Влияние величины температурного перепада на уровень риска магистрального нефтепровода на стадии эксплуатации
С.А. Шоцкий
ПАО «Транснефть»
ПАО «Транснефть»
В работе представлены результаты исследования изменения надежности участков линейной части и уровня риска, возникающего при эксплуатации магистрального нефтепровода в зависимости от различных значений температурного перепада в стенке трубы.
На этапе проектирования расчет на прочность и устойчивость магистрального нефтепровода в соответствии с требованиями СНиП учитывает такой параметр, как температурный перепад. Допускаемые значения температурного перепада определяются в результате расчета для принятого конструктивного решения трубопровода на основании установленного нормами предельного состояния трубопровода.
Однако на этапе эксплуатации абсолютные значения данного параметра могут не соответствовать проектным, т.к. сезонные и суточные колебания температуры, тепловое взаимодействие подземного магистрального нефтепровода и грунта приводят к изменению температурного поля трассы. В результате возникают отличия между нормативными значениями температурного перепада и фактическими, при которых производились засыпка грунтом нефтепровода на этапе строительства и его последующая эксплуатация.
Вследствие этого возникает увеличение продольных и поперечных перемещений и напряжений с последующим отклонением пространственного положения участков линейной части от проектного, что может привести к потере несущей способности и надежности трубопровода, а также риску возникновения аварийных ситуаций.
Однако на этапе эксплуатации абсолютные значения данного параметра могут не соответствовать проектным, т.к. сезонные и суточные колебания температуры, тепловое взаимодействие подземного магистрального нефтепровода и грунта приводят к изменению температурного поля трассы. В результате возникают отличия между нормативными значениями температурного перепада и фактическими, при которых производились засыпка грунтом нефтепровода на этапе строительства и его последующая эксплуатация.
Вследствие этого возникает увеличение продольных и поперечных перемещений и напряжений с последующим отклонением пространственного положения участков линейной части от проектного, что может привести к потере несущей способности и надежности трубопровода, а также риску возникновения аварийных ситуаций.
Введение
Температура магистрального нефтепровода (далее — МН) подвержена изменениям во времени вследствие того, что на этапе строительства она определяется температурой окружающей среды, а на этапе эксплуатации зависит от температуры транспортируемого продукта [1].
При расчете в процессе проектирования МН на прочность и устойчивость в соответствии с требованиями СНиП выполняется учет такого параметра, как температурный перепад [2]. Под данным параметром для конструкции МН, применительно к которой производится расчет, понимается разность между температурой трубопровода на этапе эксплуатации и температурой, при которой выполнено строительство данной конструкции. При подземном способе прокладки в качестве температуры строительства принимается температура трубопровода, при которой производилась его засыпка грунтом.
Допускаемые значения температурного перепада определяются в результате расчета для принятого конструктивного решения МН на основании установленного нормами предельного состояния трубопровода. Как правило предельное значение температурного перепада ограничивается значением, которое получают из условия минимальной толщины стенки трубы. Выполнение условия устойчивости МН для принятого предельного значения обеспечивается за счет выбора кривизны оси трубопровода, глубины его укладки, а также применения балластировки.
Допускаемые значения температурного перепада определяются в результате расчета для принятого конструктивного решения МН на основании установленного нормами предельного состояния трубопровода. Как правило предельное значение температурного перепада ограничивается значением, которое получают из условия минимальной толщины стенки трубы. Выполнение условия устойчивости МН для принятого предельного значения обеспечивается за счет выбора кривизны оси трубопровода, глубины его укладки, а также применения балластировки.
Учитывая потенциальную опасность таких объектов, как магистральные нефтепроводы, актуальной является задача возможности оценки рисков эксплуатации МН с учетом отклонения от проектных значений такого параметра, как температурный перепад.
При этом на этапе эксплуатации в результате взаимодействия МН с окружающей средой фактические значения данного параметра могут отличаться от тех, которые были принятых на этапе проектирования. Различия между фактическими и проектными значениями температурного перепада вызывают возникновение продольных осевых напряжений, поперечных и продольных перемещений, которые в итоге приводят к потере устойчивости и снижению заложенной на этапе проектирования прочностной надежности. Учитывая потенциальную опасность таких объектов, как магистральные нефтепроводы, актуальной является задача возможности оценки рисков эксплуатации МН с учетом отклонения от проектных значений такого параметра, как температурный перепад. Одним из путей решения данной задачи является расчет показателей надежности, которые позволяют выполнить оценку критичности рисков для линейных участков. Базовым показателем для выполнения такой оценки является вероятность отказа. Расчет данного показателя надежности при варьировании значений температурного перепада позволит оценить соответствующее изменение уровня рисков и определить приоритетные меры безопасности применительно к рассматриваемому потенциально опасному объекту.
Теоретическая часть
Расчет показателей надежности, из которых для оценки уровня рисков применяется вероятность отказа Q, базируется на использовании вероятностных методов.
В данных методах, что принципиально отличает их от детерминированных методов расчета прочности и устойчивости магистральных нефтепроводов, такие параметры, как внешняя нагрузка σ и предельные для материала трубы напряжения s принимаются случайными величинами [3, 4, 5]. Вследствие этого данные параметры имеют соответствующие им законы распределения, характеристиками которых являются функции распределения F(σ) и F(s), а также функции плотности вероятности fσ(σ) и fs(s). Функции fσ(σ) и fs(s) являются основой для базовых зависимостей, позволяющих выполнить расчет численных значений вероятности безотказной работы R (вероятности отказа Q) [1, 3, 4, 5, 6]:
или
где y — случайная величина, определяемая на основе выражения y = s - σ (3).
Для аппроксимации функции плотности fs(s) предельных напряжений s, входящей в зависимости (1) и (2), применяют массив (выборку) экспериментальных значений прочностных характеристик предела текучести σТ или предела прочности σв. Такие массивы получают в результате проведения в соответствии с требованиями стандарта [7] механических испытаний образцов, изготовленных из материала трубы. Например, если в качестве предельных напряжений при расчетах принят предел текучести σТ материала труб, то sj = σТj, j = 1,m (в данном случае m — количество экспериментов по разрушению образцов из материала трубы ).
Формирование массива значений (выборки) возникающих в стенке трубы напряжений σ, который необходим для аппроксимация соответствующей функции плотности вероятности fσ(σ), выполняют на основе известных функциональных зависимостей, приведенных, например, в нормативном документе [2]:
Формирование массива значений (выборки) возникающих в стенке трубы напряжений σ, который необходим для аппроксимация соответствующей функции плотности вероятности fσ(σ), выполняют на основе известных функциональных зависимостей, приведенных, например, в нормативном документе [2]:
где р — избыточное давление в газопроводе (МПа), ∆Т° — температурный перепад для исследуемого участка МТ (°С), Dn — наружный диаметр трубы (мм), δ — номинальная толщина стенки трубы (мм), h — максимальная глубина дефекта (мм), L — длина дефекта (мм), ψ — коэффициент концентрации напряжений вследствие наличия коррозионного дефекта.
Из анализа зависимости (4) следует, что принятие какого-либо из входящих в ее правую часть параметров в виде случайной величины, имеющей выборку абсолютных значений известного объема, позволяет на основе функциональной связи сформировать выборку значений напряжений σ , которая будет иметь объем, аналогичный количеству значений принятой случайной величины. Например, если в качестве случайной величины принят такой параметр, как избыточное внутреннее давление р, имеющее выборку значений pj , j= 1,n то на основе зависимости (1) для напряжений σ, возникающих в стенке трубопровода, будет сформирована выборка σj , j= 1,n аналогичного объема (где n – количество значений каждого из параметров).
Восстановление функций распределения предельных s и возникающих в стенке трубы напряжений σ по выборкам их случайных значений sj = σTj , j = 1,m и σi , i= 1,n, является одним из основных этапов расчета показателей надежности. Реализация данного этапа возможна на основе двух подходов, первый из которых базируется на методах классической статистики, а второй — на применении математического аппарата непараметрической статистики [3, 8]. Ограничения и проблемы, возникающие при реализации первого подхода, а также примеры расчета показателей надежности для участков линейной части МН и оборудования подробно рассмотрены в работах [4, 5, 9].
В рамках подхода, основанного на применении аппарата непараметрической статистики, основным для решения практических задач является метод аппроксимации Розенблатта-Парзена [3, 8], в соответствии с которым искомая функция распределения оценивается локально в каждой точке массива значений xi i = 1,n с помощью элементов обучающей выборки из окрестности данной точки xi. Общая функция вероятности F(y) является в данном случае некоторой линейной комбинацией известных функций:
В рамках подхода, основанного на применении аппарата непараметрической статистики, основным для решения практических задач является метод аппроксимации Розенблатта-Парзена [3, 8], в соответствии с которым искомая функция распределения оценивается локально в каждой точке массива значений xi i = 1,n с помощью элементов обучающей выборки из окрестности данной точки xi. Общая функция вероятности F(y) является в данном случае некоторой линейной комбинацией известных функций:
— ядерная функция K(t);
h — параметр «размытости» [3, 8]).
В итоге зависимость для плотности распределения вероятности можно представить в следующем виде:
где
Значения, которые будут являться оптимальными для параметра h и ядерной функции K(t) определяются в результате вычисления информационного функционала качества при условии достижения им максимального значения:
Примеры реализации методов непараметрической статистики при решении задач расчета показателей надежности для участков линейной части магистральных трубопроводов подробно рассмотрены в работах [1, 3, 6, 10].
Таким образом, рассмотренный выше подход позволяет на основе зависимостей (1), (2) и (3) выполнить для любого участка линейной части МН расчет показателей надежности (вероятности отказа), которые соответствуют различным значениям температурного перепада ∆Т.
Для оценки возможного увеличения или снижения уровня рисков при изменении температурного перепада на этапе эксплуатации МН применяется матрица «частота-тяжесть последствий», представленная в таблице 1 Руководства по безопасности «Методические основы по проведению анализа опасностей и оценке риска аварий на опасных производственных объектах», утвержденного Приказом Ростехнадзора от 13.05.2015 №188.
Представленная в таблице 1 матрица является основой метода «Анализ вида, последствий и критичности отказов» (далее — АВПКО) и позволяет ранжировать каждый вид отказа с учетом двух аспектов критичности — вероятности (или частоты) и тяжести последствий отказа, уровни которых определяют приоритетности мер безопасности.
Представленная в таблице 1 матрица является основой метода «Анализ вида, последствий и критичности отказов» (далее — АВПКО) и позволяет ранжировать каждый вид отказа с учетом двух аспектов критичности — вероятности (или частоты) и тяжести последствий отказа, уровни которых определяют приоритетности мер безопасности.
Буквенными индексами обозначены 4 уровня риска:
«А»
риск выше допустимого, требуется разработка дополнительных мер безопасности
«В»
риск ниже допустимого при принятии дополнительных мер безопасности
«С»
риск ниже допустимого при осуществлении контроля принятых мер безопасности
«D»
риск пренебрежительно мал, анализ и принятие мер не требуется
Пример расчета
Оценку влияния различных значений температурного перепада ∆Т на показатели надежности выполним на примере расчета вероятности отказа для трех различных участков линейной части одного из магистральных нефтепроводов, проложенного по территории Восточной Сибири.
Для исследования выберем участки линейной части, расположенные после насосно-перекачивающих станций (НПС) «Чулым», «Тайшет» и «Татарская». Обозначим условно данные участки как Участок 1, Участок 2 и Участок 3. Расчеты вероятности отказа Q для каждого участка выполним на основании исходных данных, представленных в таблице 2, и значениях температурного перепада ∆Т = 25, 30, 35, 40, 45 и 50 °С.
С целью возможности сопоставления полученных в результате расчетов значений вероятности отказа Q, примем одинаковым для всех участков материал трубы, который приведен в таблице 2, и нормальный закон распределения предельных напряжений s, параметры которого получены в работах [6, 12]. В качестве таких напряжений в соответствии с отраслевыми нормами расчета выберем предел текучести σT стали 17Г1С.
Гистограммы и функции плотности fp(p) избыточного внутреннего давления р для каждого из рассматриваемых участков приведены рисунке 1а).
Аппроксимация функций плотности вероятности fp(p) выполнена на основе методов непараметрической статистики в результате обработки массивов значений избыточного внутреннего давления pj , j= 1,n для каждого из участков, которые рассматриваются в примере. Способы формирования таких массивов рассмотрены в работах [1, 3], а примеры реализации для линейных участков МН — в работах [1, 4, 9, 12, 13].
Массивы значений избыточного внутреннего давления р и функциональная зависимость (4), связывающая данный параметр с величиной напряжений σ, возникающих в стенке трубы при выбранном значении температурного перепада ∆Т, позволяют сформировать для каждого участка выборку значений напряжений σi , i= 1,n объемом, соответствующим объему выборки pj , j= 1,n .
Гистограммы и функции плотности вероятности fσ(σ) напряжений σ, полученные в результате аппроксимации выборок значений σi , i= 1,n, сформированных для каждого из рассматриваемых в примере участков при температурном перепаде ∆Т = 45°C , представлены на рисунке 1б).
Массивы значений избыточного внутреннего давления р и функциональная зависимость (4), связывающая данный параметр с величиной напряжений σ, возникающих в стенке трубы при выбранном значении температурного перепада ∆Т, позволяют сформировать для каждого участка выборку значений напряжений σi , i= 1,n объемом, соответствующим объему выборки pj , j= 1,n .
Гистограммы и функции плотности вероятности fσ(σ) напряжений σ, полученные в результате аппроксимации выборок значений σi , i= 1,n, сформированных для каждого из рассматриваемых в примере участков при температурном перепаде ∆Т = 45°C , представлены на рисунке 1б).
Полученные для каждого из рассматриваемых в примере участков функции плотности fσ(σ) возникающих в стенке трубы напряжений σ отличаются вследствие различных закономерностей и пределов рассеивания на данных участках значений избыточного внутреннего давления р, которое является в примере расчета случайной величиной. Вследствие этого и значения вероятности отказа, вычисленные для каждого из участков на основании зависимостей (1), (2) при одинаковом нормальном законе распределения предельных напряжений будут разными. Пример графической иллюстрации к расчету вероятности отказа для каждого из выбранных в примере участков при величине температурного перепада ∆Т = 45°C приведен на рис. 2.
Результаты расчета вероятности отказа для рассматриваемых в примере участков линейной части МН при других значениях температурного перепада ∆Т представлены в таб. 3.
Приведенные в таб. 3 значения вероятности отказа Q (частоты возникновения события) свидетельствуют, что величина температурного перепада и отклонения ее фактических значений от приятых на этапе проектирования в значительной степени влияют на степень тяжести возможных негативных событий (таб. 1). Например, если на этапе проектирования для Участка 1 было принято значение температурного перепада ∆Т = 45°С, то для критического события, которое угрожает жизни людей и приводит существенному ущербу имуществу и окружающей среде риск имеет уровень «А» и является выше допустимого, т.к. вероятность возникновения отказа находится в диапазоне значений 10-2 < Q = 5,32 × 10-2 < 1. Вследствие этого требуется разработка дополнительных мер безопасности для рассматриваемого участка линейной части.
Однако если на этапе эксплуатации фактическое значение температурного перепада для Участка 1 составило ∆Т = 40°С, то риск соответствует уровню «В» и является ниже допустимого при принятии дополнительных мер безопасности, так как вероятность отказа в данном случае находится уже в другом диапазоне 10-4 < Q = 5,23 × 10-3 < 10-2.
Изменение в процессе эксплуатации температурного перепада до фактического значения ∆Т = 30°С приводит к снижению риска до уровня «С», который для критической тяжести последствий отказа на данном участке является ниже допустимого при осуществлении контроля принятых мер безопасности. При этом, в соответствии с принятой в таб. 1 классификацией, вероятность отказа Q = 1,71 × 10-7 считается для данного участка линейной части МН практически невероятным событием.
Аналогичный анализ рисков не сложно сделать как для случая, когда данный участок соответствует другому уровню тяжести последствий отказа, так и для других участков, рассмотренных в настоящем примере.
Однако если на этапе эксплуатации фактическое значение температурного перепада для Участка 1 составило ∆Т = 40°С, то риск соответствует уровню «В» и является ниже допустимого при принятии дополнительных мер безопасности, так как вероятность отказа в данном случае находится уже в другом диапазоне 10-4 < Q = 5,23 × 10-3 < 10-2.
Изменение в процессе эксплуатации температурного перепада до фактического значения ∆Т = 30°С приводит к снижению риска до уровня «С», который для критической тяжести последствий отказа на данном участке является ниже допустимого при осуществлении контроля принятых мер безопасности. При этом, в соответствии с принятой в таб. 1 классификацией, вероятность отказа Q = 1,71 × 10-7 считается для данного участка линейной части МН практически невероятным событием.
Аналогичный анализ рисков не сложно сделать как для случая, когда данный участок соответствует другому уровню тяжести последствий отказа, так и для других участков, рассмотренных в настоящем примере.
Представленные результаты свидетельствуют, что величина температурного перепада оказывает существенное влияние на вероятность отказа участков линейной части и уровень риска для магистрального нефтепровода на стадии эксплуатации. Вследствие этого возникает объективная необходимость совершенствования методов оценки риска для магистральных нефтепроводов с учетом случайной природы такого параметра, как температурный перепад.
1. Значение такого параметра, как температурный перепад, оказывает существенное влияние на вероятность отказа и, как следствие, уровень риска для участков магистрального нефтепровода на стадии его эксплуатации. При этом оценки риска могут значительно отличаться для различных участков магистрального нефтепровода, имеющих одинаковые конструктивные решения и значения температурного перепада вследствие случайной природы избыточного внутреннего давления, закономерности и пределы изменения которого отличаются на различных участках. Вследствие этого принятие в расчетах нормативного значения избыточного давления как детерминированной (постоянной) величины не обеспечивает достоверных результатов оценки риска.
2. Повышение достоверности результатов оценки уровня риска требует организации мониторинга фактических значений температурного перепада для каждого участка на стадии эксплуатации магистрального нефтепровода. Результаты сопоставления фактических и проектных значений температурного перепада позволяют на основе рассмотренного в статье подхода обосновать допустимые пределы изменения уровня фактического риска, после которых требуется ремонт или внесение изменений в конструкцию участка с целью обеспечения его проектной надежности и безопасности.
2. Повышение достоверности результатов оценки уровня риска требует организации мониторинга фактических значений температурного перепада для каждого участка на стадии эксплуатации магистрального нефтепровода. Результаты сопоставления фактических и проектных значений температурного перепада позволяют на основе рассмотренного в статье подхода обосновать допустимые пределы изменения уровня фактического риска, после которых требуется ремонт или внесение изменений в конструкцию участка с целью обеспечения его проектной надежности и безопасности.
1. Голофаст С.Л., Владова А.Ю. Влияние температурного поля трассы магистрального нефтепровода на прочностную надежность линейных участков // Безопасность труда в промышленности. 2019. № 11 (755). С. 24–33.
2. СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы. М.: ФГУП ЦПП, 2005. 60 с.
3. Сызранцев В.Н., Новоселов В.В., Созонов П.М., Голофаст С.Л. Оценка безопасности и прочностной надежности магистральных трубопроводов методами непараметрической статистики. Новосибирск: Наука, 2013. 172 с.
4. Голофаст С.Л. Проблемы оценки надежности линейной части магистральных трубопроводов // Безопасность труда в промышленности. 2018. №4 (736).
С. 36–40.
5. Барышев С.Н. Вероятностное прогнозирование ресурса нефтегазового оборудования при эксплуатации в сероводородосодержащих средах. Москва, 2009. 371 с.
6. Голофаст С.Л. Мониторинг надежности линейных участков магистрального газопровода в различные периоды эксплуатации // Безопасность труда в промышленности. 2019. №7 (751). С. 7–14.
7. ГОСТ1497-84. Металлы. Методы испытаний на растяжение. М.: Стандартинформ, 2005.
8. Симахин В. А. Робастные непараметрические оценки: адаптивные оценки взвешенного максимального правдоподобия в условиях статистической априорной неопределенности. Saarbrucken, Germany: LAP LAMBERT Academic Publishing Gmb H&Co. KG, 2011.
9. Давыдов А.Н. Сопоставление надежности линейных участков с учетом изменения свойств трубной стали 14ХГС длительно эксплуатируемых нефтепроводов // Экспозиция Нефть Газ. 2019. №4 (71).
С. 103–107.
10. Голофаст С.Л. Оценка прочностной надежности магистральных трубопроводов на основе квантильных значений коэффициента запаса прочности // Безопасность труда в промышленности. 2018. №7 (739). С. 22–28.
11. Суриков В.И. Система геотехнического мониторинга и безопасного управления магистральными нефтепроводами, проложенными в сложных природно-климатических условиях // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. №2 (22). С. 20–27.
12. Голофаст С.Л. Оценка влияния механических свойств трубной стали 17Г1С различных производителей на прочностную надежность магистральных трубопроводов // Экспозиция Нефть Газ. 2018. №7 (67). С. 20–25.
13. Филатов А.А., Георге М.С. Влияние условий эксплуатации газопровода на показатели его прочностной надежности // Наука и техника в газовой промышленности. 2013. №2 (54). С. 75–82.
2. СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы. М.: ФГУП ЦПП, 2005. 60 с.
3. Сызранцев В.Н., Новоселов В.В., Созонов П.М., Голофаст С.Л. Оценка безопасности и прочностной надежности магистральных трубопроводов методами непараметрической статистики. Новосибирск: Наука, 2013. 172 с.
4. Голофаст С.Л. Проблемы оценки надежности линейной части магистральных трубопроводов // Безопасность труда в промышленности. 2018. №4 (736).
С. 36–40.
5. Барышев С.Н. Вероятностное прогнозирование ресурса нефтегазового оборудования при эксплуатации в сероводородосодержащих средах. Москва, 2009. 371 с.
6. Голофаст С.Л. Мониторинг надежности линейных участков магистрального газопровода в различные периоды эксплуатации // Безопасность труда в промышленности. 2019. №7 (751). С. 7–14.
7. ГОСТ1497-84. Металлы. Методы испытаний на растяжение. М.: Стандартинформ, 2005.
8. Симахин В. А. Робастные непараметрические оценки: адаптивные оценки взвешенного максимального правдоподобия в условиях статистической априорной неопределенности. Saarbrucken, Germany: LAP LAMBERT Academic Publishing Gmb H&Co. KG, 2011.
9. Давыдов А.Н. Сопоставление надежности линейных участков с учетом изменения свойств трубной стали 14ХГС длительно эксплуатируемых нефтепроводов // Экспозиция Нефть Газ. 2019. №4 (71).
С. 103–107.
10. Голофаст С.Л. Оценка прочностной надежности магистральных трубопроводов на основе квантильных значений коэффициента запаса прочности // Безопасность труда в промышленности. 2018. №7 (739). С. 22–28.
11. Суриков В.И. Система геотехнического мониторинга и безопасного управления магистральными нефтепроводами, проложенными в сложных природно-климатических условиях // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. №2 (22). С. 20–27.
12. Голофаст С.Л. Оценка влияния механических свойств трубной стали 17Г1С различных производителей на прочностную надежность магистральных трубопроводов // Экспозиция Нефть Газ. 2018. №7 (67). С. 20–25.
13. Филатов А.А., Георге М.С. Влияние условий эксплуатации газопровода на показатели его прочностной надежности // Наука и техника в газовой промышленности. 2013. №2 (54). С. 75–82.
Выборка напряжений, возникающих в стенке трубопровода, сформирована на основе массива значений избыточного внутреннего давления и функциональных зависимостей, приведенных в СНиП 2.05.06-85* (Магистральные трубопроводы).
Результаты механических испытаний образцов из материала труб получены в соответствии с требованиями ГОСТ 1497-84 (Металлы. Методы испытаний на растяжение). Расчет вероятности отказа для участков магистрального нефтепровода выполнен на основе методов теории надежности и математического аппарата непараметрической статистики.
Результаты механических испытаний образцов из материала труб получены в соответствии с требованиями ГОСТ 1497-84 (Металлы. Методы испытаний на растяжение). Расчет вероятности отказа для участков магистрального нефтепровода выполнен на основе методов теории надежности и математического аппарата непараметрической статистики.
магистральный нефтепровод, линейная часть, температурный перепад, надежность, вероятность отказа, уровень риска
С.А. Шоцкий. Влияние величины температурного перепада на уровень риска магистрального нефтепровода на стадии эксплуатации // Экспозиция Нефть Газ. 2020. №2. С. 50-54. DOI:10.24411/2076-6785-2020-10078.
20.02.2020
УДК 621.6+539.2/6+519.2
DOI:10.24411/2076-6785-2020-10078
DOI:10.24411/2076-6785-2020-10078
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33