Российская нефть столкнулась с новыми проблемами: Бизнес: Экономика:

Разговаривая со своими знакомыми и друзьями на темы, связанные с добычей нефти, я обратил внимание, что люди очень мало знают о том, как добывается нефть. Если, разумеется, это не связано с их работой. Это мне кажется странным и не справедливым – ведь добыча нефти оказалась той самой соломинкой, или спасательным кругом, уцепившись за который Россия смогла удержаться на плаву в 90-тые и «нулевые», собраться с силами и начать своё возрождение. И хотя сейчас доля нефтегазовых доходов государства составляет всего лишь 35…38% (По данным на 2022 год:

РИА Новости

), то буквально лет десять назад это был основной источник дохода, а значит и единственная опора государства. Кто бы чего не говорил, а один этот факт уже говорит о том, что нефтяное дело достойно того, чтобы о нём знали граждане нашей страны. Хотя бы в общих чертах.

Я решил восполнить этот пробел, и написал «краткий» обзор о том, как устроен современный нефтепромысел. Постарался не перегружать техническими подробностями, а показать некие основные особенности этого дела – добычи нефти.

Кустовое бурение

Для того, чтобы пробурить скважину – необходимо подготовить территорию. И не только саму площадку для размещения бурового станка, но и подвести все необходимые коммуникации: дорогу, электричество, различные трубопроводы. Но если вы посмотрите на местность, характерную для месторождений Западной Сибири (рис. 1), то можете себе представить стоимость и трудоёмкость этих работ! Среди этих болот и озёр подготовить подходящую для скважины площадку с коммуникациями не просто и не дёшево.

Рис. 1. Буровая.

Для оптимизации этих затрат кто-то умный придумал технологию кустового бурения. Это такой способ строительства скважин, при котором с одной площадки разбуривается несколько скважин под разными углами к местной вертикали, и расходящимися по разным азимутам. Таким образом – комплекс этих скважин напоминает перевёрнутый куст, ветви которого «закопаны в землю».

Кустовым бурением называют такой способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке, а забои находятся в точках, соответствующих геологической сетке разработки нефтяного (газового) месторождения (рис. 2 и 3).

Сама площадка, на которой сгруппированы устья куста скважин – так и называется «Кустовая площадка», или сокращённо «Куст».
С одного куста скважины могут попадать как в разные нефтеносные пласты, так и в различные точки одного и того же пласта – зависит от геологических условий месторождения и проекта.

Необходимо сразу уточнить: нефтеносный пласт, как правило, представляет из себя слой пористого песчаника, который как губка пропитан нефтью. Песчаник при этом может быть достаточно твёрдый – хоть ножи точи.
А знаменитые ныне «сланцы» — это непроницаемые слоистые породы, типа глины, между слоями которого есть небольшие скопления нефти, типа как делают слоёный торт «Наполеон» промазанный кремом.

Рис. 2. Куст скважин – схема.

Рис. 3. Куст скважин – 3Dмодель проекта куста.

Наклонно-направленное бурение

Чтобы обеспечить такой профиль скважины, какой требуется для создания куста скважин – применяется технология наклонно-направленного бурения. Способов управления траекторией скважины при бурении достаточно много. В каждом способе используется свой специализированный буровой инструмент. Это тема большая, и достойная отдельного рассказа. А в этой статье просто укажу основные понятия, характеризующие скважину при наклонном бурении (рис. 4).

Рис. 4. Участки наклонно-направленной скважины.

Зенитный угол скважины – угол между продольной осью скважины и вертикалью.
Азимут скважины – угол между направлением на север и проекцией продольной оси скважины на плоскость горизонта. Говорить про азимут скважины имеет смысл только при ненулевых значениях зенитного угла.

Для определения этих углов ориентации скважин применяется специальная геофизическая аппаратура: инклинометры. Это сложные навигационные приборы. По физическим основам их работы можно их разделить на два типа: гироскопические и магнитно-гравитационные. Используются и те, и другие – в разных условиях.

Глубина скважины – проекция длины ствола скважины на вертикальную ось, проходящую через устье. На месторождениях Западной Сибири глубина скважин порядка 2000…2500м. При этом длина ствола скважины с учётом сложной траектории – достигает 3000…3500м.

Из истории:
До 90-тых годов было принято считать, что если зенитный угол меньше 2 градусов, то азимутом скважины можно пренебречь, а саму скважину считать вертикальной. Это было связано с низкой точностью инклинометров, использующихся в те времена, которые не позволяли достоверно определить азимут при зените меньше 2 градусов.
Однако при увеличении количества скважин, бурящихся с одной кустовой площадки, стали происходить аварийные схождения скважин – когда новая бурящаяся скважина попадает в ранее пробуренную. При этом обе скважины приходится либо закрывать на капитальный ремонт, либо перебуривать, либо глушить. А это существенные потери денег, времени, и разрушение пласта.
В дальнейшем, при развитии геофизической аппаратуры и с разработкой инклинометров нового поколения – удалось повысить точность определения азимутов на малых углах зенита, и теперь можно достоверно контролировать траекторию скважины прямо от нулевого зенита.

Буровой станок

О том как устроена и как работает буровая хорошо рассказано в блоге «Как это сделано». Здесь я отмечу лишь несколько фактов:
— буровая это сложный технический комплекс, по масштабам напоминающий небольшой завод (рис. 5);
— буровая установлена на рельсы, и переезжает по кусту по мере того, как пробурит одну скважину и приступает к бурению следующей (рис. 6);
— буровая разбирается и увозится с куста скважин после окончания бурения всех спроектированных скважин.

Рис. 5. Буровая – сложная штука, похожая на целый завод.

Рис. 6. Буровая стоит на рельсах (видны справа, на бетонном основании).

Конструкция нефтяной скважины

Схематично конструкция скважины показана на рисунке (рис. 7). Что тут важно отметить:
— ствол скважины имеет стальную обсадную трубу (обсадную или эксплуатационную колонну), которая и определяет собственно форму и размер скважины;
— наружное пространство вокруг обсадной колонны заливается бетоном, заполняя при этом все каверны, полости и трещины в породе, которые образовались во время бурения скважины;
— толщина слоя бетона может быть довольно большой: 1…2м в кавернах.

Рис. 7. Схема обсаженной скважины.

Как же через этот слой бетона и стальную трубу в скважину попадёт нефть из продуктивного пласта?
Для решения этой задачи применяется технологическая операция, которая называется «перфорация скважины» (рис. 8). Это делается при освоении вновь пробуренной скважины или во время ремонтов скважины в ходе её дальнейшей эксплуатации. Выполняют перфорацию скважин обычно геофизики, с помощью специального инструмента – перфоратора.

Рис. 8. Перфорация скважины.

Наибольшее распространение получили перфораторы кумулятивного действия (рис. 9) и пулевые. Кумулятивные, как следует из названия, пробивают обсадную трубу и наружный слой бетона за счёт образования кумулятивной струи при подрыве пиропатрона. Пулевой устроен примерно так же, но в нём ещё используются твердосплавные пули. В качестве «боевого» заряда обычно используется известное взрывчатое вещество – гексоген.

Рис. 9. Перфоратор.

Итак, у нас построено несколько скважин, выполнено освоение, перфорация, лишнее оборудование увезено, и остаётся готовый куст скважин (рис. 10 и 11).

Рис. 10. Работающий куст скважин – летом.

Рис. 11. Работающий куст скважин – зимой.

Нефтяные насосы

Теперь, когда у нас скважина построена, и посредством перфорации сопряжена с пластом – она наполняется нефтесодержащей жидкостью. Состав этой жидкости – отдельный разговор. Там и вода, и собственно нефть, и парафины, смолы, соли, кислоты, и чего только нет! Стальные трубы нефтесборного коллектора разъедает в два счёта! Поэтому приходится добавлять в нефтепроводы ингибиторы коррозии (для этого применяется БДР – блок дозирования реагента), или использовать трубы из коррозионно-устойчивых материалов.

К слову сказать, обводнённость нормально работающей скважины составляет порядка 60…80%. Это хороший показатель. Бывает, что доля нефти больше, а бывает меньше. Но даже при обводнённости 98% добыча не прекращается.

Нефть попадает в скважину под давлением, которое называется – пластовое давление. Если это давление достаточно высокое, и нефть самостоятельно может подняться до устья (то есть на высоту порядка 2000м), то такая скважина называется – фонтанная. В наше время это достаточно редкое явление. Как правило, пластового давления хватает, чтобы поднять нефтяную жидкость до некоторой высоты в скважине, которая называется – статический уровень.

Для того, чтобы поднять нефтяную жидкость со статического уровня на поверхность – используются специализированные нефтяные насосы. Их можно разделить на два типа:
ШГН – Штанговый Глубинный Насос (рис. 12).
ЭЦН – Электрический Центробежный Насос (рис. 13)
При этом подъём водно-нефтяной эмульсии (ВНЭ) от насоса на поверхность осуществляется по насосно-компрессорным трубам (НКТ), проходящим внутри скважины.

Рис. 12. Схема установки ШГН.

Установки ШГН отличаются сравнительно низкой производительностью. И ещё имеют ограничение по глубине расположения насоса, так как насос приводится в движение длинной металлической штангой. Насосы таких агрегатов устанавливают на глубине порядка 600…800м.

Из-за низкой производительности агрегаты ШГН применяют на малодебитных скважинах, с отдачей порядка 1…15 кубометров в сутки. Это скважины, которые уже на выдохшихся месторождениях, либо с повреждёнными пластами, либо неправильно пробуренные.

По последним тенденциям развития нефтепромысловой техники – агрегаты ШГН выводятся из эксплуатации, и скоро эти качалки – «символ нефтедобычи» — останутся лишь на мемориалах и в музеях. На смену ШГН-ам приходят погружные насосы ЭЦН, которые для случая малодебитных скважин работают не постоянно, а периодически (по программе). То есть имеется время накопления, когда ЭЦН отключен, и скважина набирает нефтесодержащую жидкость из пласта. И есть время работы, когда ЭЦН включен, и подаёт набравшуюся нефть на поверхность.

Рис.13. Схема установки ЭЦН.

Установки ЭЦН (УЭЦН), как следует из названия – целиком погружаются в скважину на ту глубину, где отбор нефтесодержащей жидкости будет оптимальным (по указаниям геологической службы). Глубина установки ЭЦН может быть и 2000м, и больше. Крепится ЭЦН непосредственно на насосно-компрессорную трубу (НКТ), по которой жидкость поднимается на поверхность. Кабель для подачи напряжения питания на двигатель насоса – крепится к НКТ хомутами. По этому же кабелю передаются сигналы с различных датчиков, расположенных на ЭЦН или дополнительном модуле – на термо-манометрической системе (ТМС). Кабель входит в скважину через специальный герметичный кабельный ввод (рис. 14). По наличию этого ввода можно определить, что в скважине установлен ЭЦН.

Рис. 14. Скважины с кабельными вводами для ЭЦН.

Для управления работой ЭЦН предназначены специализированные станции управления (СУ). Эти станции обычно выстроены стройными рядами на специальных подмостках (рис. 15). В шкафу станции находится силовая (высоковольтная, 380В) часть – тиристоры, реле, и так далее. А логикой работы управляет «башка» станции (рис. 16) – контроллер станции управления (КСУ УЭЦН).

В контроллере КСУ УЭЦН работает программное обеспечение, которое управляет логикой включения-отключения УЭЦН, проверяет соблюдение технологических режимов, осуществляет защиту от аварийных условий работы. И передаёт оперативные данные (замеры с датчиков и вычисляемые параметры) на верхний уровень системы АСУТП (но об этом позже).

Рис. 15. Площадка станций управления установками ЭЦН.

Рис. 16. Контроллер станции управления установкой ЭЦН.

На выходе станций управления получается трёхфазное напряжение 380В, что, конечно, тоже не слабо, но не достаточно для эффективной работы УЭЦН, учитывая, что есть ещё длинная линия передачи (кабель). Поэтому напряжение поступает на повышающий трансформатор (ТМПН), с выхода которого получается порядка 1000…1100В (рис. 17) и подаётся по эстакаде к скважине, и затем (через кабельный ввод) уже в саму скважину, на УЭЦН.

Рис. 17. Станции управления (слева) и трансформаторы ТМПН (справа).

Замеры дебита скважин

Для ведения первичной производственной отчётности, и для контроля над соблюдением технологических режимов работы необходимо вести учёт количества (дебит) и качества нефтесодержащей жидкости, поднимаемой из скважин. Для этого применяется так называемая Автоматизированная Групповая Замерная Установка – АГЗУ (рис.18).
АГЗУ называется «групповая» потому, что измерение дебита производится для группы скважин, подключенных к этой измерительной установке. В современных АГЗУ применяется кориолисовая массоизмерительная установка (рис. 19) основанная на использовании кориолисовой силы, возникающей при прохождении потока жидкости по петле (трубке чувствительного элемента).

Рис. 18. Общий вид АГЗУ.

Рис. 19. Массоизмерительная установка: кориолисовый массомер жидкости (М.Ж.), массомер газа (М.Г.), ёмкости газосепаратора АГЗУ.

Для того, чтобы подключать скважины к массоизмерительной установке по очереди – используется специальный технологический узел (рис. 20) – Переключатель Скважин Многоходовой (ПСМ). При подключении отвода скважины к измерительной линии – нефтесодержащая жидкость сначала поступает в ёмкости газосепаратора, чтобы растворённый в жидкости газ отделился и не вызывал погрешность измерения массы жидкости. Нефтяная жидкость из некоторых скважин похожа на газировку Кока-Колу, и попадая в атмосферное давление начинает пузыриться (вскипает). Отделённый в сепараторе газ может так же пройти через прибор учёта (расходомер или массомер газа). Этот показатель потом используется при определении газонасыщенности нефтесодержащей жидкости (газовый фактор).

Отводы скважин, которые не ставятся в данный момент времени на замер – подключаются к общему нефтесборному коллектору, и далее по кустовому нефтепроводу жидкость перекачивается в место сбора, например на Дожимную Насосную Станцию (ДНС).

Рис. 20. Схема АГЗУ с отводами и ПСМ в центре.

В установках АГЗУ может так же производиться измерение обводнённости нефтесодержащей жидкости, её плотности, температуры, плотности газа. И один из важнейших технологических показателей – давление в нефтесборном коллекторе, под действием которого нефтесодержащая жидкость передаётся по нефтепроводу на ДНС.

Показания массомеров и остальных датчиков АГЗУ отображаются на индикаторных устройствах контролера АГЗУ, и передаются на верхний уровень системы АСУТП (но об этом позже).

Система поддержания пластового давления

Технологии поддержания пластового давления (ППД) изменялись со временем. Когда-то для этой цели в пласт закачивали попутный газ (который добывается вместе с нефтью), и как бы «выдували» содержимое пластов этим газом. Технология такого типа называлась – газлифт. Сейчас эта технология признана неэффективной и вредной (разрушительной) для пластов. На современном нефтепромысле для поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пластов – в пласты через нагнетательные скважины закачивают воду под большим давлением – порядка 20Мпа на входе кустового водораспределительного блока (ВРБ). ВРБ ещё называют блок гребёнок (БГ), или блок распределения воды (БРВ) – на разных предприятиях по-разному, кто как привык. ВРБ бывает закрытого типа (рис. 21 – внутри блок-бокса) или открытого типа (рис. 22 – под открытым небом).

Водораспределительные блоки ВРБ (или блок гребенок БГ) предназначены для распределения по нагнетательным скважинам воды, учета ее количества, регистрации давления, регулирования процесса закачки.

В блоке ВРБ размещены входной напорный коллектор и выходные распределительные линии к нагнетательным скважинам. Вода на входной коллектор ВРБ поступает по трубопроводу высокого давления с Кустовой Насосной Станции (КНС).

Можно ещё отметить, что вода для закачки в пласт в систему ППД в основном берётся из той самой нефтесодержащей жидкости – после сепарации нефти. То есть отделённая и очищенная нефть идёт в коммерческий нефтепровод, а оставшаяся (подтоварная) вода – загоняется обратно в пласты. Но в случае нехватки воды из-за каких-либо потерь всегда можно добавить из водозаборных скважин (сеноманская вода – из отложений сеноманского яруса).

Рис. 21-а. Блок-бокс ВРБ — схема.

Рис. 21-б. Блок-бокс ВРБ – на реальной кустовой площадке.

Рис. 22. ВРБ открытого типа.

Рис. 23. Принцип поддержания пластового давления.

Контуры заводнения (рис. 24) на разных месторождениях делаются разные – в зависимости от геологических условий. Заводнение может быть законтурным, приконтурным, внутриконтурным, комбинированным… В общем это уже тонкости, выходящие за рамки этой статьи. Главная задача заводнения – обеспечить постоянное пластовое давление и приток воды, взамен отбираемой нефти. В некоторых случаях вода играет и роль носителя – как бы промывает пласт, смывая остатки нефти с пластовой породы.

Рис. 24. Контуры заводнения схемы ППД.

Примечание: скважины могут передаваться из фонда ППД в добывающий фонд и обратно. То есть одна и та же скважина может использоваться по разному назначению, в зависимости от состояния месторождения и задач.

Местная автоматизация куста скважин

На каждом современном кусте скважин есть так называемый Блок Местной Автоматики (БМА), в котором расположены средства автоматического управления некоторым кустовым оборудованием (контроллеры), контроллер сбора оперативных данных (информационный «хаб») силовой шкаф распределения питания, и средства связи с системами верхнего уровня (рис. 25).
Связь с верхним уровнем (сервером сбора первичной информации) Автоматизированной Системы Управления Технологическим Процессом (АСУТП) осуществляется по радиоканалу. Для этого используется радиомодем для кодирования сигнала, и радиостанция для передачи этого сигнала по запросу со стороны сервера сбора (рис. 26).

Рис. 25. Блок местной автоматики (БМА).

Рис. 26. Шкаф автоматизации, с расположенным в нём контроллером сбора, радиомодемом, радиостанцией.

Кроме всего описанного выше оборудования на кустовых площадках применяется ещё много вспомогательных средств. Например, Станции Электрообогрева Фонтанной Арматуры (СТЭФА), которые прогревают устьевой участок скважин и трубопроводную арматуру в зимний период. На некоторых скважинах могут применяться специальные автоматические Механизмы Депарафинизации Скважин (рис. 27 – МДС или «Лебёдка Сулейманова») – это лебёдка, периодически таскающая по трубе НКТ специальное очищающее устройство (скребок).

В обязательном порядке на кустовой площадке имеется подземная дренажная ёмкость (ДЕ), оснащённая датчиком предельного уровня (ДПУ) – для сбора нефтесодержащей жидкости, которая может быть пролита, например, при техническом обслуживании АГЗУ, промывке трубопроводной арматуры, или при каких-то иных обстоятельствах (рис. 28).
Всем этим управляют в автоматическом режиме специализированные контролеры, которые так же расположены в блок-боксе БМА.
Все расположенные на кусте скважин контроллеры, массомеры, расходомеры, станции управления, прочие датчики и вычислительные устройства – через общий контроллер сбора передают по радиоканалу свои данные на верхний уровень (в систему АСУТП).

Рис. 27. Лебёдка Сулейманова – механизм депарафинизации скважины (МДС).

Рис. 28. Дренажная ёмкость с датчиком предельного уровня.

Рис. 29. Технологическая площадка средств автоматизации куста.

Нефтепромысловая АСУТП

Для оперативного контроля над технологическими процессами, за соблюдением заданных режимов работы оборудования и дистанционного автоматизированного управления – существует специальный класс информационных систем, которые называются: Автоматизированные Системы Управления Технологическими Процессами (АСУТП).

Системы АСУТП на современном нефтепромысле – это сложный программно-аппаратный комплекс. Архитектура, состав и интерфейсная часть такой системы весьма разнообразны – это дорогой коммерческий продукт специализированных предприятий, либо запатентованное средство, разработанное самой нефтедобывающей компанией для своих нужд.

Нижний (или «местный») уровень автоматизации куста схематично представлен на Рисунке 30. На данном уровне осуществляется сбор показаний датчиков, первичная обработка некоторых (не всех) данных, местное управление по командам технологических алгоритмов, алгоритмов противоаварийных защит и блокировок, передача дистанционных команд управления с верхнего уровня (от операторов).

Рис. 30. Схема автоматизации куста скважин.

Обозначения на схеме:
АГЗУ – автоматизированная групповая замерная установка.
БДР – блок дозирования реагента.
БМА – блок местной автоматизации.
ВНЭ – водно-нефтяная эмульсия.
ВРБ – водораспределительный блок.
ДНС – дожимная насосная станция.
ДПУ – датчик предельного уровня.
КНС – кустовая насосная станция.
МДС – механизм депарафинизации скважины.
ППД – поддержание пластового давления.
СУЛС – станция управления лебёдкой Сулейманова.
СУ УЭЦН – станция управления установкой электроцентробежного насоса.
ТМС – термо-манометрическая система.

Данные с кустовой (местной) АСУТП поступают на сервер сбора первичной информации (рис. 31), расположенный на уровне Цеха Добычи Нефти и Газа (ЦДНГ). На этот сервер по радиоканалу собираются данные со всех кустов, которые обслуживаются цехом (ЦДНГ). Обычно у каждого цеха – свой сервер сбора, но есть случаи, когда из-за объёма или географии разрабатываемых месторождений – к цеху относятся несколько серверов сбора. В этом случае каждый сервер, например, собирает данные с кустов какого-то одного месторождения или участка.

Рис. 31. Примерная схема средств связи со стороны сервера.

На сервере сбора данные с кустовых площадок обрабатываются – приводятся к виду, удобному для производственных нужд и аналитики, производится множество различных вычислений и преобразований, и всё это записывается в базу данных – для хранения, анализа с учётом истории изменения данных (трендов, тенденций, и т.д.).

Поскольку сервер сбора работает по сути с технологическим оборудованием, через сервер подаются команды дистанционного управления, а так же собирается первичная информация – то само собой разумеется, что на нём работает операционная система реального времени (что-нибудь UNIX-подобное) и специализированное программное обеспечение, которое в реальном времени опрашивает кустовые контроллеры сбора, а принимаемые данные обрабатывает и распихивает в базу данных, например российскую Линтер, которая умеет очень быстро выполнять вставку данных (что очень важно для систем реального времени).

Но на цеховом (технологическом) уровне автоматизация не заканчивается. Для дальнейшего производственного анализа и централизованной обработки данных со всех разрабатываемых предприятием месторождений – данные с цеховых серверов сбора первичной информации собираются (рис. 32) на единый сервер Центральной Инженерно-Технологической Службы (ЦИТС) предприятия.

Рис. 32. Схема сбора данных с нефтепромысла.

На сервере ЦИТС агрегированные данные со всех нефтепромысловых объектов (не только кустовых площадок) – доступны для всех работников предприятия, участвующих в процессе нефтедобычи (согласно выданным полномочиям и должностным инструкциям). На сервере ЦИТС работает специализированное программное обеспечение, которое осуществляет долговременное хранение полученных данных, а так же обеспечивает получение специалистами отчётных форм в виде таблиц, графиков, оперативных панелей (мнемосхем).

Данные с сервера ЦИТС так же выводятся на видеостену диспетчеров ЦИТС, осуществляющих оперативно-диспетчерское управление. Это позволяет централизованно контролировать в реальном времени весь процесс добычи и все смежные процессы, происходящие на объектах предприятия.

Получение нефти

Нефтесодержащая жидкость со скважин кустовых площадок подаётся по кустовым нефтепроводам на специальные сборные пункты, которые называются УППН (установка по подготовке и перекачке нефти) или ДНС (дожимная насосная станция). На этих производственных участках происходит предварительная очистка нефти (сепарация) – от воды и газа. На некоторых ДНС так же устанавливаются и другое оборудование, например, обессоливающие установки.
Для сепарации используются так называемые установки Хиттер-Триттер (рис. 33), в которых нефтесодержащая жидкость нагревается до высокой температуры и проходит через специальные приспособления, способствующие разделению на фракции (воду, газ, нефть). Для нагрева используется газ, получаемый при сепарации.

Рис. 33. Установки Хиттер-Триттер.

Далее, нефть, выделенная на ДНС (или на УППН) поступает в цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН) или цех комплексной подготовки и перекачки нефти (ЦКППН). В этих цехах нефть проходит окончательную обработку – очистку от всех оставшихся примесей (солей, кислот, парафинов и т.д.), и доводится до коммерческого качества. Далее эта полностью подготовленная нефть подаётся на пункты сдачи-приёма нефти (ПСП), где происходит передача продукта от добывающей компании – транспортирующей. Например, в магистральные нефтепроводы Публичного акционерного общества «Транснефть».

А дальше – это уже совсем другая история.

Использованные материалы:
1. Все фотографии найдены в открытых источниках в интернете.
2. Использованы материалы студенческих копилок знаний (курсачи, рефераты, доклады и так далее), в том числе вот эти:
Мегаобучалка
Студбукс
Студопедия
3. Использованы так же пояснения с сайтов производителей оборудования, которые я не указываю, чтобы не сочли за навязчивую рекламу.

Специально для e-news: Mangusto