосной установки  одновременно с промывкой кольцевого пространства. В этом случае остатки  пробки удаляются за счет потока технологической  жидкости, поступающей из затрубья через скважинный насос во внутреннюю полость НКТ. Для достижения подобного режима работы необходимо использовать агрегат, обеспечивающий возможность функционирования станка-качалки в процессе спускоподъемных операций с КГТ.
    Такой агрегат устроен следующим образом (рис. 2,а,б). На раме 24 транспортной базы 1  установлена рама агрегата 25, в средней части которой размещен барабан 6 для колонны гибких труб 5. Для укладки трубы на барабан при наматывании и разматывании служит укладчик 4.
    За  кабиной водителя транспортной базы 1 располагается бак масляной системы 3,  а рядом с ним (в транспортном положении) – кабина оператора 2.  В рабочем положении последняя  находится на поворотной консоли  сбоку агрегата.
    В кормовой части агрегата расположен эжектор 8, а под  ним – герметизатор устья 14 гибкой трубы 5. Эжектор 8    и герметизатор 14 находятся над устьем скважины 22         с устьевым оборудованием, включающим эксцентричную планшайбу 21 с уплотнением 18 устьевого штока 17 и шарнир 20.
    Герметизатор  устья 14 снабжен криволинейным полым  элементом 16 (изогнутой трубой), установленной  ниже него. В низу криволинейного элемента 16 размещен дополнительный уплотнительный узел 19. Герметизатор вместе с криволинейным  элементом 16 и дополнительным уплотнительным узлом 19 шарниром 20 соединены с эксцентричной планшайбой 21, установленной на устье скважины 22. Внутренняя полость криволинейного полого элемента 16 соединена с лубрикатором 15, обеспечивающим подачу смазывающей жидкости. (В качестве лубрикатора применяют стандартное устройство для подачи смазки к узлам трения, широко используемое в станочном оборудовании. Поэтому в настоящем описании оно подробно не рассматривается.)
    В рабочем положении эжектор 8 опирается  на устье скважины 22, передавая на нее усилие через криволинейный элемент 16, корпус дополнительного уплотнительного узла 19 и шарнир 20, смонтированный на эксцентричной планшайбе 21.
    Устьевой  шток 17 колонны штанг, приводящих в  действие скважинный насос, соединен траверсой 12 с канатной подвеской 11. Последняя, в свою очередь, связана с головкой балансира 9 станка-качалки 10. (На схеме показана только часть переднего плеча балансирного станка-качалки.)
    Механизм  установки эжектора 8 в рабочее  положение выполнен  в виде гидравлического подъемника, состоящего из стоек 7, шарнирно соединенных с рамой 25 агрегата. Стойки 7 служат направляющими для подвижной площадки 13, на которой смонтирован эжектор 8. Перемещение площадки 13 относительно стоек 7 осуществляется гидравлическими цилиндрами (последние на рис. 2. не показаны). Рама 25 агрегата снабжена четырьмя аутригерами 23.
    Для нагнетания технологической жидкости в колонну гибких труб в процессе проведения операций подземного ремонта  агрегат оборудован насосами. Они  расположены вдоль борта транспортной базы и имеют гидропривод. Питание исполнительных органов гидропривода обеспечивается блоком насосов, приводимым в действие от коробки отбора мощности ходового двигателя транспортной базы агрегата.
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.