WWW.BOOK.LIB-I.RU
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - Электронные ресурсы
 

«РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА В.Н.ИВАНОВСКИЙ, И.А.МЕРИЦИДИ ДОМАШНИЕ ЗАДАНИЯ ПО МАШИНАМ И ОБОРУДОВАНИЮ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ Часть I ...»

Министерство образования и науки Российской Федерации

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА

В.Н.ИВАНОВСКИЙ, И.А.МЕРИЦИДИ

ДОМАШНИЕ ЗАДАНИЯ ПО МАШИНАМ И

ОБОРУДОВАНИЮ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Часть I

Москва 2012

Министерство образования и науки Российской Федерации

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА Кафедра машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности В.Н.ИВАНОВСКИЙ, И.А.МЕРИЦИДИ

ДОМАШНИЕ ЗАДАНИЯ ПО МАШИНАМ И

ОБОРУДОВАНИЮ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Часть I Методические указания к самостоятельной работе студентов по курсу «Машины и оборудование для добычи и подготовки нефти и газа»

Москва 2012 УДК 622.276 Ивановский В.Н., Мерициди И.А. Домашние задания по машинам и оборудованию для добычи нефти.

Часть I «Машины и оборудование для добычи нефти»: Методические указания к самостоятельной работе студентов. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2012. – Даны основные соотношения при расчетах оборудования для добычи нефти.

Приведены шесть видов домашних заданий, отражающих основные разделы курса машин и оборудования для добычи и подготовки нефти и газа.

Представлены материалы справочного характера.

Рекомендуется для контроля самостоятельной работы студентов вузов нефтегазового профиля по дисциплине «Машины и оборудование для добычи и подготовки нефти и газа»

Рецензент – профессор, д.т.н. Дроздов А.Н.

Российский государственный университет нефти и газа им. И.М.Губкина, 2012 СОДЕРЖАНИЕ Стр.

ВВЕДЕНИЕ ……………………………………………………………..… 5 ОСНОВНЫЕ РАСЧЕТНЫЕ СООТНОШЕНИЯ …………..…6 ДОМАШНЕЕ ЗАДАНИЕ № 1. Расчет насосно- компрессорных труб на прочность …………………..……………………………..…17 ДОМАШНЕЕ ЗАДАНИЕ № 2. Расчет пакеров…………………..20 ДОМАШНЕЕ ЗАДАНИЕ № 3. Расчет оборудования для освоения скважин.…………………………………………………………..…22 ДОМАШНЕЕ ЗАДАНИЕ № 4. Выбор фонтанной арматуры.…..24 ДОМАШНЕЕ ЗАДАНИЕ № 5. Расчет фланцевых соединений фонтанной арматуры …………….…………………………………25 ДОМАШНЕЕ ЗАДАНИЕ № 6. Расчет запорных устройств фонтанной арматуры ………………………………………………26 ПРИЛОЖЕНИЯ …………….………………………………….. 28 ЛИТЕРАТУРА ……………….………………………………….. 31 ВВЕДЕНИЕ Методические указания «Домашние задания по машинам и оборудованию для добычи и подготовки нефти и газа. Часть I» составлены в полном соответствии с новыми рабочими программами по специальным дисциплинам «Машины и оборудование для добычи и подготовки нефти и газа», «Нефтегазопромысловое оборудование».

В зависимости от специальности, учебными планами предусматривается изучение дисциплины, основу которой составляет курс «Машины и оборудование для добычи и подготовки нефти и газа». При изучении этой дисциплины определенное количество часов выделяется на самостоятельную работу студентов. В качестве контроля самостоятельной работы студентов, предложены варианты домашних заданий.

Предлагаемые домашние задания отражают связь теоретической части с ее прикладной частью в области машин и оборудования нефтяных и газовых промыслов.

Количество домашних заданий определяется преподавателем в зависимости от количества часов, выделенных на самостоятельную работу студентов.

Выбор варианта домашнего задания осуществляется студентами по своему номеру в студенческом журнале.





ОСНОВНЫЕ РАСЧЕТНЫЕ СООТНОШЕНИЯ

–  –  –

где n1’ – запас прочности = 1,15 При действие на НКТ циклических нагрузок ведется проверка на страгивающую нагрузку и усталость. Определяют наибольшую и наименьшую нагрузки, по которым определяют наибольшее, наименьшее и среднее напряжение m, а по ним – амплитуду симметричного цикла (а). Зная (-1) - предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения-сжатия определяют запас прочности:

n k a m где -1 – предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения– сжатия; k – коэффициент, учитывающий концентрацию напряжений, масштабный фактор и состояние поверхности детали; – коэффициент, учитывающий свойства материала и характер нагружения детали.

Предел выносливости для стали группы прочности Д равен 31 МПа при испытании в атмосфере и 16 МПа – в морской воде. Коэффициент = 0,07…0,09 для материалов с пределом прочности в = 370…550 МПа и = 0,11…0,14 – для материалов с в = 650…750 МПа.

По сжимающей нагрузке при опоре НКТ о пакер или забой При опоре низа колонны НКТ о забой или на пакер может возникать продольный изгиб труб. При проверке труб на продольный изгиб определяют критическую сжимающую нагрузку, возможность зависания труб в скважине и прочность изогнутого участка.

–  –  –

Если выполняется неравенство Руст Рlmax – происходит зависание труб в скважине, где: Рlmax – предельная нагрузка действующая на забой, при любом увеличение сжимающего усилия в верхнем конце колонны труб При изгибе труб на большой длине возможно зависание изогнутых труб НКТ за счет трения их об обсадную колонну. При этом на пакер передается не весь вес изогнутой колонны. В этом случае если на верхнем конце колонны неограниченно увеличивать сжимающее усилие, то нагрузка, передаваемая колонной НКТ на забой, не превысит величины

–  –  –

где Fо – площадь опасного сечения труб, м2; Wо – осевой момент сопротивления опасного сечения труб, м3; Р1сж – осевое усилие, действующее на изогнутый участок труб, МН; т – предел текучести материала труб, МПа; п – запас прочности, принимаемый равным 1,35.

2. Расчет пакера:

Определение наименьшей величины осевой силы Q действующей на пакер, обеспечивающей герметичное разобщение ствола скважины проводится по формуле:

–  –  –

Определение предельной осевой нагрузки на плашечный захват пакера, при котором не происходит разрушения обсадной колонны Qпред [ т n tgD2 – Dвн2) lпл (Lпл2 + 16/3 fпл2) 1/2 ] / (D2 + Dвн2), где: Dвн – внутренний диаметр обсадной колонны, м, lпл - осевая длина плашки, м, Lпл -длина хорды плашки в диаметральном сечении, м, fпл -стрела профиля плашки, м При ограниченной площади контакта плашек по периметру обсадной колонны участки труб между плашками работают на изгиб и Qпред определяют

–  –  –

3. Освоение скважины свабированием:

Определение нагрузки, действующей на канат в точке А(точке подвеса каната над устьем скважины).

Максимальная нагрузка в точке А определяется как Рmax = Рж + Ркан + Р’кан, где: Рж – вес столба жидкости над свабом, Н Ркан – вес каната, находящегося над жидкостью, Н Р’кан – вес каната, находящегося в жидкости, Н.

Напряжения в канате в точке А определяется как сумма растягивающих и изгибных напряжений:

раст + изг раст = 4Рmax / (dк2 Ккан) изг = Епр пр / (Dб + dк) где: dк -диаметр каната, м;

Ккан -коэффициент наполнения каната проволоками;

Епр -модуль упругости материала проволок каната, МПа;

пр -диаметр проволоки каната, м;

пр -диаметр бочки барабана или блока(минимальный), м.

Условие прочности для каната: [пр ] / nзап

4.Выбор схем фонтанной арматуры

Для низких и средних давлений (7 - 35 МПа) рекомендуют применять тройниковую фонтанную арматуру, для средних и высоких давлений (35 – 105 МПа) крестовую арматуру.

Скорости движения жидкости или газа в тройниках, крестовинах и запорных устройствах, при определении диаметра проходного сечения фонтанной арматуры, должны находиться в пределах 0,5 – 5 м/с.

При наличии значительного количества механических примесей (свыше 100 мг/л) в продукции скважины необходимо предусматривать дополнительные (резервные)отводы.

При выборе запорных устройств необходимо руководствоваться тем, что для низких давлений ( 7 – 14 МПа) применяются пробковые краны, при более высоких давлениях прямоточные задвижки.

Толщину стенок цилиндрических частей элементов фонтанной арматуры рассчитывают по зависимости D р p S вн 1 S 2 р p где Dвн – внутренний диаметр цилиндрической части арматуры; р - рабочее давление; [р]допустимое напряжение на растяжение материала арматуры; S- увеличение толщины, учитывающее коррозию металла за время эксплуатации фонтанной арматуры.

S= Stt где St - уменьшение толщины стенки от коррозии в год; t- срок службы арматуры.

5. Методика расчета фланцевых соединений фонтанной арматуры

Из условия эксплуатации скважин (давление, дебит, содержание песка, температура и др.) выбирают схему арматуры, диаметр проходного отверстия, размер фланцев.

По известным размерам фланца выбирают из приложения размер прокладки.

Выполняют предварительный расчет фланца на прочность по первому варианту соединения фланцев. Если все полученные данные соответствуют требованиям, то определяют размеры шпилек и потребное количество их и расчет на этом заканчивают.

При больших давлениях надо обеспечивать работу соединения по второму варианту для уменьшения напряжений в элементах соединения фланцев.

–  –  –

Определение напряжения в наиболее опасном сечении фланца.

Фланец считают по наиболее опасным сечениям, таковым является сечение АС для фланцев с овальной и восьмигранной прокладкой (рис. 1).

–  –  –

Усилие среды прижимает пробку к корпусу и создает силу трения Тк = fк · Qср, где fк - коэффициент трения пробки о корпус, равный 0,1.

Момент, необходимый для поворота пробки крана, Мк = Мп + Мс.

Здесь Мп – момент трения пробки в корпусе, Мп = 0,5Тк Dк = 0,5 fк · Qср Dк.

Момент трения в сальнике Мс может быть определен по формуле

–  –  –

где hм – высота манжеты; - коэффициент трения манжеты о шпиндель, (0,05 + 0,08).

Прямоточные задвижки.

Если уплотняемая среда находится слева, то левый шибер не нагружен, усилие Q1 на шпиндель передается лишь через правый шибер. С учетом выталкивающей силы Ро усилие на штоке задвижки будет

–  –  –

где Dк – средний диаметр уплотнения шибера задвижки, Dк = 0,5(Dв + Dн), Dв – диаметр уплотнения внутренний, Dн – диаметр уплотнения наружный, dс – диаметр шпинделя.

Момент для открывания и закрывания задвижки определяют как сумму:

Мкр = М1 + М2 + М3 где М1 – момент трения в резьбе гайки;

–  –  –

где dср – средний диаметр резьбы; - угол трения в резьбе, равный arctg f1, (f1 коэффициент трения в резьбе, f1 0,15);

- угол подъема резьбы, = arctg (в/ dср), ( в – шаг резьбы) М2 - 0 М3 – момент трения в сальнике. Для манжетного сальника, независимо от числа манжет

–  –  –

Расчет насосно- компрессорных труб на прочность.

Расчеты на прочность определяют допустимость использования данных труб по следующим параметрам: нагрузке, вызывающей страгивание резьбового соединения;

эквивалентному напряжению, возникающему в опасном сечении трубы с учетом давления среды и осевой нагрузки; циклической переменной нагрузке; усилиям, вызывающим продольный изгиб трубы.

1. Подобрать и рассчитать колонну НКТ dн по ГОСТ 633, необходимую для спуска технологического оборудования массой М на глубину L = Н скв(глубина скважины).

- жидкость в скважине отсутствует;

- действует наружное избыточное давление Рн;

- действует внутреннее избыточное давление жидкости Рв.

- действуют циклические нагрузки с амплитудой напряжений симметричного цикла (а)

2. Определить, возможно ли зависание труб в скважине при установке пакера на глубине Нуст.

- определить прочность изогнутого участка в наиболее опасном сечении трубы.

3. Исходные данные к домашнему заданию приведены в таблице № 2 и приложении 1.

–  –  –

Расчет пакеров.

Пакеры служат для разобщения частей ствола скважины по вертикали и герметизации нарушенных участков обсадной колонны, для разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже пакеров. Применяют в обсадной (эксплуатационной) колонне нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах при их эксплуатации, ремонте.

Перепады давления, воспринимаемые пакерами, находятся в интервале от 7 до 70 МПа.

Температура окружающей среды при эксплуатации скважин может изменяться от 40 до 100 °С, а при тепловом воздействии на пласт достигает в некоторых случаях 300…400 °С.

По восприятию перепада давления пакеры подразделяются:

ПВ – усилие направлено от перепада давления вверх;

ПН – усилие направлено от перепада давления вниз;

ПД – двустороннего действия (усилие от перепада давления направлено как вверх, так и вниз).

По способности фиксироваться на месте установки пакеры подразделяют:

Я – фиксирующиеся якорем;

без обозначения – самостоятельно фиксирующиеся.

По способу посадки пакеры подразделяют:

Г – гидравлические;

М – механические;

ГМ – гидромеханические;

без обозначения – не требующие посадки.

По способу съёма пакеры подразделяют:

В – вращением;

Р – разбуриванием;

И – специальным инструментом;

без обозначения – натягом.

По исполнению:

Без обозначения – нормальное;

Коррозионностойкое:

К1 – углекислотостойкое (СО2 не более 10% об.), К2 – сероводородостойкое (Н2S и СО2 не более 10% об. каждого компонента), К3 - сероводородостойкое (Н2S и СО2 свыше 10%, но не более 25% об. каждого компонента), Т – термостойкое (для рабочих сред с температурой более 150оС).

В скважину с определенным диаметром обсадной колонны Dобс спускается и устанавливается механический пакер, рассчитанный на перепад давления P и имеющий определенные конструктивные размеры.

1. Определить наименьшую величину осевой силы Q, обеспечивающей герметичное разобщение ствола скважины.

2. Определить наибольшую высоту уплотнительного элемента пакера.

3. Определить оптимальную длину хода штока пакера.

4. Проверить влияние плашечного захвата на прочность обсадной колонны. В конструкциях пакеров, где плашки перекрывают кольцевой зазор полностью ( или больше 70%), нагрузка на обсадную колонну распределена равномерно по всему периметру.

–  –  –

Необходимо произвести освоение скважины, в которую спущена колонна НКТ диаметром d НКТ. Скважина заполнена жидкостью плотностью ж до статического уровня Нст. Освоение скважины производиться с помощью сваба, который посредством каната диаметром dк, свитым из проволок диаметром пр с коэффициентом наполнения Ккан, прикреплен к подъемному барабану диаметром Dб.

1. Определить за какое количество циклов свабирования уровень жидкости в скважине достигнет Ндин, если при этом Рзаб.=0,6 Рпл (пластовое давление), а Рпл= 1,1 (ж g Н скв)

2. Определить прочность каната в точке А при последнем цикле подъема сваба.

3. Если канат не выдерживает нагрузку, произвести необходимые конструктивные изменения (Dб, dк,пр, [пр ] ) и произвести перерасчет с целью выполнения задачи по освоению скважины.

4. Какие применяются другие способы освоения скважин, области их применения.

5. Исходные данные к домашнему заданию приведены в табл. № 4.

–  –  –

Выбор фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации скважин (эксплуатационных и нагнетательных). Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки.

Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначается для подвески одной или нескольких колонн НКТ и герметизации на устье межтрубных пространств. Трубная головка должна обеспечивать проход жидкости или газа в межтрубные пространства, а также позволяет контролировать давления в них и выполнять необходимые исследования скважины.

Фонтанная елка монтируется на трубной головке и предназначена для направления отбираемых из скважины жидкости и газа в манифольд, регулирования и контроля за работой фонтанной скважины.

При выборе фонтанной арматуры задаются её основными параметрами: рабочим давлением и диаметром проходного сечения стволовой части фонтанной ёлки, а также дополнительными данными – числом и размером спускаемых колонн насоснокомпрессорных труб, характеристикой продукта пласта, его агрессивностью, наличием в нем механических примесей.

–  –  –

Расчет фланцевых соединений фонтанной арматуры.

Одним из основных элементов фонтанной арматуры являются фланцевые соединения, при помощи которых соединяются узлы оборудования.

При фланцевом соединении деталей арматуры уплотнение осуществляется в большинстве случаев металлическим кольцом овального или восьмиугольного сечения Эластичные, неметаллические уплотнения широко применяются в поверхностных соединениях системы сбора и подготовки нефти.

Фланцевое соединение (рис. 3) состоит из двух фланцев 1, уплотнительной прокладки 2, шпилек 3 и гаек 4. Фланцы могут быть корпусными, приварными и резьбовыми.

Корпусные фланцы отливаются вместе с корпусом задвижки, крестовика и другой деталью устьевого оборудования. Приварные привариваются встык к патрубку корпусной детали или трубе. Резьбовые соединяются с корпусом или трубой на резьбе. Это более трудоемкий и менее надежный путь, он используется, когда по различным причинам нельзя использовать соединения корпусные или приварные.

Рис.3. Схема фланцевого соединения

Фланцы изготавливают из сталей 40х35ХМ ( твердость 217-235 НВ).

Фланцевые соединения группируют в зависимости от давлений ( 7, 14, 21, 35, 70, 105 МПа) и диаметров проходных отверстий (приложение 2).

Усилие, действующее на кольцевую прокладку, не должно приводить к ее остаточным деформациям.

В первом варианте уже при сборке кольцо соприкасается с канавками фланцев по их внутреннему и внешнему скосам. Уплотнение происходит за счет упругой деформации кольца и фланцев в месте их соприкосновения.

Во втором варианте кольцо соприкасается в начале сборки только с внешним скосом канавки у верхнего фланца и фаски у нижнего фланца. При затяжке соединения шпильками кольцо уменьшается в диаметре (в пределах упругих деформаций) и доходит до внутреннего скоса канавки, в этот момент затяжка прекращается.

Момент упора кольца во внутренний скос заметен по резкому возрастанию усилия затяжки гаек у шпилек.

При работе уплотнения, когда в арматуре повышается давление, фланцы раздвигаются под действием давления и кольцо занимает первоначальное положение Усилия при этих двух вариантах использования кольца рассчитывают различными методами. Но в обоих случаях определяются усилия предварительной затяжки, рабочее усилие при повышении в арматуре давления, учитывается влияние разности температур откачиваемой жидкости или газа и окружающей арматуру среды и влияние веса боковых отводящих труб, подсоединенных к арматуре.

–  –  –

Расчет запорных устройств фонтанной арматуры.

Запорные устройства фонтанной арматуры изготавливаются трех типов:

- пробковые краны со смазкой по ТУ 26-14-24-77;

- задвижки прямоточные со смазкой типа ЗМ и ЗМС с однопластинчатым шибером по ТУ 26-16-45-77;

- задвижки прямоточные со смазкой ЗМАД с двухпластинчатым шибером по ТУ 26Оборудование устья нефтяных и газовых скважин на рабочее давление 70 МПа».

1. Выбрать тип запорного устройства фонтанной арматуры, представить его графическое изображение и объяснить принцип действия.

2. Определить момент необходимый для открывания и закрывания задвижки или крана.

3. Где в фонтанной арматуре используют вентили.

4. В каких случаях в прямоточных задвижках применяется разгрузочный шток, представьте схематическое изображение задвижки со штоком и опишите принцип действия данной задвижки.

5. Исходные данные к домашнему заданию приведены в табл. № 7.

–  –  –

Рекомендуемый размер уточняется при проектировании по проходному отверстию оборудования.

Допускалось до 1 января 1976 г. изготовление фланцев с условным проходом =63мм по размерам, указанным в приложении к настоящему стандарту.

Допускалось до 1 января 1976 г. изготовление фланцев с условным проходом =156мм по размерам, указанным в приложении 2.

ЛИТЕРАТУРА

1. В.Н.Ивановский, В.И.Дарищев, А.А.Сабиров, В.С.Каштанов, С.С.Пекин – Оборудование для добычи нефти и газа. М.: Из-во «Нефть и газ РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина», 2002 Л.Г.Чичеров и др. – Расчет и конструирование нефтепромыслового 2.

оборудования. М.: Из-во «Недра». 1987 Трубы нефтяного сортамента: Справ./Под общей редакцией А.Е.Сарояна.М.:Недра,1987.

Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы. Учебник для вузов.М.:Недра,1988.

Дарищев В.И., Ивановский В.Н., Слышенков В.А. Конструкция пакеров для 5.

добычи нефти.- М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 1997.

В.П.Грабович –Газопромысловое оборудование и машины. М.: «МИНХ и ГП 6.


Похожие работы:

«1. Содержание учебного предмета Рабочая программа учебного предмета "Литературное чтение" составлена в соответствии с требованиями Федерального государственного общеобразовательного стандарта начального общего образования с учетом межпредметных и внутрипредметных связей, логики учебного процесса, задачи формирования...»

«2 СОДЕРЖАНИЕ 1. Перечень планируемых результатов обучения по дисциплине, соотнесенных с планируемыми результатами освоения образовательной программы.4 2. Место дисциплины в структуре ОПОП бакалавриата 3. Объем дисциплины в зачетных единицах с указани...»

«ПОСТАНОВЛЕНИЕ КАБИНЕТА МИНИСТРОВ РЕСПУБЛИКИ УЗБЕКИСТАН ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПОЛОЖЕНИЯ О ЛИЦЕНЗИРОВАНИИ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ НЕГОСУДАРСТВЕННЫХ ОБРАЗОВАТЕЛЬНЫХ УЧРЕЖДЕНИЙ (Собрание законодательства Республики Узбекистан, 2...»

«Отчет о деятельности ПУ "Энергоуголь" по предоставлению услуг по подаче воды по магистральным трубопроводам, передаче и (или) распределению электрической энергии в 2015 году перед потребителями и иными заинтересованными лицами 28.04.2016 г. 10.00 час г. Караганда Краткая характеристика предприятия Производственное управление "Энер...»

«ОКРУЖНАЯ ДЬОКУУС КАП КУОРАТ АДМИНИСТРАЦИЯ У 0 К У Р У Г У I ! ДЬАЬЛДТАТА ГОРОДА ЯКУТСКА П РО !О КО I заседания комиссии по рассмотрению предложений о присвоении имен государственных, м...»

«ЗАКОН ГОРОДА СЕВАСТОПОЛЯ Об особенностях регулирования имущественных и земельных отношений на территории города Севастополя Принят Законодательным Собранием города Севастополя 22 июля 2014 года Статья 1 1. Настоящий Закон устанавливает особенности регулир...»

«1 Общие положения Вступительный экзамен по направлению "Товароведение" проводится для оценки уровня подготовки студентов для обучения в магистратуре. Целью экзамена является оценка уровня знаний, полученных при изучении блоков дисциплин на предыдущей ступени обучения. На вступительном экзамене студент должен показать знание специа...»

«ПРОБЛЕМЫ МЕЖДУНАРОДНОГО ЧАСТНОГО ПРАВА Н.Г. Скачков* УПРАВЛЕНИЕ СТРАХОВЫМИ РИСКАМИ В ДЕПОЗИТАРНОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ IOPC FUND ПРИ МОРСКОЙ ПЕРЕВОЗКЕ ОПАСНЫХ ГРУЗОВ Ключевые слова: опасные грузы, морская перевозка, управление рисками, страхово...»




















 
2017 www.book.lib-i.ru - «Бесплатная электронная библиотека - электронные ресурсы»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.