СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Количественные показатели коллективного риска при пожаре и взрыве на буровой согласно раздела 5 составляют:
∙во время нефтегазопроявления из устья скважины в зоне действия поражающих факторов могут оказаться 3 человека (бурильщик, первый и второй помощники бурильщика).
∙во время пожара на складе ГСМ в зоне действия поражающих факторов может оказаться 1 человек (дизелист или водитель топливозаправщика).
9.Обобщение оценок риска
В настоящем подразделе выполнена оценка надежности запорного оборудования и цементного камня (на стадии проектирования), т.е. тех элементов, которые предотвращают возникновение неуправляемого нефтегазопроявления и открытого неуправляемого фонтана при строительстве скважин по данному рабочему проекту. Кроме того, показана вероятность возникновения критических (некритических) аварий с учетом статистических данных прошлых лет.
Для обобщения оценок риска сложением значений вероятностей аварий (таблица 9) определим общую степень риска аварий: Рав=0,589 Полученное значение Рав говорит о том, что за время строительства проектной скважины может произойти 0,589 аварий.
Для определения возможного материального ущерба на ликвидацию аварий Рав=0,589 при строительстве проектных скважин воспользуемся статистическими данными (таблица 1), т.е. используем фактически понесенные на ликвидацию аварий материальные затраты. Разделив фактически понесенные затраты на количество ликвидируемых аварий (таблица 1) и умножив их на Рав=0,589 получим материальный ущерб в размере ~933429 рублей, который может понести буровое предприятие при строительстве проектной скважины.
СамараНИПИнефть |
609Б.00-00-ИОС-07 |
609B.00-00-IOS-07.doc |
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
10.Рекомендации по уменьшению риска при строительстве скважин.
Анализ риска на этапе:
разработка рекомендаций по уменьшению риска.
Разработка рекомендаций по уменьшению риска является заключительным этапом анализа риска (см. п. 4.5 "Методических указаний").
Первоочередными мерами обеспечения безопасности при строительстве скважины являются меры по предупреждению аварий (см. п. 4.5.5 "Методических указаний").
Меры по уменьшению риска могут иметь технический, эксплуатационный или организационный характер. При этом приоритеты реализуются в следующем порядке:
∙уменьшение вероятности возникновения аварийной ситуации;
∙уменьшение вероятности возникновения неполадки;
∙уменьшение вероятности перерастания неполадки в аварийную ситуацию;
∙меры уменьшения последствий аварии.
Настоящий проект предусматривает использование специального оборудования, устройств, предохранительных средств, средств индивидуальной и коллективной защиты, направленных на реализацию изложенных выше приоритетных направлений.
Важнейшим организационным мероприятием является профессиональная подготовка кадров. Согласно "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" к руководству работами по бурению допускаются лица, имеющие высшее или среднее специальное образование по соответствующей специальности и право на ведение этих работ. Рабочие должны быть обучены при учебном комбинате и к самостоятельной работе при строительстве скважин могут быть допущены только после соответствующего обучения и проверки знаний по безопасному ведению работ и пртивофонтанной безопасности.
Безусловное соблюдение мер техники безопасности, применение предохранительных устройств и средств защиты является важнейшим фактором снижения рисков. Управляющим документом по этому пункту являются "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности", неукоснительное соблюдение которых требуется от каждого работника на любой стадии технологического процесса. В настоящем проекте этому вопросу отводятся соответствующие подраздел 8.11-8.16 проекта.
Реализация предусмотренных проектом мероприятий позволит уменьшить вероятность возникновения аварий, неполадок, перерастания неполадок в аварии.
Мероприятия по уменьшению последствий аварий направлены, прежде всего, на локализацию последствий аварии на буровой площадке. В этом аспекте наиболее действенным является оборудование площадки, устройство гидроизолированных амбаров для приема аварийных выбросов загрязняющих веществ, что предусмотрено в проекте строительства буровой площадки.
Ниже (таблица 11) приведены проектные решения или ссылки на них в рабочем проекте, сводящие к минимуму вероятность наступления нефтепроявлений или открытого фонтана (катастрофической аварии). Приведены также основные проектные решения по снижению риска возникновения критических (некритических) аварий (таблица 12) при строительстве скважин по данному рабочему проекту.
СамараНИПИнефть |
609Б.00-00-ИОС-07 |
609B.00-00-IOS-07.doc |
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Том 5.7 Приложения 261
Таблица 10 - Основные решения по снижению риска возникновения катастрофической аварии
Событие (процесс), наступление которого с той |
Технико-технологические решения проекта де- |
или иной вероятностью может привести к ката- |
лающие вероятность наступления события рав- |
строфической аварии (нефтегазоводопроявле- |
ной нулю |
нию с переходом в открытый фонтан |
|
1. Отсутствие противодавления на нефтенасыщенные пласты геологического разреза под воздействием гидростатического давления столба бурового раствора
2. Отсутствие противодавления на нефтенасыщенные пласты геологического разреза под воздействием гидростатического давления технологических жидкостей при освоении скважины
3. Возникновение депрессии давления на нефтенасыщенные пласты геологического разреза в процессе бурения и крепления
4. Снижение противодавления на нефтенасыщенные пласты из-за поглощения бурового раствора
5. Вскрытие зон АВПД, не предусмотренных проек-
1.1. Текущий градиент пластового давления уточнен по фактическим замерам в ранее пробуренных поисковых и разведочных скважинах на данной площади.
1.2. Проектная плотность бурового раствора определена в соответствии с п.2.7.3.3. "Правил безопасности..."
(раздел 7.табл. 7.1 проекта).
2.1. Текущий градиент пластового давления уточнен по фактическим замерам в ранее пробуренных поисковых и разведочных скважинах на данной площади.
2.2. Суммарное гидростатическое давление столбов технологических жидкостей в скважине превышает пластовое давление на величину, обеспечивающую выполнение п.2.7.3.3. и 2.9.2. « Правил...» [13] (табл.9.20 проекта).
3.1. Регулярный долив раствора в скважину (поддержание уровня раствора у устья) при спуске и подъеме бурильного инструмента (подраздел 8.12 проекта).
3.2. При затяжках и посадках инструмента проработка ствола (участка) скважины и поддержание оптимальных параметров бурового раствора с целью исключения подъема инструмента с сальником, т.е. свабирования бурильным инструментом (подраздел
8.15).
3.3. Предусмотрена подготовка ствола скважины к спуску и определен режим спуска обсадных колонн (подраздел 9.1.7 проекта).
3.4. Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания запрещается (подраздел 8.12 проекта)
4.1. Проектная плотность бурового раствора определена в соответствии с п.2.7.3. « Правил ...» ( таблица 7.1 проекта).
4.2. Рекомендовано на практике определять допустимые колебания гидродинамического давления при спуске бурильного инструмента и поддерживать оптимальные реологические свойства раствора и скорости спуска бурильного инструмента, чтобы не вызвать поглощения бурового раствора. В проекте определены скорости спуска и подъема бурильного
инструмента в интервалах пород, склонных к поглощению бурового раствора и к обвалообразованию. (подраздел 8.13 проекта).
4.3. Определены требования к подготовке ствола скважины перед спуском обсадных колонн и определен режим спуска (подраздел 9.7.1 проекта).
5.1. Зон АВПД в данном геологическом разрезе нет
СамараНИПИнефть |
609Б.00-00-ИОС-07 |
609B.00-00-IOS-07.doc |
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
|
Том 5.7 |
Приложения |
262 |
|
Событие (процесс), наступление которого с той |
Технико-технологические решения проекта де- |
|
или иной вероятностью может привести к ката- |
лающие вероятность наступления события рав- |
|
строфической аварии (нефтегазоводопроявле- |
|
ной нулю |
|
|
нию с переходом в открытый фонтан |
|
|
|
|
том |
|
|
|
|
6. Возможные газопроявления |
6.1.Вероятность газопроявлений равна нулю из-за |
|
|
|
отсутствия в геологическом разрезе газоносных |
|
|
|
|
пластов |
|
|
7. Вероятность открытого фонтана |
7.1. Опрессовка, эксплуатационной колонны, це- |
ментного кольца за эксплуатационной колонной в соответствии с « Инструкцией по испытанию обсадных колонн на герметичность»
7.2.Установка на кондуктор и эксплуатационную (техническую) колонну колонной головки
-периодические учебные тревоги; (подраздел 8.12 проекта)
7.3.Установка на эксплуатационную колонну (при бурении под хвостовики) противовыбросового оборудования
7.4.В целях недопущения неисправности превенторного оборудования (отказов плашечных и кольцевого превенторов) предусмотрено:
-опрессовка превенторов вместе с крестовинами и трубными задвижками водой на рабочее давление; - проверка состояния и работоспособности превенторов;
-периодические учебные тревоги; (подраздел 8.12 проекта).
7.5.На буровой предусмотрено иметь:
-два обратных клапана (для бурильного инструмента), один из которых рабочий, другой запасной;
-опрессованную бурильную трубу с диаметром под плашки превентора и переводником под бурильные трубы другого размера с шаровым клапаном (подраздел 8.12 проекта).
7.6.Технологическая оснастка обсадных колонн включает наличие исправного обратного клапана
7.7.Предусмотрено применение высокопрочных и высокогерметичных обсадных труб и смазки типа Русма-1 (Р-402), при спуске обсадных труб в скважину, что предотвращает нарушение целостности колонн при строительстве и эксплуатации скважин (подраздел 9.1.7 проекта).
7.8.В целях предупреждения и своевременной ликвидации аварий и осложнений проектом предусмотрено выполнение требований п.2.8. "Правил безопасности в НиГП" и « Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтя-
ной и газовой промышленности» РД 08-254-98, (подраздел 8.17 проекта)
СамараНИПИнефть |
609Б.00-00-ИОС-07 |
609B.00-00-IOS-07.doc |
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Том 5.7 Приложения 263
Таблица 11 - Основные решения по снижению риска возникновения критических (некритических) аварии
Событие (процесс), наступление |
Технико-технологические решения проекта делающие веро- |
которого с той или иной вероятно- |
ятность наступления события равной нулю |
стью может привести к возникнове- |
|
нию аварий |
|
1. Заклинка, прихват КНБК; слом, отворот бурильного
инструмента с перебуриванием (без перебуривания) части ствола скважины
1.1.Проектные параметры бурового раствора (плотность, вязкость, водоотдача и др.) определены в соответствии с п. 2.7.3 "Правил безопасности..." (раздел 7 проекта) и с учетом предупреждения осложнении по всему геологическому разрезу.
1.2. Определены скорости спуска, подъема бурильного инструмента, режим проработки ствола (участка) скважины (подраздел 8.17 проекта).
1.3.Определен состав и размеры элементов КНБК по интервалам
бурения (табл. 8.2).
1.4.Выполнен расчет бурильных колонн по интервалам бурения и приведены коэффициенты запаса прочности (табл. 8.6).
1.5.Выполнен гидравлический расчет режимов бурения по интервалам с необходимой для полной очистки забоя производительностью насосов и достаточной скоростью восходящего потока
(табл. 8.9-8.11).
1.6. Предусмотрено проведение дефектоскопии и опрессовки бурильных труб (подраздел 11 проекта).
1.7.Необходимо выполнение требований "Правил безопасности..."
2.Аварии с обсадной колонной (об- 2.1.Предусмотрена подготовка ствола скважины к спуску и опрерыв, прихват, заклинка и т.д.) делен режим спуска обсадных колонн (подраздел 9.1.7 проекта).
2.2.Предусмотрено применение равнопрочных и герметичных обсадных труб (табл. 9.4), герметизирующих средств (табл. 9.1.7), приведены результаты расчетов обсадных колонн с коэффициен-
тами запаса прочности (табл. 9.5 проекта).
2.3.Проектом предусмотрена обработка бурового раствора смазывающими добавками перед спуском обсадных колонн (табл.
7.5проекта).
3.Оставление шарошек долота (дру- 3.1.Режим бурения, отработку долот рекомендовано контролирогих посторонних предметов) в сквавать с помощью показаний станции геолого-технических исследо-
3.2.Проектом определено потребное количество элементов КНБК (долот) согласно норм проходки по интервалам бурения (табл. 8.4 проекта).
3.3.Все подвижные элементы (головки, челюсти, сухари, клинья и т.д.), находящихся над устьем скважины ключей (гидравлич. машинные ключи и т.д.) должны быть зафиксированы стопорами, шплинтами и т.д.
ЗАНеобходимо строго выполнять требования "Правил безопасно-
сти..." [4 пункт 2.7.1].
4. Аварии с геофизическим кабелем, 4.1.Значения параметров бурового раствора при проработке и гео физическими приборами промывке ствола скважины необходимо поддерживать согласно
проекту (табл.7.1 и ГТН проекта).
4.2.Проектом предусмотрено производить подготовку (проработку и промывку) ствола скважины к проведению геофизических исследований (каротажей); кроме того, во время каротажа рекомендовано производить проработку и промывку скважины при нахождении скважины без циркуляции более 12час.
СамараНИПИнефть |
609Б.00-00-ИОС-07 |
609B.00-00-IOS-07.doc |
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Том 5.7 |
Приложения |
264 |
Событие (процесс), наступление |
Технико-технологические решения проекта делающие веро- |
которого с той или иной вероятно- |
ятность наступления события равной нулю |
|
стью может привести к возникнове- |
|
|
нию аварий |
|
|
|
4.3.Сильноискривленные участки ствола скважины при проведе- |
|
нии геофизических работ спуском приборов на кабеле должны |
|
быть перекрыты бурильной колонной. |
|
|
4.4.Оставление геофизического прибора, спускаемого на кабеле, |
|
в необсаженном стволе скважины без движения более 5 мин за- |
|
прещается. |
|
5. Прочие аварии (слом вала забой- |
5.1.Проектом предусматривается применение исправных забой- |
ного двигателя, слом переводника и |
ных двигателей с использованием их на протяжении рабочего ре- |
т.д.) |
сурса без нарушения технологии его сборки и эксплуатации. |
5.2.Предусматривается использование спускаемого оборудования (переводников, инструмента и т.д.) только при наличии паспорта или акта с указанием в нем качественной характеристики, сроков испытания, предельных значений испытания.
5.3.Свинчивание и развинчивание элементов КНБК должны осуществляться в соответствии с рекомендуемыми заводамиизготовителями величинами крутящих моментов.
5.4. Проектом предусмотрена дефектоскопия турбобуров, переводников, калибраторов, центраторов.
Подчеркивается необходимость ликвидации всех потенциально возможных осложнений до начала спуска кондуктора и эксплуатационной колонны.
Помимо указанных в таблице 11 и таблице 12 проектных решений и тех дополнительных решений, которые приведены в данном рабочем проекте, с целью снижения вероятности возникновения аварий или их последствий до незначительного уровня должны выполняться требования "Правил безопасности...", ПБ 08-624-03, "Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов..." (РД 08-254-98) "Инструкции по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов..." и других нормативных документов.
Работы по комплексной оценке опасных факторов и рисков с выработкой компенсирующих мероприятий на опасных производственных объектах, в том числе заключения договоров страхования риска ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасных производственных объектов и страхование случайных рисков, производятся ответственными лицами (группами) Компании недропользователя, согласно внутреннему законодательству.
Представленные в проекте мероприятия имеют как технический, так и организационный характер и обязательны к исполнению при строительстве скважины.
На строительство скважины должна разрабатываться детальная программа работ, включая как технико-технологические, так и организационные мероприятия с учетом опыта проводки подобных скважин. При этом безусловно время нахождения ствола в открытом состоянии, должно быть максимально сокращено.
Соблюдение предусмотренных проектом решений и мер как технического, так и технологического характера: при надлежащем их исполнении практически исключает возникновение осложнений и аварий, то есть риск сводится к приемлемому.
Заключение
На основании выполненной работы по анализу риска (на стадии проектирования) строительства скважин можно сделать заключение:
- при строительстве скважин по данному рабочему проекту при соблюдении требований ныне действующих нормативных документов по безопасному производству буровых работ уровень риска низкий вплоть до незначительного, т.е. допустимый при строительстве
проектных скважин риск является приемлемым.
СамараНИПИнефть |
609Б.00-00-ИОС-07 |
609B.00-00-IOS-07.doc |
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Список использованной литературы
1.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М., 2003г. Утверждены Постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.2003г., №56; зарегистрированы в Минюсте РФ 20.06.2003г.,
№4812.
2. Методические указания по проведению анализа риска опасных промышленных объектов.
РД 03-418-01.
3.Потапов А.Г. (ВНИИГАЗ), Гноевых А.Н. (РАО « Газпром»), Пивоваров В.Г. (ВНИИГАЗ). Оценка надежности технических решений рабочих проектов на строительство скважин. М., 2000.
4.О промышленной безопасности опасных производственных объектов. Федеральный закон № 116-ФЗ от 21.07.97г.
5.Правила пожарной безопасности в Российской Федерации. ППБ-01-03, МВД РФ, 18.06.2003г.
6.Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности. ППБО-85, МВД СССР, 08.08.1985г.
7.Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности. РД 08-254-98 // Госгортехнадзор России.
М., 1999-21с.
8.Инструкция по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при текущем, капитальном ремонте, освоении и испытании нефтяных и газовых скважин Москва, 2006г.
9.Инструкция по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов. Миннефтепром, Мингазпром, 27.07.71г., Госгортехнадзор, 06.08.71г.
10.Типовая инструкция по предупреждению и первичным действиям вахты по ликвидации газонефтепроявлений при строительстве скважин на нефть и газ. Госгортехнадзор, 16.11.88г.
11.ГОСТ 13862-90. Оборудование противовыбросовое. Основные схемы, основные параметры и технические требования к конструкции.
12.Правила устройства и безопасной эксплуатации подъемников (вышек). ПБ-10-11-92, Госгортехнадзор России, 18.07.94г.
13.Методические рекомендации по организации производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах. РД 04-355-00. Утв. приказом №49, от 26.04.00. Госгортехнадзора России.
14.Инструкция по проверке технического состояния вышек буровых установок АО « Уралмаш» ( утв. письмом №10-03/277 от 16.07.96 Госгортехнадзора России).
15.Инструкция по испытанию буровых вышек в промысловых условиях (ВНИИТнефть, согласован с Госгортехнадзором России 25.11.96г.
СамараНИПИнефть |
609Б.00-00-ИОС-07 |
609B.00-00-IOS-07.doc |
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B
07-ИОС-00-00.Б609
Приложение Д Расчет проходимости эксплуатационной колонны
Параметр |
Ед. изм. |
|
|
Обозначение |
Значение |
Исходные данные: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Глубин спуска эксплуатационной колонны |
м |
|
|
|
|
L |
|
|
3135 |
Диаметр ствола скважины |
м |
|
|
|
Dдол |
|
|
0.2159 |
Наружный диаметр эксплуатационной колонны |
м |
|
|
|
|
dн |
|
|
0.178 |
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны |
м |
|
|
|
|
dв |
|
|
0.1596 |
Наружный диаметр муфт эксплуатационной колонны |
м |
|
|
|
|
dм |
|
|
0.192 |
Наружный диаметр внешних элементов технологической оснастки |
|
|
|
|
|
|
|
|
0.1877 |
обсадной колонны в сжатом положении |
м |
|
|
|
dмах |
|
|
|
|
|
|
|
|
Предел текучести стали обсадных труб |
МПа |
|
|
|
|
σt |
|
|
379 |
Вес единицы обсадных труб |
кг |
|
|
|
|
m |
|
|
39.1 |
Наружный диаметр УБТ |
м |
|
|
|
dнУБТ |
|
|
0.165 |
Внутренний диаметр УБТ |
м |
|
|
|
dвУБТ |
|
|
0.071 |
Длина НУБТ |
м |
|
|
|
НУБТ |
|
|
9 |
Толщина стенки эксплуатационной колонны |
мм |
|
|
|
|
δ |
|
|
8 |
Плотность бурового раствора |
кг/м3 |
|
|
|
|
ρр |
|
|
1100 |
Наружный диаметр бурильных труб |
м |
|
|
|
dнБТ |
|
|
0.147 |
Интенсивность искривления скважины |
град/10м |
|
|
|
|
i |
|
|
1.8 |
Средний зенитный угол в интервале искривления ствола скважины |
град |
|
|
|
|
α |
|
|
45.00 |
|
|
|
I = |
π |
(dн4 - dв4 ) |
1.74E-05 |
Осевой момент инерции труб |
м4 |
|
64 |
|
|
|
|
Модуль упругости Юнга |
кН/м2 |
|
|
|
|
Е |
|
|
2.06E+08 |
Вес единицы обсадных труб в растворе |
кН |
mр = (m -V ´ ρ ) ´9,81´10−3 |
0.33 |
Проверка условий проходимости эксплуатационной колонны: |
|
|
|
Dдол + dнУБТ |
|
|
|
по минимально необходимому диаметру активной наддолотной ча- |
|
|
|
>1 |
|
б/р |
|
|
dн + dв |
1.029 |
сти УБТ |
|
|
|
|
по суммарной жесткости КНБК (УБТ, забойного двигателя, опорно- |
|
|
dнУБТ4 + dвУБТ4 |
|
³1 |
|
|
|
|
dн4 + dв4 |
|
|
центрирующих элементов) |
б/р |
|
|
|
|
2,159 |
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.5 Том |
го угла |
Ед. изм. |
|
|
|
|
Обозначение |
|
|
|
|
|
|
|
Значение |
|
Параметр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
по зависимости интенсивности искривления ствола скважины от |
|
|
|
i |
|
= |
Dдол + dнУБТ |
< i |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
длины УБТ, установленных над долотом |
град/10м |
|
|
|
р |
0,0349 |
× l |
|
|
|
|
|
|
|
0.1621 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Расчет допустимой интенсивности искривления скважины в за- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
висимости от жесткости колонны и величины среднего зенитно- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
mр cosα |
|
|
|
|
D − d |
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
β1 = 1,91×104 |
|
|
|
|
|
− sinα |
+ |
|
дол |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
от жесткости колонны и величины среднего зенитного угла |
град/10м |
|
|
|
|
ЕI 0,3 |
|
|
|
0,1745 |
|
3.124 |
|
|
|
|
β |
2 |
= 1,43×10−3 στ + 5,73(D |
|
− d |
н |
) |
|
|
|
|
|
от прочности обсадной колонны при изгибе |
град/10м |
|
|
|
|
|
|
dн |
|
дол |
|
|
|
|
|
3.26 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
07-ИОС-00-00.Б609 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Приложения |
267
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Приложение Е Разрешение на применение СВП VARCO
СамараНИПИнефть |
609Б.00-00-ИОС-07 |
609B.00-00-IOS-07.doc |
|
