Методы ликвидации гнвп при ремонте скважин

Газонефтеводопроявление (ГНВП)

К работам на скважинах с возможным ГНВП, допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку.

Газонефтеводопроявление (ГНВП) — регулируемый при помощи оборудования выброс нефти, газа или воды из продуктивного пласта в скважину через устье на поверхность.

В ходе бурения возникающие явления подразделяются на 3 вида по состоянию вещества флюида:

газопроявление,
нефтеводопроявление,
газонефтеводопроявление.

Газопроявление является наиболее опасным
Его повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа:

Способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.
Способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.
Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное давление.

Нефтеводопроявления развиваются дольше, чем газопроявления.
Основная опасность заключается в трудности отвода от устья разливающейся нефти или пластовой воды и загрязнения рабочей зоны.

Газонефтеводопроявления включают в себя признаки газо и жидкостного проявлений, поэтому их ликвидация представляет большую трудность.
ГНВП — проникновение одновременно нефтяного флюида и газа через колонны внутрь скважины или во внешнее заколонное пространство.
Возникновение газонефтеводопроявлений в скважине способно оказывать существенное влияние на характеристики нефтедобычи за счет изменения свойств промывочной жидкости, напора выходящей нефти.
Это серьезная проблема при бурении, требующая немедленного устранения.

недостаточная обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников
несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности
некачественное цементирование обсадных колонн
отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины
неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования
отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб

Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и ремонте скважин должны быть скоординированы с рабочими проектами, с системами оперативного производственного контроля, с программами подготовки рабочего персонала. Должен быть составлен план ликвидации аварий.

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.

газовые скважины в независимости от величины пластового давления
нефтяные скважины с газовым фактор более 200 м/м3
нефтяные скважины, где выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков
нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом
нефтяные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %
нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку менее года с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %
нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности
нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе

2 категория

нефтяные скважины, где пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор более 100 м 3 , но менее 200 м/м 3
нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку более года и с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %

3 категория

нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического,а газовый фактор менее 100 м 3
нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превышает гидростатическое не более чем на 10 %

Эффективный контроль ГНВП обеспечивают внешние датчики давления, плотности и объема рабочей жидкости.

Признаки раннего обнаружения ГНВП

Прямые признаки в процессе углубления:

— повышение количества промывочной жидкости в системе циркуляции, проявляемое в увеличении объема бурового раствора в приемных емкостях;
— значительный рост скорости механического бурения установкой при освоении месторождения за счет снижения трения;
— увеличение относительной скорости выходящего потока бурового раствора при постоянной производительности насоса;
— перелив бурового раствора при остановленном насосе;
— уменьшение плотности выходящего из скважины бурового раствора
— рост уровня промывочной жидкости выше расчётного значения в системе циркуляции во время спуска рабочего инструмента.
— наличие постоянного газового потока в жидкости, который со временем постепенно увеличивается — основной признак появления ГВНП.
— снижение плотности рабочей жидкости под действием поступления воды через стенки ствола скважины.
— изменение давления на буровых насосах вследствие проникновения газа в скважину или при поступлении воды.
— увеличение скорости циркуляции промывочной жидкости под действием давления газа или воды, поступающих из пластов в чистом или растворённом виде..

Косвенные признаки в процессе углубления:

— увеличение механической скорости проходки;
— снижение давления в буровом насосе;
— увеличение содержания сульфидов в буровом растворе;
— изменение крутящего момента на роторе;
— поглощение бурового раствора.

Признаки раннего обнаружения ГНВП при СПО устанавливаются по изменению величины доливаемого или вытесняемого бурового раствора:

— увеличение против расчетного объема вытесняемого бурового раствора при спуске бурильной колонны;
— уменьшение против расчетного объема доливаемого бурового раствора при подъеме бурильной колонны.

Признаки раннего обнаружения ГНВП при полностью поднятой из скважины бурильной колонне и длительных остановках:

— перелив бурового раствора из скважины;
— увеличение давления на устье загерметизированной скважины;
— падение уровня бурового раствора (поглощение как косвенный признак).

Действия при появлении признаков ГНВП:
— прекратить добычу нефти из проблемной скважины и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.
— выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины,
— информировать о ситуации АУП
— устранение ГНВП силами бригады специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.

Ликвидация ГНВП:
— производится с применением спецоборудования, которое позволяет спустить в ствол бурильные трубы в условиях высокого давления
— одновременно создается оптимальное выравнивающее давление в стволе, равное или превышающее пластовое.
— при фонтанировании принимаются меры по его глушению в соответствии с аварийным расписанием. Для этого дополнительно потребуется привлечение представителей органов по технадзору.
— для перекрытия скважины при ГНВП применяется баритовая пробка, создающая непроницаемый экран в пластах и позволяющая установить над ней цементный мост. Если ГНВП вскрывается при работе 2 насосов, то предусматривают их работу из одной емкости либо с установленными запорными устройствами между двумя емкостями.

Методы устранения ГНВП:
— ступенчатое глушение скважины.
Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва на уровне башмака.
При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие дросселя для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления воды или газа в колонну на глубине.
За счёт кратковременности пика давления производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины.
Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.

— 2 — стадийное глушение скважины.
Метод заключается в разделении стадий на вымыв флюида тем же раствором, который был на момент обнаружения причины возникновения ГНВП, и одновременного приготовления раствора с необходимой плотностью для глушения. На 1 стадии выполняются действия по заглушке скважины, а на 2 — провести замену рабочей жидкости.

— 2 — стадийное растянутое глушение скважины.
При выявлении ГНВП вымывают флюид тем же раствором и затем постепенно увеличивают его плотность до требуемой.
Такой способ устранения ГНВП эффективен при отсутствии емкостей для приготовления необходимой рабочей жидкости.
Из-за того, что процесс вымывания флюидов значительно растягивается во времени, по сравнению с обычным 2-стадийным процессом, метод и получил такое название.

— ожидание утяжеления скважины.
После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью.
При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить ГНВП и всплытие флюида на поверхность.

Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет предотвратить развитие осложнений, простоев в работе и финансовых потерь.

Действия передвскрытием пласта с возможным ГНВП:

инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при ликвидации газонефтепроявлений согласно «Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности», РД 08-254-98г. и «Типовой инструкции по предупреждению и первичным действиям вахты при ликвидации газонефтеводопроявлений», утвержденной Госгортехнадзором 16.11.88 г.;
проверку состояния буровой установки, ПВО, инструмента и приспособлений; на буровой необходимо иметь 2 шаровых крана.

1 шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, 2 й — между рабочей трубой и ее предохранительным переводником.
Все краны должны быть в открытом состоянии.
Кроме шаровых должно быть 2 обратных клапана с приспособлением для их открытия;

превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками должны быть опрессованы на рабочее давление, сроки опрессовки согласовываются с Межрегиональным Управлением по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора РФ;
проверяется крепление отводов ПВО и при необходимости выкидные линии ПВО после концевых задвижек манифольда переопрессовываются с составлением акта опрессовки;
плашечные превенторы ежесменно проверяются на закрытие и открытие;
при смене плашек, замене вышедших из строя деталей превенторы опрессовываются на давление опрессовки последней колонны;
при разноразмерном инструменте аварийная труба на приемных мостках должна быть покрашена в красный цвет, иметь соответствующие по размеру переводники, которые должны соответствовать прочностной характеристике верхней секции бурильных труб;
учебная тревога. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровым предприятием;
оценка готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на буровую.

Перед вскрытием продуктивного горизонта на буровой должен быть 2-кратный запас бурового раствора с учетом объема раствора в скважине и неприкосновенный (аварийный) запас материалов и химреагентов для приготовления бурового раствора в объеме скважины.
Вскрытие продуктивного пласта должно производиться после проверки и установления готовности буровой установки к проведению этих работ комиссией под представительством главного инженера бурового предприятия с участием представителей военизированного отряда.
По результатам проверки составляется акт готовности и военизированным отрядом выдается письменное разрешение на вскрытие и бурение продуктивного пласта.
Порядок выдачи разрешения на дальнейшее углубление скважины после монтажа и опрессовки ПВО совместно с обсадной колонной, цементного кольца за обсадной колонной определен в п. 262, 263 «ПБ в НиГП-2013».
При обнаружении ГНВП буровая вахта обязана загерметизировать канал бурильных труб, устье скважины, информировать об этом руководство буровой организации, противофонтанную службу и действовать в соответствии с документацией по ликвидации проявления.
Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и в затрубном пространстве, время начала проявления, вес инструмента на крюке.
После закрытия превенторов при ГНВП необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины и пропусков (жидкости, газа) в соединениях и узлах ПВО.

Источник

Методы ликвидации газонефтепроявлений

Для эффективного осуществления работ по ликвидации ГНВП необходимо правильно выбрать способ глушения скважины. Способ глушения зависит от многих конкретных условий, включая квалификацию

Рисунок 4.2 – Типовая диаграмма испытания горной породы на

прочность методом опрессовки:

1- давление нагнетания; 2- статическое давление

А- начало поглощения бурового раствора; В- гидроразрыв пласта;

ВС- распространение трещин в породе; СD- падение давления после прекращения закачки

находящегося на буровой персонала, наличия утяжеленного запасного раствора, состояния колонны, ПВО и ствола скважины, а также от характера и интенсивности самого проявления. Существует несколько способов глушения скважин.

Метод бурильщика

Этот метод называется так, потому, что им может пользоваться персонал, незнакомый с особо сложными операциями по управлению скважиной. Метод бурильщика не универсален, но применим во многих ситуациях.

Преимущества этого метода:

• Возможность незамедлительно начать работы по управлению скважиной.

• Отсутствует необходимость в сложных математических расчетах, по крайней мере, на начальном этапе.

• Значительный риск порыва пласта на башмаке последней обсадной колонны.

• Повышение значения давления как в скважине, так и наземном оборудовании.

• Продолжительное время глушения скважины. Необходимо не менее двух циклов циркуляции. Первый цикл — вымыв газовой пачки, второй цикл -непосредственно глушение скважины (рисунок 4.3).

Рисунок 4.3 – График глушения методом Бурильщика

Необходимые расчеты для реализации методов ликвидации ГНВП при составлении иста глушения скважины (Приложение 1)

1 Расчет веса бурового раствора для глушения скважины производиться по формуле

где ρ_пр – исходный вес бурового раствора, кг/м 3 ; Р_из.т – избыточное давление в трубах МПа; Н – глубина по вертикали, м.

2 Расчёт объемов бурильной колонны и кольцевого пространства, количества ходов поршня «от поверхности до долота» и «от долота до поверхности»

Объем колонны рассчитывают по формуле

где D_в – внутренний диаметр колонны, мм; L – длинна колонны, м.

Объем кольцевого пространства рассчитывают по формуле

где D_c – диаметр скважины, мм;

D_н.к. – наружный диметр колонны, мм.

Число ходов насоса рассчитывают по формуле

где Q – подача насоса, л/с.

Время прокачивания раствора по формуле

где n – число ходов насоса в минуту.

3 Расчет ожидаемого начального давления циркуляции (ICP).

Величину ICP необходимо для оценки величины давления в циркуляционной системе, которое требуется создать для поддержания постоянного забойного давления в начале глушения скважины. Определяется по формуле

где Р_пр – давление насосов.

4 Расчет конечного давления в циркуляционной системе (FCP).

Во время замещения предыдущего бурового раствора на утяжеленный буровой раствор в бурильной колонне, давление циркуляции на стояке необходимо понижать, принимая во внимание повышение гидростатического давления в бурильной колонне. После полного замещения предыдущего бурового раствора на раствор глушения, избыточное давление в колонне должно быть равным нулю.

5. Составление режима давления циркуляции в бурильной колонне в сравнении с количеством ходов поршня насоса.

После определения начального и конечного давления необходима составить таблицу понижения давления циркуляции по отношению к числу ходов насоса и график глушения скважины. Это позволит без помех заглушить скважину и выявить любые возможные нарушения.

Порядок выполнения работы

1. Перед вскрытием пластов с АВПД определить гидродинамические сопротивления (ΔР_прок) в циркуляционной системе при рабочем режиме промывки и при уменьшенной вдвое подаче буровых насосов. Для этого предлагается заполнить таблицу 1.

Перед началом бурения выставить сигнализацию датчика желобной линии.

Таблица 1 – Гидравлические сопротивления при циркуляции

Показания 1 ого насоса	Показания 2 ого насоса
N — ходов	N/2 — ходов	N — ходов	N/2 — ходов
ΔР_прок

2. После начала бурения фиксировать механическую скорость бурения. При увеличении механической скорости в 2 и более раза прекратить углубление скважины и проверить показания датчика желобной линии. При отсутствии перелива продолжить углубление. При обнаружении НГВП закрыть скважину для стабилизации давления.

3. Записать максимальные установившиеся значения давлений в бурильной колонне (Р_и.бт) и обсадной колонне (Р_{и. кп}).

4. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем поступающего бурового раствора.

5. Определить вид поступившего в скважину флюида.

6. Определить плотность жидкости глушения

7. Определить начальное, и конечное давление циркуляции для удаления пластового флюида из скважины.

Последовательность проводимых операций, изменение давлений на устье скважины, в бурильных трубах и обсадной колонне показаны на рис. 4.3.

После выхода на режим глушения давление в кольцевом пространстве должно превышать давление до начала циркуляции на 0,5 – 1,0 МПа. Далее отрегулировать степень открытия дросселя так, чтобы давление в бурильной колонне соответствовало расчетному значению давления начала циркуляции (участок 0-1). При этом давление кольцевом пространстве будет расти (участок а-b).

9. Вести циркуляцию с поддержанием постоянной производительности насосов и постоянным давлением в нагнетательной линии до полного удаления флюида из скважины. Постоянство давления регулируется закрытием или открытием дросселя на блоке дросселирования (участок 1–2). Плотность промывочной жидкости в течение всего процесса не меняется. Готовится жидкость глушения требуемой плотности в объеме равном 1,2 – 1,5 объема скважины.

10. Определить момент подхода газа к устью скважины (точка b). Открыть задвижку на штуцерной батарее для вывода пачки газа через дроссель на факельное устройство (участок b-с). Флюид считается удаленным, когда давление на дросселе стабилизируется и станет равным Pкп = Р и (бт) + S.

11. После удаления флюида из скважины записать установившееся давление (Р кп) в кольцевом пространстве (точка с). Для этого плавно остановить насосы поддерживая дросселем давление в кольцевом пространстве постоянным. После удаления флюида, после первой циркуляции, давление в кольцевом пространстве и давление в бурильных трубах должны быть равны. Остановка циркуляции соответствует III зоне на графике глушения (рисунок 4.3).

12. Начать работу по выводу скважины на режим глушения. Для этого необходимо начать закачивание раствора глушения в скважину с 5 ходов плунжера насоса в минуту, поддерживая давление в кольцевом пространстве

постоянным. После заполнения наземной обвязки раствором глушения сбросить счетчик ходов плунжера на 0. Закачать утяжеленный буровой раствор в бурильные трубы при постоянном установившемся давлении в кольцевом пространстве Ркп. (участок с-d). Давление в

Рисунок 4.3 – Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах (0 — 4) и кольцевом пространстве (а – е) при глушении скважины двухстадийным способом (способ Бурильщика)

I – газовая пачка поднялась к устью; II – удаление пачки газа из скважины; III – период циркуляции жидкости до начала замены ее на жидкость глушения; IV- заполнение бурильных труб жидкостью глушения; V – заполнение кольцевого пространства жидкостью глушения

бурильных трубах при этом будет снижаться (участок 2-3). Зафиксировать давление в бурильных трубах в тот момент, когда они будут полностью заполнены утяжеленным раствором (Р кон. = 0). Выход утяжеленного раствора в кольцевое пространство сопровождается повышением давления в бурильных трубах.

13. Заглушить скважину при постоянном давлении в бурильных трубах (Р кон.). При этом давление в кольцевом пространстве будет снижаться до нулевого значения.

14. При поступлении из скважины через дроссель утяжеленного бурового раствора плотностью ρ_гл. необходимо остановить операцию по глушению скважины плавным снижением числа ходов плунжера, поддерживая при этом давление в затрубном пространстве постоянным. После остановки насосов и закрытия дросселя давление в бурильных трубах и затрубном пространстве должно быть равно нулю.

15. Проверить скважину на перелив. Если из скважины нет перелива бурового раствора, открыть превентор и промыть скважину с максимальной производительностью насосов.

Метод ожидания и утяжеления

Условия применения

При применении метода ожидания утяжеления, управление скважиной осуществляется путем одной циркуляции тяжелого раствора.

Метод включает фазу ожидания при закрытой скважине (получение тяжелого бурового раствора) до запуска циркуляции, которая содержит только один этап – подача тяжелого бурового раствора (рисунок 4.4).

При глушении скважины способом «ожидания и утяжеления» вымывание поступившего пластового флюида и закачивание утяжеленного бурового раствора производится одновременно. Если запас необходимого утяжеленного раствора на буровой отсутствует, то остановив насосы и закрыв скважину,

Рисунок 4.4 – График глушения методом ожидания и утяжеления

немедленно его утяжеляют. Технологически способ «ожидания и утяжеления» сложный, так как требует проведения инженерных расчетов регулирования давления в скважине при своем осуществлении. Вследствие этого глушение проявлений этим способом производится под руководством высококвалифицированных специалистов.

Для реализации метода ожидания и утяжеления необходимы следующие условия:

• долото должно быть у забоя;

• не должно быть осложнений для циркуляции бурового раствора;

• максимального допустимое давление на устье в кольцевом пространстве (MAASP), должно превышать давление в затрубном пространстве (SICP), не допуская порыва пласта ниже башмака обсадной колонны;

• возможность получения необходимого объема раствора в очень короткий промежуток времени. Период между герметизацией устья и началом закачивания тяжелого раствора должен быть максимально непродолжительным. Если для приготовления тяжелого раствора потребуется длительное время, газ сможет подняться к поверхности, что чревато многими проблемами (например, ошибками в оценке давлений, содержанием примесей в растворе). Таким образом, всегда должно быть в наличии некоторое количество тяжелого раствора; кроме того, вместимость системы перемешивания раствора и растворных емкостей должна быть достаточно для утяжеления раствора в процессе циркуляции.

• По срокам реализации он короче, чем метод Бурильщика;

• Давление на устье в затрубном пространстве (газ под блоком задвижки скважины) меньше, чем при методе Бурильщика;

• Давление в открытом стволе при движении газовой пачки несколько меньшее, что важно с точки зрения прочности в слабом месте.

• Требует больше времени на подготовку (получение тяжелого бурового раствора, расчет и диаграмма) до начала циркуляции.

• Требует решения проблемы-миграции газа за счет использования метода стравливания давления.

• Отсутствие циркуляции в течение периода приготовления утяжеленного бурового раствора.

• Большое избыточное давление на устье при всплытии газовой пачки.

• Проведение расчетов для заполнения карты глушения скважины.

Порядок выполнения работы

1. Перед вскрытием пластов с АВПД определить гидродинамические сопротивления (ΔР_прок) в циркуляционной системе при рабочем режиме циркуляции промывочной жидкости и при уменьшенной вдвое величине подаче буровых насосов.

2. При обнаружении ГНВП закрыть скважину для стабилизации давления.

4. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем проявления.

5. Определить вид поступившего в скважину флюида.

6. Заполнить рабочую карту глушения скважины не более чем за 15 минут (Приложение 1, Приложение 2).

В рабочую карту вначале заносят предварительную общую информацию: диаметр скважины и обсадной колонны; глубина спуска обсадной колонны; давление последней опрессовки обсадной колонны; давление на выкиде насоса; производительность насосов; объем бурильных труб; допустимое давление в колонне. Затем в карту глушения заносятся расчетные значения плотности жидкости глушения, начальное и конечное давление циркуляции жидкости в скважине. Строится график изменения давления в бурильной колонне при вымывании пачки газа.

Последовательность проводимых операций, изменение давлений на устье скважины, в бурильных трубах и обсадной колонне показаны на рис. 4.

7. Приготовить утяжеленный буровой раствор требуемой плотности объемом равным 1,5 объема скважины (участок I).

8. Проверить состояние оборудования. Начать работу по выводу скважины на режим глушения. Для этого необходимо начать закачивание раствора в скважину с 5 ходов плунжера насоса в минуту, поддерживая давление в кольцевом пространстве постоянным. После выхода на режим глушения давление в кольцевом пространстве должно превышать давление до начала циркуляции на 0,5 – 1,0 МПа. Далее отрегулировать степень открытия дросселя так, чтобы давление в бурильной колонне соответствовало расчетному значению давления начала циркуляции (Рн). После заполнения наземной обвязки раствором глушения сбросить счетчик ходов плунжера на 0.

9. Начать закачивание утяжеленного бурового раствора в скважину, снижая открытием дросселя давление в бурильных трубах до значения Рк (участок II) в соответствие с построенным графиком.

10. Продолжить циркуляцию бурового раствора с постоянным давлением Рк в бурильных трубах (участок III, IV) при постоянных значениях производительности насосов и плотности бурового раствора до полного удаления пачки газа из скважины и заполнения скважины утяжеленным раствором.

11. После того как из скважины начнет выходить утяжеленный буровой раствор, остановить насосы поддерживая дросселем давление в кольцевом пространстве постоянным и проверить наличие избыточного давления и перетока бурового раствора из скважины (Ри.кп = 0). Если перетока раствора нет, то открыть превентор и промыть скважину с полной подачей насосов и выравниванием плотности бурового раствора. При наличии давления процедуру глушения скважины повторить с вновь пересчитанной плотностью бурового раствора.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Источник