Устройство для эксплуатации пласта с зонами различной проницаемости



Владельцы патента RU 2630516:

Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости. Устройство для эксплуатации пласта с зонами различной проницаемости включает горизонтальный участок добывающей скважины, оборудованный фильтром. Фильтр выполнен в виде трубы, установленной снаружи коаксиально вскрытой обсадной трубы с зазором, который разбит поперечными перемычками на секции. Зазоры в некоторых секциях снабжены водонабухающим материалом. Водонабухающий материал выполнен в виде манжеты, установленной над вскрытием обсадной трубы и герметично перекрывающей изнутри фильтр в соответствующей секции. Секции изготовлены чередующимися с сообщенными с ними секциями без водонабухающей манжеты. Водонабухающая манжета выполнена с возможностью перекрытия вскрытия обсадной трубы при обводнении добываемой продукции выше технологически определенной нормы. Обсадная труба изнутри вскрытия снабжена клапаном, пропускающим внутрь. Конструкция устройства для эксплуатации пласта с зонами различной проницаемости позволяет надежно перекрывать зону при обводнении добываемой продукции выше технологически определенной нормы, также исключить воздействие обводненной продукции из нижерасположенных зон на набухающие манжеты зон, расположенных выше, и их преждевременное перекрытие. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости, в том числе с помощью боковых и боковых горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн.

Известно устройство для эксплуатации пласта с зонами различной проницаемости (патент ПМ RU №94628, МПК Е21В 43/33, Е21В 43/12, Е21В 43/14, опубл. Бюл. №15 от 27.05.2010), включающее обсадную колонну с пакерами и клапанами, размещенными между пакерами и имеющими возможность управления с устья, каждый из которых выполнен в виде корпуса с проходными отверстиями и подвижной в осевом направлении втулкой, выполненной с возможностью открытия и закрытия отверстий в крайних положениях и оснащенной сужением, при этом оно имеет пластыри для изоляции зон с низкой проницаемостью, пакеры предусмотрены для установки в пределах пластырей, а снаружи клапанов размещены фильтры, при этом для перемещения втулки вниз технологическая колонна оснащена толкателем, поджатым вниз пружиной, усилие которой превосходит усилие сдвига втулки, патрубка с кольцевым выступом, наружный диаметр которого больше проходного диаметра соответствующего ему сужения втулки, но меньше аналогичных проходных диаметров сужений втулок, дальше расположенных от забоя скважины, а для перемещения втулки вверх технологическая колонна оснащена захватом, выполненным в виде корпуса с поджатыми наружу пружинами шариками, диаметр описанной окружности вокруг которых больше проходного диаметра соответствующего ему сужения втулки, но меньше аналогичных проходных диаметров сужений втулок, дальше расположенных от забоя скважины, а усилие пружин достаточно для сдвига соответствующей втулки шариками.

Недостатком данного устройства является то, что в случае обводнения той или иной зоны необходимо сначала спустить оборудование для определения зоны водопритока, а уже второй спуско-подъемной операцией закрыть определенную зону перемещением соответствующей втулки. Это трудоемкая операция, требующая значительных временных затрат. Кроме того, в процессе эксплуатации перемещение втулки может быть затруднено, вследствие появления очагов коррозии, запарафинивания и т.д.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство (патент RU №2410534, МПК Е21В 43/24, Е21В 43/08, опубл. Бюл. №03 от 27.01.2011), включающее двухустьевые верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, при этом горизонтальный участок добывающей скважины оборудован фильтром, выполненным в виде трубы, установленной внутри вскрытого участка обсадной трубы с зазором, который разбит на секции герметичными кольцевыми вставками, причем зазоры в секциях заполнены водонабухающими гранулами.

Недостатком устройства является то, что оно позволяет пропускать добываемую продукцию как внутрь устройства, так и наружу. И если из одной из нижерасположенных зон будет поступать вода в верхние зоны, то может произойти набухание гранул и перекроются полностью все зоны, включая и те, которые еще не обводнились.

Технической задачей предлагаемого устройства для эксплуатации пласта с зонами различной проницаемости является создание надежной конструкции, позволяющей надежно перекрывать зону при обводнении добываемой продукции выше технологически определенной нормы, а также исключить воздействие обводненной продукции из ниже расположенных зон на набухающие манжеты зон, расположенных выше, и их преждевременное перекрытие.

Техническая задача решается устройством для эксплуатации пласта с зонами различной проницаемости, включающим горизонтальный участок добывающей скважины, оборудованный фильтром, выполненным в виде трубы, установленной коаксиально вскрытой обсадной трубы с зазором, который разбит поперечными перемычками на секции, причем зазоры в некоторых секциях снабжены водонабухающим материалом.

Новым является то, что фильтр установлен снаружи обсадной трубы, водонабухающий материал выполнен в виде манжеты, установленной над вскрытием обсадной трубы и герметично перекрывающей изнутри фильтр в соответствующей секции, которые изготовлены чередующимися с сообщенными с ними секциями без водонабухающей манжеты, выполненной с возможностью перекрытия вскрытия обсадной трубы при обводнении добываемой продукции выше технологически определенной нормы, при этом обсадная труба изнутри вскрытия снабжена клапаном, пропускающим внутрь.

На фиг. 1 изображено устройство с осевым разрезом.

На фиг. 2 изображено сечение А-А.

Устройство для эксплуатации пласта с зонами различной проницаемости включает горизонтальный участок добывающей скважины (на фиг. не показана), оборудованный фильтром 1 (см. фиг. 1), выполненным в виде трубы, установленной коаксиально вскрытой обсадной трубы 2 с зазором 3, который разбит поперечными перемычками 4 на секции 5 и 6, причем зазоры 3 в некоторых секциях снабжены водонабухающим материалом 7. Фильтр 1 установлен снаружи обсадной трубы 2, а водонабухающий материал 7 выполнен в виде манжеты, установленной над вскрытием 8 обсадной трубы 2 и герметично перекрывающей изнутри фильтр 1 в соответствующей секции 6, которые изготовлены чередующимися с сообщенными с ними секциями 5 без водонабухающей манжеты 7 через каналы 9 (фиг. 2), выполненные в виде проточки 9 в трубе 2 (фиг. 1) или отверстий в перемычке 4 (на фиг. 1 и 2 не показаны). Манжета 7 выполнена с возможностью перекрытия вскрытия 8 обсадной трубы 2 при обводнении добываемой продукции выше технологически определенной нормы. Кроме того, обсадная труба 2 изнутри вскрытия снабжена клапаном 10, пропускающим добываемую продукцию только внутрь. Клапан 10 может быть выполнен в виде эластичного рукава для труб 2 малого диаметра (до 168 мм включительно) или подпружиненного шарика, прижимающегося к седлу клапана 10 (на фиг. 1 не показаны), для труб 2 большого диаметра (свыше 168 мм).

Устройство работает следующим образом.

После бурения скважины (на фиг. не показана) производят цементирование обсадной колонны выше продуктивного пласта (на фиг. не показан). Вскрытие пласта производят углублением ствола скважины. После чего производят геофизические исследования пласта для выявления зон с низкой проницаемостью. Изоляцию зон с низкой проницаемостью производят установкой, например, пластырей необходимой длины (от 10 до 50 м - на фиг. не показаны), герметично устанавливаемых напротив этих зон. Осуществляют спуск колонны труб с пакерами, изолирующими соответственно зоны с низкой проницаемостью, и фильтрами 1 (см. фиг. 1), размещенными между пакерами (на фиг. не показаны), устанавливаемыми в пределах пластырей, изолирующих зоны с низкой проницаемостью.

Фильтры 1 устанавливают напротив зон с высокой проницаемостью.

В процессе эксплуатации скважины добываемая продукция, проходя через фильтр 1 секции 5, отделенной перемычкой 4, поступает в зазоры 3 обсадной трубы 2, а далее, проходя по ним через каналы 9, попадает через вскрытия 8 обсадной трубы 2 в ее внутреннюю полость. Клапан 10 при ходе штанги насоса вверх открывается, пропуская добываемую продукцию, а при обратном ходе захлопывается, исключая попадание жидкости из трубы 2 в манжету 7. Водонабухающая манжета 7, установленная в секции 6, находится в состоянии покоя до тех пор, пока добываемая продукция не обводнится до технологически определенной нормы (определяется эмпирически, исходя из рентабельности добываемой продукции). В зависимости от параметров обводнения продукции выбирают материал манжеты 7 по данным производителя. Как только количество воды, поступающей через фильтр 1 секции 6, превысит норму, манжета 7 начинает набухать и через некоторое время плотно перекрывает вскрытия 8 обсадной трубы 2. Таким образом обводненный участок отсекается, а насос продолжает извлекать добываемую продукцию из еще не обводненных зон. Точно так же по мере обводнения других зон происходит их перекрытие.

Если в обсадную трубу 2 попадает обводненная добываемая продукция из нижерасположенных зон, то она не может воздействовать на другие водонабухающие манжеты, так как они отделены от внутреннего пространства трубы 2 клапаном 10, который открывается только при поступлении добываемой продукции из затрубного пространства.

Предлагаемая конструкция устройства для эксплуатации пласта с зонами различной проницаемости позволяет надежно перекрывать зону при обводнении добываемой продукции выше технологически определенной нормы, а также исключить воздействие обводненной продукции из нижерасположенных зон на набухающие манжеты зон, расположенных выше, и их преждевременное перекрытие.

Устройство для эксплуатации пласта с зонами различной проницаемости, включающее горизонтальный участок добывающей скважины, оборудованный фильтром, выполненным в виде трубы, установленной коаксиально вскрытой обсадной трубы с зазором, который разбит поперечными перемычками на секции, причем зазоры в некоторых секциях снабжены водонабухающим материалом, отличающееся тем, что фильтр установлен снаружи обсадной трубы, водонабухающий материал выполнен в виде манжеты, установленной над вскрытием обсадной трубы и герметично перекрывающей изнутри фильтр в соответствующей секции, которые изготовлены чередующимися с сообщенными с ними секциями без водонабухающей манжеты, выполненной с возможностью перекрытия вскрытия обсадной трубы при обводнении добываемой продукции выше технологически определенной нормы, при этом обсадная труба изнутри вскрытия снабжена клапаном, пропускающим внутрь.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к области бурения многозабойных скважин, в частности к устройствам для создания механического соединения обсадных колонн основного и дополнительного стволов с сохранением проходного диаметра основного ствола скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для испытания и освоения глубоких скважин с близкорасположенными продуктивными пластами, а также в многопластовом разрезе, преимущественно на ачимовские или юрские отложения.

Изобретение относится к устройствам для магнитной обработки скважинной жидкости в призабойной зоне пласта. Технический результат заключается в предотвращении асфальтеносмолопарафиновых отложений и снижении коррозионной активности флюида в скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разобщения водоносных и нефтеносных интервалов ствола горизонтальной скважины. При реализации способа проводят спуск с промывкой в пробуренную необсаженную эксплуатационной колонной горизонтальную часть ствола скважины по меньшей мере одного скважинного фильтра в составе хвостовика, оборудованного срезаемыми заглушками.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для установки нижней обсадной трубы в стволе скважины. Отсоединяющий инструмент (1), имеющий осевую протяженность вдоль осевой линии (2), содержит генератор (4) осевого усилия, содержащий первую часть (5) и вторую часть (6) и обеспечивающий осевое перемещение второй части относительно первой части вдоль осевой протяженности, кабель (3), питающий генератор осевого усилия, и элемент (7), содержащий ведущую часть (8) и хвостовую часть (9).

Группа изобретений относится к заканчиванию скважины. Технический результат – повышение эффективности заканчивания за счет его упрощения и сокращения сроков.

Изобретение относится к элементам конструкции и способу для конструирования узла обсадного хвостовика для подземной газификации угля (ПГУ). В частности, раскрывается сегмент обсадного хвостовика с целью применения в конструкции узла обсадного хвостовика для ПГУ для транспортировки получаемого газа в эксплуатационную скважину.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к заканчиванию скважин бурением, а именно к устройствам для спуска фильтра в горизонтальную скважину.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к устройствам расширения, помещаемым в обсадную колонну или в трубчатую конструкцию скважины для расширения кольцевой перегородки внутри скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче газа при эксплуатации морских и шельфовых месторождений, включая и арктическую зону.

Изобретение относится к строительству глубоких нефтяных и газовых скважин и, в частности, к способам вскрытия высоконапорных продуктивных пластов и крепления интервалов вскрытия обсадной колонной. Технический результат – повышение эффективности строительства скважин и обеспечение безаварийной добычи нефти и газа. По способу осуществляют бурение и крепление ствола скважины обсадной колонной до кровли высоконапорного пласта, вскрытие бурением высоконапорных пластов с использованием мер противофонтанного выброса. После вскрытия высоконапорных пластов производят подбуривание зумпфа. Осуществляют закачку в призабойную зону пласта буферной жидкости на основе охлажденного рассола. Используют охлажденный частично раскристаллизованный рассол из амбара, полученный ранее при бурении по высоконапорному пласту. Закачивают цементный раствор на основе магнезиально-фосфатного тампонажного раствора в заданном объеме. Его закачивают в зону проявления под давлением, обеспечивающим 5% запас над давлением высоконапорного пласта. После закачки скважину оставляют на этом противодавлении. При необходимости операцию повторяют. После снижения интенсивности проявления до значений 5-10 м3/час продолжают бурение на переливе с этим дебитом с одновременной закачкой получаемого объема притока рассола в заранее сформированную зону поглощения. При достижении забоем проектных отметок кровли продуктивного целевого пласта с нефтяным или газовым насыщением осуществляют спуск дополнительной обсадной колонны с прочностными характеристиками на смятие, превышающими пластовое давление в интервале проявления крепких рассолов. Производят цементирование упомянутой колонны тяжелым цементным раствором и магнезиально-фосфатным тампонажным раствором из расчета превышения гидростатического давления цементного раствора над давлением в проявляющем пласте. Опрессовку обсадной колонны производят не ранее, чем через 3 суток после цементирования. Далее продолжают бурение по целевому нефтяному или газовому пласту. 1 пр., 3 ил.

Группа изобретений относится к области бурения дополнительных стволов из ранее пробуренных и обсаженных скважин, в частности, к устройствам для создания соединения обсадных колонн первичного и дополнительного стволов с сохранением проходного диаметра первичного ствола скважины. Способ включает вскрытие окна в обсадной колонне первичного ствола скважины и бурение нового дополнительного ствола до проектной глубины с использованием извлекаемого клина-отклонителя, спуск хвостовика с обсадными трубами на устье дополнительного ствола скважины с последующей герметизацией дополнительного ствола скважины, разбуривание верхней части хвостовика. Клин-отклонитель с якорем извлекают до спуска хвостовика, который оснащают в районе окна продольно-гофрированной подвеской или изготавливают в виде продольно-профильной трубы. На поверхности продольно-профильной трубы перед профилированием выполняют поперечные кольцевые проточки, а на поверхности закрепляют продольные ребра жесткости. Хвостовик размещают в дополнительном стволе при помощи прикрепленного снизу направляющего башмака. Выправление гофрированных участков хвостовика осуществляют избыточным давлением с фиксацией развальцовыванием в дополнительном стволе. Разбуривание верхней части хвостовика осуществляют в три этапа, на первом производят вырезание направляющего окна в хвостовике для создания сообщения с основным стволом, на втором - развальцовку верхней части хвостовика до прижатия его к стенкам первичного ствола выше окна, на третьем - удаление верхней части хвостовика, находящейся в первичном стволе. Устройство для разбуривания верхней части хвостовика для реализации способа включает инструмент с режущими элементами, спускаемый на колонне труб и выполненный с возможностью вращения при разбуривании. Снизу устройства размещен сверлящий инструмент. Между сверлящим и режущим инструментами установлен вальцующий инструмент с вращающимися выдвижными роликами, которые смещены по диаметру относительно режущих элементов. Расстояние между сверлящим и вальцующим инструментами не менее длины окна в продольном направлении первичного ствола. Режущие элементы режущего инструмента выполнены раздвижными. Обеспечивается надежное механическое соединение между обсадными колоннами стволов многозабойной скважины, сохранение проходного сечения первичного ствола скважины, снижение временных, трудовых и материальных затрат на строительство дополнительного ствола из ранее пробуренных и обсаженных скважин. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 10 ил.

Группа изобретений относится к инструментам для бурения и заканчивания скважин. Инструмент содержит расширяющий модуль и приводной модуль для приведения в движение расширяющего модуля и выполнения расширения. Приводной модуль содержит центральную трубу, промежуточную трубу и наружную трубу, последовательно расположенные в направлении от центра к периферии модуля. Нижний по потоку концевой участок центральной трубы связан с бурильной трубой и может быть закрыт. Центральная труба имеет отверстие для прохождения жидкости. Промежуточная труба, неподвижно соединенная с бурильной колонной, содержит группу верхних по потоку и нижних по потоку отрезков, неподвижно соединенных друг с другом посредством первого соединительного элемента. Нижний по потоку отрезок промежуточной трубы имеет канал для впуска жидкости. Промежуточная труба соединена с возможностью скольжения с центральной трубой посредством ограничителя. Наружная труба, соединенная с промежуточной трубой посредством четвертого срезного штифта, содержит группу верхних по потоку и нижних по потоку отрезков, неподвижно соединенных друг с другом посредством второго соединительного элемента. Первый и второй соединительные элементы расположены по потоку соответственно выше и ниже упомянутого канала для впуска жидкости и входят в контакт с возможностью скольжения и с образованием уплотнения соответственно с наружной трубой и с промежуточной трубой, так что первый соединительный элемент, второй соединительный элемент, нижний по потоку отрезок промежуточной трубы и верхний по потоку отрезок наружной трубы совместно образуют гидравлическую камеру. Модуль содержит несколько лепестков расширяющего конуса, установленных подвижным образом на нижнем по потоку концевом участке нижнего по потоку отрезка наружной трубы, и конусную опору, установленную неподвижно и ниже по потоку, чем лепестки расширяющего конуса. Обеспечивается постоянный диаметр скважины и внутренний диаметр обсадной колонны, что обеспечивает бурение боле глубоких скважин. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 15 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для забуривания и крепления дополнительных стволов из ранее пробуренных обсаженных скважин. Способ строительства дополнительного ствола многоствольной скважины включает предварительное расширение внутреннего диаметра обсадной колонны первичного ствола скважины в зоне расположения окна и выше, спуск и установку извлекаемого клина-отклонителя, вскрытие окна и бурение нового дополнительного ствола до проектной глубины, извлечение клина-отклонителя и спуск хвостовика, оснащенного продольно-гофрированной подвеской или изготовленного из продольно-профильной трубы с увеличенным периметром в зоне расширения внутреннего диаметра первичной обсадной колонны. Хвостовик направляют и размещают в дополнительном стволе при помощи прикрепленного снизу направляющего башмака, выправление гофрированных участков хвостовика осуществляют избыточным давлением с фиксацией развальцовыванием в дополнительном стволе. Обработку верхней части хвостовика осуществляют в два этапа, на первом из которых производят вырезание направляющего окна в хвостовике для создания сообщения с первичным стволом, на втором - развальцовку верхней части хвостовика до прижатия его к расширению заподлицо к стенкам первичного ствола. Устройство для обработки верхней части хвостовика включает режущий инструмент, спускаемый на колонне труб и выполненный с возможностью вращения, размещенный снизу для вырезания окна для сообщения с первичным стволом. Выше режущего инструмента установлен вальцующий инструмент с вальцующими вращающимися выдвижными роликами. Расстояние между режущим и вальцующим инструментами не менее длины окна в продольном направлении первичного ствола скважины. Обеспечивается упрощение строительства многоствольной скважины из ранее пробуренных и обсаженных скважин и, как следствие, снижение временных, трудовых и материальных затрат. 2 н.п. ф-лы, 10 ил.

Описывается узел и способ заканчивания боковых стволов скважин. Данная компоновка заканчивания скважины содержит установку сопряжения с главной и боковой секциями, а также боковую колонну заканчивания и фиксирующее устройство, присоединенные к концу боковой секции, расположенной со стороны ниже по стволу скважины, и концу установки сопряжения, расположенной со стороны выше по стволу скважины, соответственно. Рабочая колонна, размещенная внутри боковой секции, фиксирующего устройства и боковой колонны заканчивания, содержит установочное устройство, которое разъемно присоединяется к фиксирующему устройству и узлу инструмента заканчивания, размещенному внутри боковой колонны заканчивания. Компоновка заканчивания скважины спускается внутрь ствола скважины посредством рабочей колонны. После закрепления фиксирующего устройства рабочая колонна перемещает узел инструмента заканчивания скважины внутри боковой колонны заканчивания, например, для гравийной набивки, гидроразрыва, гидроразрыва, совмещённого с установкой гравийного фильтра, кислотной обработки, цементирования, перфорационных работ и наполнения пакеров. После заканчивания ствола скважины узел инструмента заканчивания скважины удаляется через боковую секцию установки сопряжения. Технический результат заключается в повышении эффективности заканчивания скважины. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 9 ил.

Описывается узел и способ заканчивания боковых стволов скважин. Данная компоновка заканчивания скважины содержит установку сопряжения с главной и боковой секциями, а также боковую колонну заканчивания и фиксирующее устройство, присоединенные к концу боковой секции, расположенной со стороны ниже по стволу скважины, и концу установки сопряжения, расположенной со стороны выше по стволу скважины, соответственно. Рабочая колонна, размещенная внутри боковой секции, фиксирующего устройства и боковой колонны заканчивания, содержит установочное устройство, которое разъемно присоединяется к фиксирующему устройству и узлу инструмента заканчивания, размещенному внутри боковой колонны заканчивания. Компоновка заканчивания скважины спускается внутрь ствола скважины посредством рабочей колонны. После закрепления фиксирующего устройства рабочая колонна перемещает узел инструмента заканчивания скважины внутри боковой колонны заканчивания, например, для гравийной набивки, гидроразрыва, гидроразрыва, совмещённого с установкой гравийного фильтра, кислотной обработки, цементирования, перфорационных работ и наполнения пакеров. После заканчивания ствола скважины узел инструмента заканчивания скважины удаляется через боковую секцию установки сопряжения. Технический результат заключается в повышении эффективности заканчивания скважины. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин для увеличения коэффициента извлечения нефти или коэффициента извлечения газа. Способ включает предварительное определение физических и реологических параметров флюида в пластовых условиях с учетом его состава, размещение в стволе скважины в интервале продуктивного пласта перфорированного хвостовика. Передача физических и реологических параметров флюида осуществляется в режиме "online", расчет перфорации хвостовика производится в режиме реального времени по разработанной математической программе. При этом выполняются следующие условия - хвостовик предварительно условно разбивается на отдельные участки, длина которых определяется в соответствии с параметрами зон проницаемости пласта, объем нефти, поступающей внутрь хвостовика на каждом участке одинаков, тем самым обеспечивается равномерное распределение всасывания нефти по всей длине хвостовика, затем определяется площадь перфорации каждого участка хвостовика и соответственно количество сквозных перфорированных отверстий, изготавливается хвостовик, состоящий из участков с различной плотностью перфорации, на которых закрепляются фильтрующие элементы, выполненные в виде цилиндрической спирали из высокоточного профиля V-образной формы, создающие жесткий экран с кольцевыми щелями размером от 50 до 1000 мкм и с допуском на ширину щели до 15 мкм. Затем хвостовик в сборе с фильтрующими элементами устанавливается в стволе скважины в интервале продуктивного пласта. Повышается эффективность добычи нефти, повышается технологический процесс и снижается его трудоемкость. 5 з.п. ф-лы, 8 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-06-15 2017-09-22T10:21:49
Наверх