Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин

- заключение;

- библиографический список.

Можно выделить три группы факторов, приводящих к возникновению открытого фонтана.

Первая группа - факторы, характеризующие состояние оборудования.

Вторая группа - факторы, связанные с неправильными действиями буровой бригады при строительстве скважины.

Третья группа - факторы, связанные с поведением пласта (нефтегазоводопроявлениями).

Одновременное возникновение первой и второй групп факторов является минимальным пропускным сочетанием, т.е. набором факторов (предпосылок) одновременное возникновение которых достаточно для появления головного события (аварии).

Следовательно, вероятность возникновения открытого фонтана описывается следующим выражением:

,

Рфонтана - вероятность возникновения открытого фонтана; Ротказ оборуд. - вероятность отказа оборудования; РНГП - вероятность нефтегазопроявлений.

Каждая из рассмотренных групп факторов может быть далее детализирована на факторы, являющиеся причинами их появления.

Мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению газонефтеводопроявлений

1. На каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана должен быть составлен план ликвидации аварий, утвержденный главным инженером бурового предприятия и согласованный с органами Госгортехнадзора.

2. С членами буровой бригады провести дополнительный инструктаж по первоочередным действиям членов бригады при появлении признаков газонефтеводопроявлений, порядок проведения штатных операций по предупреждению развития аварии с росписью в журнале инструктажей. План ликвидации аварий должен быть вывешен на видном месте, доступном каждому работнику.

3. При бурении производить постоянный контроль за количеством закачиваемого в скважину и выходящего из нее бурового раствора, за уровнем бурового раствора в приемных емкостях, за изменением давления на насосах и на стояке в буровой при прочих равных условиях бурения, кроме того, необходимо учитывать технологические факторы процесса бурения - резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения, увеличение вращательного момента на роторе.

4. Производить замер плотности бурового раствора не реже одного раза в час, остальные параметры замерять 3-4 раза в смену с записью в журнале по глинистым растворам.

5. При спускоподъемных операциях контролировать соответствие объемов металла поднятых (спущенных) труб и доливаемого (вытесняемого) в скважину (из скважины) бурового раствора. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня на устье скважины. Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, должны соответствовать требованиям проекта.

6. Следить за уровнем столба бурового раствора в скважине при технологических остановках и длительных простоях.

7. При всех отклонениях в процессе нормального бурения, перечисленных выше, остановить углубление скважины (спускоподъем бурильной колонны) поднять бурильную колонну от забоя на длину квадратной штанги, загерметизировать устье и приступить к ликвидации осложнений согласно плана

8. При бурении скважин с возможностью возникновения ГНВП руководствоваться РД 08-254-98 «Инструкцией по предупреждению газонефтепроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности» и ПБ 08-624-03 «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

Мероприятия по обвалам и осыпям глинистых пород, разжижению и сужению ствола скважины.

Важнейшим фактором предотвращения обвалов пород и кавернообразования является правильный выбор промывочной жидкости и ее состава.

Вывод

Исходя из данных геолого-технического наряда по скважине № 256 Южно-Ягунского месторождения, проведены анализ и оценка технологического риска при бурении данной скважины, выявлены зоны риска и его степени, а также предложены и обоснованы мероприятия по снижению технологических рисков. Эти риски будут существенны главным образом при бурении интервалов с неустойчивыми и высокопроницаемыми породами, а также при грубых отклонениях от режима бурения скважины и оптимального процесса её заканчивания.

3. Труболовки, назначение, устройство. Технология применения

К ловильному инструменту относятся труболовки (овершоты) наружные и внутренние, ловители различного типа, колокола и метчики, магнитные ловители, удочки и извлекатели.

Труболовки наружные (овершоты) предназначены для захвата за наружную цилиндрическую поверхность и последующего извлечения элементов колонн бурильных, обсадных и насосно-компрессорных при проведении ловильных работ в нефтяных, газовых и геологоразведочных скважинах. Захват осуществляется путем заклинивания выдвижных плашек между внутренней или наружной поверхностью захватываемой трубы и стержнем или корпусом труболовки.

По типу захвата труб труболовки подразделяются на две группы: внутренние (для захвата за внутреннюю поверхность) и наружные (для захвата за наружную поверхность трубы или муфты). Внутренние труболовки подразделяются на неосвобождающиеся и освобождающиеся (при необходимости освобождение инструмента от захваченных труб в скважине производится после захвата и фиксации плашек в сомкнутом положении).

Наружные труболовки подразделяются на труболовки освобождающиеся различного типа, которые отличаются друг от друга конструкцией механизма захвата и освобождения.

Б скважинах с небольшим зазором между эксплуатационной колонной и колонной ловимых труб применяют труболовки без центрирующих приспособлений, а в скважинах со значительными зазорами -- с центрирующими приспособлениями (направлением с вырезом или направлением своронкой -- для внутренних труболовок или только с воронкой -- для наружных).

Труболовки без центрирующего приспособления присоединяются к бурильной колонне при помощи обычного переводника, с центрирующим приспособлением -- посредством специального переводника.

Центральное отверстие во внутренних труболовках служит для промывки аварийных концов труб.

Внутренние и наружные освобождающиеся труболовки исполнения 1 и со спиральным захватным устройством состоят из механизма захвата и освобождения, а внутренние неосвобождающиеся -- только из механизма захвата.

Механизм захвата внутренних освобождающихся труболовок по конструкции аналогичен механизму захвата внутренних неосвобождающихся труболовок; его изготавливают в двух исполнениях -- одноплашечном и шестиплашечном.

Рис. 1. Ловитель труб наружного захвата типа ЛТН конструкции ЗАО завод «ИЗМЕРОН»: а) - со спиральным захватом; б) - с цанговым захватом

Ловители труб и труболовки наружные выпускаются типов ЛТН, ОБ, ОК, ОБТ, ОКТ, ТЛ1, ТМО, ТМОм, ТН, ТНОС, ТНС.

Ловители труб типа ЛТН (рис.1) предназначены для захвата и удержания труб за наружную поверхность и извлечения их из скважины. Конструкция ловителей обеспечивает освобождение от аварийного объекта при невозможности его извлечения, а также циркуляцию промывочной жидкости при проведении аварийных работ. Ловители выпускаются с правой и левой присоединительной резьбой.

Ловители состоят из трех основных частей: переводника, корпуса и воронки. В зависимости от размера захватываемого объекта в ловитель может быть вставлен один из двух комплектов захватов: либо спиральный захват со вставкой, либо цанговый захват с калибрующим фрезером. Причем фрезер может быть заменен вставкой. Стандартный цанговый захват предназначен для захвата длинных гладких труб. Цанговые захваты типа МШ имеют в верхней части внутренний кольцевой бурт и предназначены для захвата муфт и замков. Общие виды спирального и цангового захватов приведены на рис. 2 и 3.

Рис. 3. Цанговый захват для ловителей типа ЛТН

Каждый захват работает только со вставкой или фрезером (для цанговых захватов) своего типоразмера, а диапазон захватываемых ими диаметров составляет 3 мм. Захваты выпускаются с шагом 1,5 мм.

Для уплотнения захватываемого объекта могут быть использованы как нижние уплотнения, устанавливаемые во фрезер или вставку цангового захвата, так и верхние уплотнения, которые используются со спиральным захватом и устанавливаются над ним в корпусе ловителя. Все уплотнения используются только с захватом своего типоразмера. Ловители могут комплектоваться режущим направлением, режущей воронкой, удлинителем.

Выпускаются варианты ловителей проходные (с индексом П в условном обозначении) и непроходные. Комплектация ловителей определяется при заказе.

Изготовитель: ЗАО завод « ИЗМЕРОН».

Рис. 4. Труболовки типов ОВ и ОВТ

Труболовки типов ОВ и ОВТ (рис. 4, а. 6) состоят из корпуса 2, направляющей воронки 5, переводника 1 и набора сменных элементов, включающих ряд спиральных 3 и цанговых 6 захватов, и направляющих втулок, соответственно спирального 4 и цангового 7 захватов.

При извлечении колонн, верхняя часть которых (голова) имеет максимальный для применяемого типоразмера труболовки диаметр, используются спиральные захваты, в остальных случаях цанговые.

Цанговые захваты могут применяться с фрезерующими направляющими, позволяющими производить очистку захватываемого объекта от заусенцев и различных отложений. Процесс захвата осуществляется труболовкой за счет наличия конических спиральных поверхностей, выполненных на внутренней поверхности корпуса и взаимодействующей с ней наружной поверхности цангового или спирального захватов.

При необходимости герметизации соединения труболовки с извлекаемой трубой предусмотрена возможность установки уплотнительных манжетных пакеров: типа «А» -- при использовании спирального захвата или типа «Р» и кольца -- при использовании цангового захвата. Типоразмеры фрезерующей направляющей и пакеров должны соответствовать типоразмеру применяемого захвата.

Труболовки дополнительно могут комплектоваться:

· удлинителями, устанавливаемыми между корпусом и переводником для захвата аварийной колонны значительно ниже верхнего торца;

· направляющими воронками увеличенного диаметра, применяемыми при ловильных работах в скважинах или колоннах, внутренний диаметр которых значительно больше наружного диаметра труболовки (овершота).

Изготовитель: ЗАО « Сиб. Трейд. Сервис».

Труболовки типов OK и ОКТ состоят (рис. 5) из корпуса 4, переводника 1, направляющей втулки 2 и набора сменных цанговых захватов 3 с различными диаметрами внутренней ловильной поверхности. Корпус труболовки выполнен таким образом, чтобы цанговый захват располагался как можно ближе к нижнему торцу, обеспечивая возможность извлечения элементов колонн с коротким участком, пригодным для захвата. Процесс захвата осуществляется труболовками за счет наличия конических спиральных поверхностей, выполненных на внутренней поверхности корпуса и взаимодействующей с ней наружной поверхности цангового захвата.

Изготовитель: ЗАО « Сиб. Трейд. Сервис».

Труболовка наружная типа ТЛ1 (рис. 6) состоит из корпуса 4, воронки направляющей 5, втулки 2, цанги 3 и переводника 1. Труболовка изготавливается с правой и левой присоединительными резьбами.

Труболовка ТЛ1 предназначена для ловли насосно-компрессорных труб диаметром 60, 73 и 69 мм, забойных двигателей Д-85 и Д1-68 с помощью наборасменных цанг с проходом от 32 до 95 мм. Допускаемая осевая нагрузка -- 500 кН. Максимальный диаметр корпуса -- 122 мм, длина -- 630 мм Масса труболовки -- 26,8 кг.

Отличительная особенность данного инструмента -- отсутствие необходимости его поворота при захвате ловимого объекта за счет оригинальной конструкции направляющей цанги.

Изготовитель: АО « Ижнефтемаш» .

Труболовки наружные механические освобождающиеся ITMO-89-116) и модифицированные (ТМОм-89-116) предназначены для захвата за муфту или высадку и подъема целиком или по частям колонны насосно-компрессорных труб диаметром 60,3 или 73 мм.

Изготовитель: НПП « Азимут».

Труболовка наружная типа ТН (рис. 7) предназначена для захвата и удержания насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633 --GO с условными диаметрами 33, 48, 60, 73 и 89 мм за тело трубы в эксплуатационных колоннах диаметром 146 и 168 мм.

Труболовки внутренние предназначены для захвата за внутреннюю поверхность и последующего извлечения трубчатых элементов колонн бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб при проведении ловильных работ в нефтяных, газовых и геологоразведочных скважинах.

Рис . 7- Труболовка наружная типа ТН.

Отечественной промышленностью выпускаются внутренние освобождающиеся труболовки под шифрами Т, ТБ, ЛТБ, ЛТБ-УБТ, ТЕМ, ТБО, ТБОП, ТБР, ТБС, ТН, ТО, ТП, ВТ и ВТК.

Труболовки типов Т, ТВ и ЛТВ изображены на рис. 8, 9 и 10. Труболовка типа Т состоит из корпуса 3, цангового захвата 4, наконечника 6 и расцепного кольца 5. Корпус труболовки выполняется в двух вариантах исполнения: гладкий (выполняется с удлинителем 2 и переводником 1), выполненный заодно с переводником, с уплотнением и центратором и с уплотнением, центратором и переводником. Кроме того, выпускаются ловители труб типа ЛТБУ для труб диаметром 60, 73 и 89 мм. Процесс захвата труболовкой осуществляется за счет наличия конических спиральных поверхностей, выполненных на наружной поверхности корпуса, и взаимодействующей с ней внутренней поверхности цанги.

Рис. 8. Труболовка внутренняя осво¬бождающаяся типа Т конструкции ЗАО « Сиб. Трейд. Сервис» : 1 -- переводник; 2 -- удлинитель; 3 -- корпус; 4 -- захват цанговый; 5 -- кольцо расцепное; 6 -- наконечник

Рис. 9. Труболовки внутренние освобождающиеся типа ТВ конструкции ОАО « ВНИИТнефть»: а, 6 -- в сборе без центрирующего приспособления; в -- в сборе с центрирующим приспособле¬нием (направление с вырезом); г -- в сборе с центрирующим приспособлением (направление с воронкой); 1 -- переводник; 2 -- стержень; 3 -- плашка; 4 -- клин; 5 -- плашкодержатель; 6 -- наконечник; 7 -- переводник специальный; 8 -- направление с вырезом; 9 -- направление; 10 -- воронка

Рис. 10. Ловители труб внутреннего захвата типа ЛТВ ЗАО завод «ИЗМЕ-РОН»: а -- с переводником; 6 -- проходной; в -- проходной с уплотнением и центратором; г -- с уплотнением, центратором и пере-водником

Изготовитель: ЗАО завод «ИЗМЕРОН».

Труболовки внутренние механические освобождающиеся типов ТВМ и ТВМ1 (рис. 11), предназначены для захвата труб за внутренние поверхности при подъеме. Труболовка изготавливается в двух вариантах: исполнение 1 -- упирающаяся в торец захватываемой колонны; исполнение 2 -- заводимая внутрь захватываемой колонны на глубину без ограничении. Труболовки изготавливают с левыми резьбами. С их помощью можно извлекать колон- ны труб как целиком, так н по частям, предварительно отвинчивая. По заказу потребителя труболовки исполнения 1 могут быть изготовлены с правыми резьбами.

Механизм захвата -- шестиплашечный. состоит из плашек, стержня и наконечника. В труболовках типа ТВМ 60-1 механизм захвата -- одноплашечный, состоит из стержня с гребенчатой насечкой, плашки и клина. Механизм освобождения состоит из тормозного башмака, ниппеля, фиксатора, корпуса и плашкодержателя, обеспечивающего синхронное перемещение плашек по наклонным плоскостям, а также удержание плашек в крайнем верхнем или сомкнутом (при освобождении) положении. В труболовке типа ТВМ 60-1 функцию плашкодержателя выполняет поводок, ввинчиваемый в верхний торец плашки и после освобождения удерживающий плашку в сомкнутом положении.

Конструкция труболовок обеспечивает их освобождение от захваченной трубы внутри скважины с фиксацией плашек в сомкнутом положении механическим устройством.

Рис. 11. Труболовки внутренние механические освобождающиеся:

а -- типа ТВМ, исполнение 1; 6 -- типа ТВМ, исполнение 2; в -- типа ТВМ1; 1 -- корпус; 2, 8 -- фиксаторы; 3 -- стержень; 4 -- ниппель; 5 -- плашкодержатель; 6 -- плашка; 7 -- нижний стержень; 9 -- пружины пластинчатые; 10 -- поводок; 11 -- стержень с зубьями

Изготовители:

ОАО « Хадыженскин машиностроительный завод» .

ОАО « Нефтекамский завод НиГМаш» .

Нефтекамский ЗБИ,

ЗАО завод «ИЗМЕРОН» - типа ТВМ1.

Труболовка внутренняя освобождающаяся типа ТВО (рис. 12) предназначены для извлечения целиком или по частям оставшейся в скважине трубы обсадной колонны в результате аварии (обрыва, падения и т.п.).

Труболовка состоит из корпуса 6, переводника 2 с присоединительной замковой резьбой 1, наконечника 9, конуса 7, цанги 4, втулки 5, кольца 8, заглушки 10 и шпонки 3.

Климатическое исполнение труболовки -- ХЛ по ГОСТ 15150 -- 69.

Климатический район эксплуатации -- I2 по ГОСТ 16350 -- 80.

Срок службы по числу захватов, циклов, не менее: труболовки -- 36, цанги -- 9.

Рис. 12. Труболовка внутренняя освобождающаяся типа ТВО конструкции Воронежского механического завода:

1 -- резьба замковая; 2 -- переводник; 3 -- шпонка; 4 -- цанга; 5 -- втулка; 6 -- корпус; 7 -- конус; 8 -- кольцо; 9 -- наконечник; 10 -- заглушка

Расчёт глушения скважины

Дана следующая информация:

Глубина скважины D = 168 мм по вертикали 4080 м

Глубина установки башмака ОК D = 245мм по вертикали 2870 м

Плотность раствора 1,44 кг/л

Градиент гидроразрыва башмака 0,1993 бар/м

Давление при пониженной подаче насоса при 30 ход/мин 34 бар

Производительность насоса 21,3 литров/ход

Объём наземных линий 2691 литров

Удельный внутренний объём 3758 м - Удельный внутренний объём БТ 9.3 л/м

172 м - Удельный внутренний объём ТБТ 4.6 л/м

150 м - Удельный внутренний объём УБТ 4 л/м

Удельный объём между БТ и ОК 24,4 л/м

Удельный объём между ТБТ/БТ и открытым стволом скважины 24 л/м

Удельный объём между УБТ и открытым стволом скважины 15,3 л/м

Данные после закрытия скважины

Давление в трубах после закрытия скважины(SIDPP) 39 бар

Давление в затрубе после закрытия скважины(SICP) 49 бар

Объём притока 1570 литров

Методика решения

1) Заполняем в листе глушения данные по скважине на текущий момент:

- плотность применяемого бурового раствора;

- диаметр башмака;

- глубина установки башмака ОК по стволу и по вертикали;

- диаметр скважины;

- глубина скважины по стволу и по вертикали.

Также заполняем:

- данные о подаче насосов, скорости прокачки и давлении прокачки, а также объём поверхностной обвязки (J).

- данные о притоке (давление в трубах(SIDPP), давление в затрубном пространстве (SICP), приток)

2) Рассчитываем данные о прочности пород:

Давление на устье при испытании пород на приёмистость (А):

А = Градиент гидроразрыва башмакаЧ глубина установки башмака ОК по вертикали,

А = 0,1993•2870 = 572 бар

Плотность бурового раствора при испытании пород под башмаком колонны (В):

B = Градиент гидроразрыва башмака Ч 10.2,

В = 0,1993•10,2 = 2,03 кг/л

Максимально допустимая плотность бурового раствора (С):

C = В + ,

Начальное максимальное допустимое давление на устье в КП (MAASP):

MAASP= ((С) - Плотность применяемого бур. р-ра) Ч Верт. Гл. баш.Ч 0,0981,

MAASP = (4,06 - 2,03) •2870 • 0,0981 = 571,5 бар.

3) Рассчитываем данные предварительной регистрации объёма:

Внутренний объём БТ = Длина БТ Ч Удельный объём БТ = 3758•9,3= 34949,4 л,

Длина БТ = Длина всей колонны - длина ТБТ - длина УБТ = 4080 - 183 - 152 = 3745 м.

Внутренний объём ТБТ = Длина ТБТ Ч Удельный объём ТБТ = 183•4,6 = 841,8 л.

Внутренний объём УБТ = Длина УБТ Ч Удельный объём УБТ = 152•4 = 608 л.

Объём бурильной колонны (D):

D = Внутренний объём БТ + Внутренний объём ТБТ + Внутренний объём УБТ = 34949,4 + 841,8 + 608 = 36399,2 л.

Число ходов насоса (Е) = = 1709.

Время прокачки =

Объём КП в откр.ств. с УБТ = Длина УБТ Ч Удельн. объем между УБТ и откр.ств.скв. = 152•15,3 = 2325 л.

Объём КП в откр.ств. с ТБТ/БТ = (Глубина скв.- Глубина башм. - Длина УБТ) Ч Удельный объем между ТБТ/БТ и откр.ств.скв. = (4080 - 2870 - 152)•24 = 25392 л.

Объём КП в открытом стволе (F):

F = Объём КП в откр.ств. с УБТ + Объём КП в откр.ств. с ТБТ/БТ = 2325 + 25392 = 27717 л.

Объём КП в обсадной колоне с БТ (G):

G = Глубина башм. Ч Удельный объём между БТ и ОК = 2870•24,4 = 70028 л.

Общий объём кольцевого пространства (H):

H = F + G = 27717 + 70028 = 97745 л.

Общий объём промывочной жидкости в скважине (I):

I = D + H = 36399,2 + 97745 = 134144,2 л.

Общий объём циркулирующей промывочной жидкости (T):

Т = I + J = 134144,2 + 2691 = 136835,2 л.

4) Рассчитываем параметры глушения:

Плотность р-ра глушения (KMD):

KMD = Плотность применяемого бур. р-ра + = 1,44 +

Начальное давление циркуляции (ICP):

ICP = Давление прокачки + SIDPP = 120 + 39 = 159 бар.

Конечное давление циркуляции (FCP):

FCP = Ч Давление прокачки =

Стравливаемое давление (К):

К = ICP - FCP = 159 - 130 = 29 бар.

Падение давления на 100 ходов = =

5) Заполняем таблицу с величиной шага 100 ходов. В начале таблицы записываем начальное давление циркуляции, ходы начинаются с 0.В конце таблицы - кол-во ходов, необходимых для прокачки р-ра глушения до долота, а также конечное давление циркуляции.

6) Чертим график (внизу) падения давления циркуляции в БК от начального давления циркуляции до конечного давления циркуляции по мере прокачивания раствора глушения от устья до долота. Держим давление в затрубе постоянным, пока выводим насос на режим глушения. После вывода насоса на режим тушения поддерживаем давление в трубах равным начальному давлению циркуляции и обнуляем счётчик ходов насоса, прокачав наземные линии. Далее поддерживаем давление в трубах согласно графику падения давления циркуляции. После того как раствор глушения будет прокачан до долота, поддерживаем постоянным давление в трубах равным конечному давлению циркуляции. Затем поддерживаем это давление, пока раствор не будет прокачан до устья.

Библиографический список

1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин, М.: Недра, 2000г., 677 с.

2. Аварии при бурении скважин и их ликвидация: Учеб.пособ./А.М. Изосимов; Самар. гос. техн. ун-т/ Самара, 2006. 96 с.

3. Осложнения при бурении скважин: Учеб. пособ. /Э.А. Айзуппе; Самар. гос. техн. ун-т. Самара, 2007. 70 с.

4. Методика определения степени риска при проектировании и строительстве нефтяных и газовых скважин, утв. нач. управления по надзору в нефтяной и газовой промышленности Ю.A. Дадоновым 26.12.96. - М., 1996. - 19 с.

5. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03., М. Госгортехнадзор России. 2003 г.

6. Середа Н.Г., Соловьёв Е.М. «Бурение нефтяных и газовых скважин.» М. Недра, 1988. 360 с.

7. В.И.Кудинов., Основы нефтегазопромыслового дела, М-И., 2008.

8. Иогансен К.В. Спутник буровика: справочник - М.: Недра, 1990. - 303 с.

9. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. «Справочник по промывке скважин.» М. Недра, 1984. 320с

10. Даниелян Б.3., Сметанникова Т.М. Эффективность поискового бурения на юго-западном борту Бузулукской впадины // Геология нефти и газа.-1988.-№ б, - С. 29-31.

11. Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук на тему «Исследование и совершенствовании технологии строительства скважин с использованием забойных показателей бурения», автор - Журавлёв Алексей Геннадьевич

12. Балаба В.И. Оценка соответствия при строительстве скважин // журнал «Управление качеством в нефтегазовом комплексе», - 2010. - № 1. - С. 41-46.

13. Дмитриев А. Ю. Основы технологии бурения скважин: учебное пособие - Томск: Изд-во ТПУ, 2008 - 216 с.

14. «Евразийский Международный научно-аналитический журнал», № 3/4 (19/20), 2006

Размещено на Allbest.ru