На правах рукописи левашов дмитрий Сергеевич icon

На правах рукописи левашов дмитрий Сергеевич



НазваниеНа правах рукописи левашов дмитрий Сергеевич
Дата конвертации02.03.2014
Размер186.16 Kb.
ТипАвтореферат диссертации
источник

На правах рукописи




ЛЕВАШОВ Дмитрий Сергеевич




оценка покомпонентного состава газонефтеводяной смеси

в промысловом трубопроводе


Специальность 05.11.13 – Приборы и методы контроля

природной среды, веществ,

материалов и изделий


Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук


САНКТ-ПЕТЕРБУРГ


2009

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В. Плеханова (техническом университете)
^

Научный руководитель


доктор т ехнических наук, профессор

Проскуряков Р.М.


Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор

Катушкин В.П.

доктор технических наук, профессор

Балюбаш В.А.

^

Ведущее предприятие – ГНЦ России «ЦНИИ робототехники и технической кибернетики» (ЦНИИ РТК)



Защита диссертации состоится 23 декабря 2009 г. в 16 ч. 30 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.224.07 при Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В. Плеханова (техническом университете) по адресу: 199106, Санкт-Петербург, 21-я линия, д. 2, ауд. № 7212.


С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного горного института.


Автореферат разослан 20 ноября 2009г.


^ УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ

диссертационного совета,

д-р техн. наук, профессор В.В. ГАБОВ


ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. ГОСТ Р 8.615-2005 устанавливает общие метрологические и технические требования к измерениям количества сырой нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр на территории РФ, а также нормы погрешности измерений с учетом параметров сырой нефти и нефтяного газа.

Сложность измерения расходов компонентов продукции нефтяных скважин обусловлена тем, что жидкость и газ в потоке движутся с разными скоростями, при этом физико-химические свойства нефтегазовой смеси изменяются в широких пределах.

В настоящее время для измерения расхода продукции нефтяных скважин поток скважинной жидкости подвергается предварительной подготовке: разделению его на газ и жидкость или гомогенизации с последующим применением традиционных методов измерения расхода жидкости и газа.

Для реализации этих способов необходимо применение громоздкого, дорогостоящего и металлоемкого оборудования, при этом не удается получить требуемой точности измерений (допускаемая основная относительная погрешность измерений должна быть не более ±5 %) для всех гидродинамических структур потока продукции нефтяных скважин.

Из бессепарационных методов измерений наиболее перспективным является радиоизотопный, позволяющий осуществлять одновременную фиксацию и оценку величины расхода нескольких компонентов (вода, газ, нефть) в едином потоке. При этом на точность показаний радиоизотопных приборов не влияет наличие свободного газа, а также они не чувствительны к форме эпюры скоростей потока, что характерно для других известных бессепарационных приборов. Однако для получения заданной точности измерений не достаточно вести учёт прямого и рассеянного излучения. Полученную таким образом информацию необходимо интерпретировать соответствующей моделью для выделения достоверной информации о величине покомпонентного расхода скважинной жидкости в промысловом трубопроводе, что требует проведения дополнительных теоретических исследований, лабораторных и производственных экспериментов.

^ Цель работы: выявление функциональных закономерностей изменения величины прямого и рассеянного излучения при прохождении через поток газонефтеводяной смеси для количественной оценки её покомпонентного состава в промысловом трубопроводе.

^ Идея работы: количество гамма-квантов прямого и рассеянного излучения, прошедших через поток газонефтеводяной смеси, и их соотношение, фиксируемое в вертикальном сечении промыслового трубопровода, детерминировано отражает его покомпонентный состав и с заданной ГОСТ точностью позволяет оценить мгновенное соотношение сырой нефти, нефтяного газа и воды в потоке в любой момент времени.

Для реализации поставленной цели необходимо решить следующие задачи исследования:

  • провести анализ существующих методов контроля структуры и параметров гомогенных и негомогенных потоков;

  • обосновать выбор радиоизотопного метода для покомпонентного измерения расхода газонефтеводяного потока;

  • разработать математическую модель, учитывающую зависимость изменения количества гамма-квантов рассеянного излучения при его прохождении через нефтегазовый поток от обводненности и газосодержания;

  • разработать макет трубопроводной системы и градуировочного стенда;

  • разработать поверочные средства измерений и рекомендации по их использованию;

  • разработать метод и реализующую его измерительную систему определения газосодержания и обводненности нефти;

  • оценить погрешность и вклад каждого компонента в общую погрешность системы, а также оценить точность измерительной системы в целом;

  • разработать инженерную методику градуировки прибора для раздельного определения компонентов газонефтеводяного потока.

^ Защищаемые научные положения:

  • Выявлена функциональная зависимость изменения интенсивности потока гамма-излучения при прохождении его через газонефтеводяную смесь в вертикальном сечении промыслового трубопровода, которая является квадратичной функцией от обводненности с изменяемыми коэффициентами a, b и c, определяемыми экспериментально; при этом для трубопровода Dу 325 мм значения a, b и c аппроксимированы квадратичными функциями от аргумента (1-φ); где φ – газосодержание смеси.

  • Для обеспечения точности измерений содержания нефти в потоке газонефтеводяной смеси с погрешностью не более ±5 % отн. в условиях промышленной эксплуатации промыслового трубопровода необходимо ввести в алгоритм системы измерения выявленные функциональные зависимости изменения величины потока рассеянного и прямого излучения от обводненности и газосодержания смеси.

^ Методы исследований. В работе использовались экспериментально-теоретические методы исследований, включавшие в себя анализ литературных источников, использование математических методов обработки результатов измерений, гидродинамики газожидкостных систем, теории погрешностей, а также экспериментальные исследования на стендах и в производственных условиях на реальных нефтепроводах.

^ Научная новизна работы:

- предложена функциональная зависимость величины энергии прямого и рассеянного излучения, прошедшего через поперечное сечение трубопровода, от состава нефтегазоводяной смеси;

- разработана многопараметрическая математическая модель потока, учитывающая величину и соотношение прямого и рассеянного излучения гамма-квантов, фиксируемого радиоизотопным датчиком.

^ Обоснованность и достоверность выводов и рекомендаций базируется на численных методах решения уравнений, результатах математического моделирования, удовлетворительной сходимости аналитических расчетов и результатов экспериментальных исследований на стенде и на реальном нефтепроводе, результатах стендовых и промышленных испытаний прибора на дожимной насосной станции.

^ Практическая ценность работы заключается в следующем:

  • даны рекомендации к построению системы контроля параметров нефтяных потоков, обеспечивающей заданную ГОСТ точность измерений негомогенных потоков при нефтедобыче;

  • разработана измерительная система для определения количества свободного газа и доли воды в потоках нефти в трубопроводе;

  • разработаны рекомендации по обработке первичной измерительной информации при определении газосодержания и обводненности нефти радиоизотопным методом;

  • изготовлен стенд для градуировки и поверки средств измерения параметров газонефтеводяных потоков, а также разработана методика градуировки данного стенда.

^ Реализация выводов и рекомендаций работы. Результаты диссертационной работы переданы ООО “ЛУКОЙЛ-Коми” (г. Усинск) для использования при проектировании средств измерения расхода и количества нефти в промысловых трубопроводах на месторождениях нефти.

^ Личный вклад автора:

  • обоснована возможность применения радиоизотопного метода для контроля расхода и определения газосодержания и обводненности нефти в промысловых трубопроводах для повышения точности учета ее количества;

  • разработан экспериментальный стенд для снятия градуировочных характеристик прибора для измерения количества газа и воды в нефти в трубопроводах диаметром 325 мм;

  • выполнены экспериментальные исследования работоспособности образца измерительной системы на лабораторном стенде, а также в условиях реального трубопровода;

  • предложена методика выполнения измерения содержания свободного газа и воды в потоках нефтегазоводяных смесей.

^ Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались и получили положительную оценку на конференциях “Полезные ископаемые России и их освоение” в 2006, 2007 и 2008 г.г. в СПГГИ (ТУ) и на международной конференции “Коммерческий учёт энергоносителей” в 2007 г.

Публикации. По теме диссертационной работы опубликованы 4 печатные работы, в том числе две в изданиях, входящих в список рекомендуемых ВАК Минобрнауки России, и получен 1 патент.

^ Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения, изложенных на 122 страницах. Содержит 15 рисунков, 9 таблиц и список литературы из 81 наименования.

^ Во введении дана общая характеристика работы, обоснована ее актуальность, сформулирована идея диссертационной работы, на основании которой поставлены цель и основные задачи исследования, а также определены научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В главе 1 проведен обзор и анализ существующих методов и технических средств контроля параметров газоводонефтяных потоков и даны их сравнительные характеристики. Сформулированы задачи исследования. Произведен выбор области применения инструментальных средств контроля, определены информативные параметры, влияющие на значения измеряемых величин.

В главе 2 обоснован выбор радиоизотопного преобразователя для измерений параметров газонефтеводяных потоков, описаны принципиальные метрологические возможности радиоизотопных преобразователей и структура радиоизотопной измерительной системы, показаны возможности радиоизотопных приборов при измерении газосодержания и обводненности потоков нефти. Проведен обзор теории многофазных потоков.

В главе 3 проведены исследования погрешности радиоизотопных первичных преобразователей, описаны их поверочные средства. Дано описание устройства, принципа действия и погрешности эталонов газонефтеводяных потоков 1-го и 2-го разрядов.

В главе 4 приведены методика градуировки и результаты экспериментально-производственных испытаний радиоизотопных первичных преобразователей.

Заключение отражает обобщенные выводы по результатам исследований в соответствии с поставленной целью и решенными задачами.


^ ЗАЩИЩАЕМЫЕ НАУЧНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Положение 1.

Выявлена функциональная зависимость изменения интенсивности потока гамма-излучения при прохождении его через газонефтеводяную смесь в вертикальном сечении промыслового трубопровода, которая является квадратичной функцией от обводненности с изменяемыми коэффициентами a, b и c, определяемыми экспериментально; при этом для трубопровода Dу 325 мм значения a, b и c аппроксимированы квадратичными функциями от аргумента (1-φ); где φ – газосодержание смеси.

Исходя из необходимости бесконтактности и бессепарационности измерения фазового и компонентного состава нефти в промысловых трубопроводах, целесообразно для этого использовать радиоизотопный метод, разработав соответствующую методику и программное обеспечение процесса измерений. Разделение измеряемой информации и снижение погрешности измерений необходимо осуществить в режиме пульсаций потока.

Горизонтальный трубопровод с потоком нефти облучается одним узким пучком прямого гамма-излучения радионуклида 137Cs, направленным снизу вверх по диаметру сечения потока.

Первичным измерительным преобразователем системы служит радиоизотопный датчик плотности, расположенный на противоположном источнику излучения конце диаметра трубопровода. Он предназначен для регистрации ослабленного скважинной жидкостью узкого пучка прямого гамма-излучения, направленного вверх по диаметру поперечного сечения потока, а так же рассеянного излучения, образовавшегося в результате комптоновского рассеивания на атомах контролируемого вещества узкого пучка прямого гамма-излучения. Формирование сигналов измерительной информации, получаемой от регистрации прямого и рассеянного гамма-излучения, также происходит в датчике плотности.

Метод измерения отличается от традиционного тем, что разделение полезной информации и дальнейшее её преобразование основаны на закономерностях пульсаций потоков, вызванных наличием и количеством компонентов в потоке.

Измерительная система состоит из блока источника ионизирующего излучения, контролируемой среды, блока детектирования, преобразующего воздействующее на него ионизирующее излучение в электрический сигнал, вторичного преобразователя и блока регистрации.

Измерительную систему приводят во взаимодействие с объектом измерения путем пропускания через объект измерения потока ионизирующего излучения. Источник испускает поток излучения 0. Излучение ослабляется контролируемой средой. В результате приемник регистрирует поток излучения . По степени ослабления излучения и характеру пульсаций сигнала в определенном энергетическом спектре можно оценить измеряемый параметр среды, которая в данном случае является поглотителем излучения.

В качестве источников излучения используются стандартные блоки источников гамма-излучения (например, БГИ-60А), которые позволяют получать узкие пучки прямого гамма-излучения с малым углом рассеяния.

При взаимодействии гамма-квантов в энергетическом диапазоне 400-800 кэВ с веществом происходит уменьшение потока в узком пучке измеряемого гамма-излучения, проходящего через вещество, под действием фотоэлектрического поглощения гамма-квантов и выхода из узкого пучка при комптоновском рассеянии.

При взаимодействии узкого пучка прямого гамма-излучения с материалом стенок трубопровода и с протекающей по нему газонефтеводяной смесью происходит ослабление потока гамма-излучения в основном за счет комптоновского рассеяния гамма-квантов на атомах вещества ослабителя. При рассеянии меняется не только энергия гамма-кванта, но и его направление. В результате этого, помимо ослабленных пучков прямого излучения, образуются потоки рассеянного излучения, распространяющиеся в среде во всех направлениях.

Таким образом, информацию о контролируемой среде несут прямое и рассеянное излучение.

В соответствии с законом Гуго-Ламберто-Бера поток узкого пучка прямого гамма-излучения, прошедшего сквозь среду с постоянными во времени свойствами, толщиной d (м), определяется из соотношения:

, (1)

где N0, N – математические ожидания числа гамма-квантов, регистрируемых приемником при отсутствии и при наличии контролируемой среды соответственно;

0, – линейный и массовый коэффициенты ослабления, м-1, м2/кг;

 – плотность вещества, кг/м3.

Для рассеянного излучения характерно то, что оно распространяется во всем объеме контролируемой среды, многократно взаимодействуя с атомами вещества.

Для выяснения стабильности работы первичных измерительных преобразователей системы, диапазона и погрешности измерений плотности жидкости и объемного содержания свободного газа, чувствительности к изменению химического состава контролируемых веществ прибор был исследован на исследовательском стенде.

Теоретическая зависимость количества отсчетов прямого излучения Nпр от плотности среды выражается экспоненциальной зависимостью (1). Для рассеянного излучения (Nрас) эта зависимость намного сложнее, и ее было решено определить в результате эксперимента на трубопроводе диаметра Dу=325 мм.

Экспериментальный образец был смонтирован на измерительном участке трубопровода. Участок установлен горизонтально и закрыт с обеих сторон фланцами, снабженными кранами для слива жидкости (рис. 1).




Рис. 1. Измерительный участок трубопровода

При градуировке в качестве имитатора контролируемой среды использовались контрольные жидкости различного химического состава и различной плотности в диапазоне от 0.780 до 1.090 г/см3 (пластовая вода, нефть, водонефтяная эмульсия). Требуемое содержание свободного газа создавалось путем отливания из измерительного участка определенных объемов жидкости.

Нами разработана следующая методика градуировки:

- при постоянном значении одного фактора (φ=const) снимаем экспериментально характеристики Nпр=f(W)|φ=const и Nрас=f(W) |φ=const;

- таким образом снимаем массив статистических данных для различных фиксированных значений φ;

- по набранной статистике строим семейство кривых Nрас=f(W)|φ=const и аппроксимируем их квадратичной зависимостью типа Nрас=f(W)|φ=const=aW2+bW+c;



Рис 2. Семейство кривых Nрас=f(W)|φ=const

- так как интенсивность рассеянного излучения зависит от φ и W, т.е. коэффициенты этих функций являются общими для обеих зависимостей, то строим графики зависимостей a, b и c от φ;



Рис. 3. Зависимость коэффициентов a, b и c от газосодержания

- таким образом, объединяя полученные зависимости, мы имеем зависимость отсчетов рассеянного излучения Nрас от двух взаимозависимых аргументов (φ и W):

Nтеор=aW2+bW+c, (2)

где a=13,9(1-φ)2-16,6(1-φ)+6,2; b=-6,2(1-φ)2+4,4(1-φ)-4,2;

c=-12,1(1-φ)+27,1.

В окончательном виде обобщенная зависимость для Nтеор:

(3)

Для подтверждения правильности полученных результатов по формуле (3) был создан массив отсчетов Nтеор, и эти данные были сравнены с практическими результатами эксперимента (рис. 4).



Рис. 4. Результаты теоретических расчетов и эксперимента

На рисунке 4 теоретический массив аппроксимирован прямой с величиной достоверности аппроксимации R2=0,99.

Таким образом, результаты проведенных исследований подтвердили, что зависимость отсчета гамма-излучения по рассеянному каналу от обводненности и газосодержания газонефтеводяной смеси аппроксимируется квадратичной зависимостью с большой достоверностью.


Положение 2.

Для обеспечения точности измерений содержания нефти в потоке газонефтеводяной смеси с погрешностью не более ±5 % отн. в условиях промышленной эксплуатации промыслового трубопровода необходимо ввести в алгоритм системы измерения выявленные функциональные зависимости изменения величины потока рассеянного и прямого излучения от обводненности и газосодержания смеси.

В период с июня по июль 2006 года в ООО “ЛУКОЙЛ-Коми” (г. Усинск) были проведены работы на центральной дожимной насосной станции (ЦДНС) “Харьяга” с применением индикаторов “Нефтемер”. Целью этих работ являлось получение оценок погрешности измерений индивидуальных расходов нефти, пластовой воды и попутного нефтяного газа в потоках нефтегазоводяных смесей индикатором “Нефтемер”.

В качестве оценок погрешностей измерений на ЦДНС “Харьяга” использовались разности между показаниями индикаторов “Нефтемер” и показаниями средств измерений, установленными в трубопроводах, по которым однофазные потоки нефти, воды и газа выходят из ЦДНС. Индикаторы “Нефтемер” устанавливались на трубопроводах, по которым нефтегазоводяная смесь поступает на ЦДНС (рис. 5).

При таком способе оценки погрешностей измерений было необходимо на ЦДНС выполнить следующие условия. Приведённые к нормальным условиям истинные количества нефти, воды и газа в потоках нефтегазоводяных смесей, контролируемых индикаторами “Нефтемер” на входе, должны быть соответственно равны приведённым к нормальным условиям количествам нефти, воды и газа в однофазных потоках, контролируемых средствами измерений на выходе.



Рис. 5. Схема эксперимента на ЦДНС «Харьяга».

Н13 – индикаторы «Нефтемер»; Р13 – однофазные расходомеры

Индивидуальные расходы нефти, воды и газа в потоках нефтегазоводяных смесей в трубопроводах индикатором “Нефтемер” измеряются по методу “площадь-скорость”. То есть объёмный расход жидкости определяется как произведение скорости жидкости на площадь части поперечного сечения трубопровода, занятой жидкостью. Аналогично объёмный расход газа определяется как произведение скорости газа на площадь части поперечного сечения трубопровода, занятой газом. Скорости жидкости и газа определяются меточным методом. В качестве естественных меток используются пузырьки свободного газа, которые всегда имеются в потоках продукции нефтяных скважин в выкидных трубопроводах. По средней скорости всех имеющихся в потоке пузырьков можно судить о средней скорости газа. По скорости пузырьков, размеры которых меньше некоторого критического значения, можно судить о скорости жидкости.

Площади частей поперечного сечения трубопровода, занятых жидкостью (Sl, м2) и газом (Sφ, м2), определяются как произведения площади поперечного сечения трубопровода S2) на объёмные доли жидкости и газа в нефтегазоводяной смеси:

.

Массовый расход жидкости ml (кг/с) определяется как произведение площади поперечного сечения трубопровода на скорость жидкости Vl (м/с) и на среднюю плотность нефтегазоводяной смеси ρсм (кг/м3):

.

Массовые расходы нефти moil (кг/с) и воды mW (кг/с) определяются как произведения массового расхода жидкости на массовые доли нефти и воды W в жидкости:

.

Плотность нефтегазоводяной смеси, объёмные доли жидкости и газа в нефтегазоводяной смеси, массовые доли нефти и воды в жидкости определяются по ослаблению нефтегазоводяной смесью двух потоков гамма-излучения. Один поток - это поток в “узком” пучке прямого гамма-излучения, а другой поток в “широком” пучке рассеянного гамма-излучения.

При разработке прибора были учтены ограничения на свойства потоков контролируемой среды и параметры трубопровода:

Содержание свободного газа в нефти, об. % от 5 до 75

Содержание воды в нефти, об. % от 0 до 100

Скорость потока контролируемой среды, м/с от 0,02 до 2

Материал стенки трубопровода сталь

Наружный диаметр трубопровода, мм 325

Толщина стенки трубопровода, мм 8

Проверка работоспособности прибора на реальных потоках газонефтеводяной смеси включала в себя проведение эксперимента на ЦДНС. Прибор с заложенной в него программой с градуировочной характеристикой был установлен на входящих в ЦДНС потоках нефтегазоводяной смеси, а показания прибора проверялись с использованием средств измерений, установленных на выходе насосной станции, где потоки гомогенные, так как скважинная жидкость сепарирована. Средняя погрешность измерения параметров потоков на ЦДНС составляет 0,15 %.



Рис. 6. Показания учета нефти индикатором «Нефтемер» и однофазным расходомером нефти, установленным на выходе ЦДНС

В результате проведенных экспериментов по определению количества нефти в газонефтеводяном потоке погрешность прибора не превышала более ±5 % отн.


ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертации, представляющей собой законченную научно-квалификационную работу, на базе выполненных теоретических и экспериментальных исследований была решена актуальная научно-практическая задача  разработана методика оценки покомпонентного состава газонефтеводяной смеси в промысловом трубопроводе с точностью, не менее установленной ГОСТ, на коммерческих и оперативных узлах учета нефти, что имеет существенное значение для нефтедобывающей промышленности.

На основании проведенных исследований сделаны следующие выводы:

1. Установлена зависимость изменения интенсивности потока гамма-излучения при прохождении его через газонефтеводяную смесь в вертикальном сечении промыслового трубопровода Dу 325 мм от обводненности и газосодержания.

2. Для бесконтактного и бессепарационного экспресс-анализа многофазных и многокомпонентных потоков нефти в трубопроводе целесообразно применять радиоизотопный метод на основе комплексного использования прямого и рассеянного гамма-излучения в режиме пульсаций потока.

3. Использование информационно-измерительной системы с первичным преобразователем расхода негомогенных потоков позволяет с удовлетворительной для практики относительной погрешностью (до ±5 % отн.) определить количество нефти в потоке.

4. Разработана инженерная методика градуировки прибора для раздельного определения компонентов газонефтеводяного потока.

5. Результаты работы переданы ООО “ЛУКОЙЛ-Коми” (г. Усинск) для создания прибора бесконтактного измерения покомпонентного расхода сырой нефти.


^ Основное содержание диссертационной работы содержится в следующих опубликованных работах:

1. Николаев А.К. Исследование кинематических характеристик в горизонтальном пульповоде. / А.К. Николаев, В.И. Маларев, Д.С. Левашов. // Гидравлика и пневматика (ГиП) №11-12, 2003, С. 28-31.

2. Левашов Д.С. Компьютерное моделирование радиоизотопного измерителя плотности и фазового состава потока нефти. // Записки Горного института, т. 167, часть 1. СПб: РИЦ СПГГИ, 2006, С. 178-179.

3. Кратиров В.А. Комплекс эталонных и рабочих средств измерения производительности нефтяных эксплуатационных скважин раздельно по нефти, воде и газу /Кратиров В.А., Левашов Д.С., Любчик А.Н. // Сборник трудов 25 международной конференции «Коммерческий учёт энергоносителей», СПб, Борей-Арт, 2007, С. 475-480.

4. Левашов Д.С. Особенности градуировки приборов для измерения количества компонентов в многофазных потоках. // Записки Горного института, т. 182. СПб: РИЦ СПГГИ, 2009, С. 91-92.





Похожие:

На правах рукописи левашов дмитрий Сергеевич iconНа правах рукописи киреев дмитрий Сергеевич Разработка автоматической системы аналитического контроля очистки технологических растворов от ионов цветных и черных металлов
Специальность 05. 13. 06 – Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (металлургия)
На правах рукописи левашов дмитрий Сергеевич iconКоржинский дмитрий сергеевич
...
На правах рукописи левашов дмитрий Сергеевич iconНа правах рукописи сафонов дмитрий Николаевич управление процессом разделения технологических пульп медно-никелевого производства в современных фильтр-прессах
Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (металлургия)
На правах рукописи левашов дмитрий Сергеевич iconИванов Дмитрий Александрович Ильин Юрий Игоревич Кашин Дмитрий Алексеевич Корчагин Никита Олегович Попков Николай Сергеевич Савченко Александр Андреевич Тамашевский Иван Сергеевич Тетекпор Гарольд Бао Шелковникова Юлия Васильевна
Этот файл был создан Oracle Reports. Просматривайте документ в режиме Разметки страниц
На правах рукописи левашов дмитрий Сергеевич iconНа правах рукописи Юсупов Дмитрий Валерьевич биогеохимический и минералого-геохимический методы поисков месторождений благородных и цветных металлов (на примере верхнего приамурья)
Специальность 25. 00. 09 – Геохимия, геохимические методы поисков полезных ископаемых
На правах рукописи левашов дмитрий Сергеевич iconДиссертация На правах рукописи

На правах рукописи левашов дмитрий Сергеевич iconДиссертация На правах рукописи

На правах рукописи левашов дмитрий Сергеевич iconНа правах рукописи меденец елена юрьевна

На правах рукописи левашов дмитрий Сергеевич iconСкороходов Дмитрий Сергеевич

На правах рукописи левашов дмитрий Сергеевич iconБатурин Дмитрий Сергеевич

Разместите кнопку на своём сайте:
Документы


База данных защищена авторским правом ©ttu.rushkolnik.ru 2000-2015
При копировании материала обязательно указание активной ссылки открытой для индексации.
обратиться к администрации
Документы

Разработка сайта — Веб студия Адаманов