Кернодержатель

Изобретение относится к устройствам для исследования физических свойств образцов керна горных пород в лабораторных условиях и может найти применение в геологии, горной и нефтегазодобывающей промышленности. Кернодержатель содержит вертикально установленную металлическую трубу с помещенным в ней образцом керна, верхний и нижний плунжеры, расположенные по торцам трубы с механизмами уплотнения и поджатая к образцу керна, при этом в верхнем плунжере выполнен сквозной осевой канал для подачи газообразного рабочего агента, а в нижнем плунжере выполнен сквозной осевой канал для подвода или отвода жидкого или газообразного рабочего агента, кроме того, верхняя часть трубы снабжена по крайней мере тремя нагнетательными штуцерами для подачи экранирующей жидкости, горизонтальные оси которых лежат в плоскости, параллельной торцам трубы, а углы между осями соседних нагнетательных штуцеров равны между собой, средняя часть трубы снабжена по крайней мере тремя штуцерами для отбора экранирующей жидкости или рабочего агента, горизонтальные оси которых лежат в плоскости, параллельной торцам трубы, а углы между осями соседних штуцеров для отбора экранирующей жидкости или рабочего агента равны между собой, нижняя часть трубы снабжена одним дополнительным горизонтальным штуцером, предназначенным для отвода или подвода жидкого или газообразного рабочего агента, при этом на всех линиях подачи и отвода как рабочего агента, так и экранирующей жидкости установлены запорные вентили. Технический результат - расширение функциональных возможностей кернодержателя, обеспечение возможности моделирования одновременно газонасыщенной и нефтенасыщенной частей пласта. 6 ил.

 

Изобретение относится к устройствам для исследования физических свойств образцов керна горных пород в лабораторных условиях и может найти применение в геологии, горной и нефтегазодобывающей промышленности.

Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является кернодержатель (см. патент RU 111664 G01N 15/08, опубл. 20.12.2011), содержащий корпус с размещенной в нем с образованием герметичной камеры гидрообжима резиновой манжеты, выполненной с возможностью установки в ней, по меньшей мере, одного образца керна, плунжеры, заведенные в манжету с ее противоположных торцев, уплотнительные втулки и механизмы поджатия уплотнительных втулок и плунжеров, систему подачи и отвода рабочего агента, включающую сквозные осевые каналы в каждом плунжере с выходами на торцы плунжеров, и систему гидрообжима, включающую камеру гидрообжима и штуцер в корпусе, при этом в плунжере системы подачи рабочего агента выполнен дополнительный сквозной канал с выходом на торец плунжера, на входах осевого и дополнительного каналов указанного плунжера установлены вентили.

Недостатком упомянутого выше кернодержателя является то, что его конструкция не позволяет определять фильтрационные свойства образца керна при наличии разделительного экрана между газонасыщенной и нефтенасыщенной частью модели пласта, так как его конструкция не обеспечивает возможности создание такого разделительного экрана.

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является разработка универсальной конструкции кернодержателя с возможностью проведения эффективных исследований образцов керна горных пород с использованием различных фильтрационных установок.

Технический результат, на достижение которого направлено заявленное изобретение, заключается в расширении функциональных возможностей кернодержателя, заключающихся в том, что его конструкция обеспечивает возможность моделирования одновременно газонасыщенной и нефтенасыщенной частей пласта и возможность одновременного проведения исследований и для нефтенасыщенных пластов и газонасыщенных пластов, за счет создания в конструкции кернодержателя гидродинамического экрана, отделяющего нефтенасыщенную от газонасыщенной зоны модели пласта.

Технический результат достигается за счет того, что в предлагаемом кернодержателе, содержащем вертикально установленную металлическую трубу с помещенным в ней образцом керна, верхний и нижний плунжеры, расположенные по торцам трубы с механизмами уплотнения и поджатия к образцу керна, при этом в верхнем плунжере выполнен сквозной осевой канал для подачи газообразного рабочего агента, а в нижнем плунжере выполнен сквозной осевой канал для подвода или отвода жидкого или газообразного рабочего агента, кроме того верхняя часть трубы снабжена, по крайней мере, тремя нагнетательными штуцерами для подачи экранирующей жидкости, горизонтальные оси которых лежат в плоскости, параллельной торцам трубы, а углы между осями соседних нагнетательных штуцеров равны между собой, средняя часть трубы снабжена, по крайней мере, тремя штуцерами для отбора экранирующей жидкости или рабочего агента, горизонтальные оси которых лежат в плоскости, параллельной торцам трубы, а углы между осями соседних штуцеров для отбора экранирующей жидкости или рабочего агента равны между собой, нижняя часть трубы снабжена одним дополнительным горизонтальным штуцером, предназначенным для отвода или подвода жидкого или газообразного рабочего агента, при этом на всех линиях подачи и отвода, как рабочего агента, так и экранирующей жидкости установлены запорные вентили. Благодаря тому, что металлическая труба в сечениях, расположенных на различной высоте параллельно торцам трубы, снабжена несколькими нагнетательными штуцерами и несколькими штуцерами для отбора экранирующей жидкости или рабочего агента, обеспечивается возможность создания нефтенасыщенной и газонасыщенной зон модели пласта, разделенных гидродинамическим экраном.

Установка вентилей на всех линиях подачи и отвода, как рабочего агента, так и экранирующей жидкости позволяет обеспечивать любой режим проведения исследований, а именно:

- создание гидродинамического экрана при открытых вентилях на боковых штуцерах и закрытых вентилях на дополнительном штуцере и на плунжерах;

- исследование прочностных свойств гидродинамического экрана при открытых вентилях на плунжерах и закрытых вентилях на боковых штуцерах;

- определение коэффициентов проницаемости при закрытых вентилях на боковых штуцерах и открытых вентилях на верхнем и нижнем плунжере, а также коэффициента вытеснения нефти различными рабочими агентами при закрытых вентилях на боковых штуцерах, кроме дополнительного, и открытом вентиле на нижнем плунжере при закрытом вентиле на верхнем плунжере.

Это обеспечивает расширение функциональных возможностей предлагаемого кернодержателя, придает ему свойство универсальности и позволяет не только создавать гидродинамический экран и проводить оценку его прочностных свойств, но и определять коэффициенты проницаемости и вытеснения нефти различными рабочими агентами при наличии экрана.

Заявляемое изобретение иллюстрируется чертежами.

На фиг. 1 изображен предлагаемый кернодержатель (вертикальный и горизонтальный разрезы).

На фиг. 2 показана технологическая схема подключения запорных вентилей к кернодержателю.

На фиг. 3 показана блок-схема создания нефтенасыщенной зоны в модели пласта.

На фиг. 4 показана блок-схема создания гидродинамического экрана между газонасыщенной и нефтенасыщенной зоной модели пласта.

На фиг. 5 показан макет физической модели пласта с гидродинамическим экраном для проведения эксперимента по вытеснению нефти различными рабочими агентами при подаче его сверху вниз.

На фиг. 6 показан макет физической модели пласта с гидродинамическим экраном для проведения эксперимента по вытеснению нефти различными рабочими агентами при подаче его снизу вверх.

Кернодержатель (см. Фиг. 1) содержит вертикально установленную металлическую трубу 1 с внутренней сквозной цилиндрической полостью 2, в которой размещается модель пласта, верхний 3 и нижний 4 плунжеры по торцам трубы со сквозными осевыми каналами 5, с механизмами уплотнения 6 и поджатия 7. Механизмы уплотнения 6 и поджатия 7 плунжеров к модели пласта могут быть выполнены в виде кольцевых уплотнений и прижимных гаек соответственно, а сама модель пласта может быть как насыпной (смесь песчаника и маршалита), так и керновой (из кернового материала конкретного месторождения).

В верхней и средней частях трубы 1 в сечениях А-А и В-В, параллельных торцам трубы, монтируют, по крайней мере, три нагнетательных штуцера 8 и, по крайней мере, три штуцера 9 для отбора экранирующей жидкости или рабочего агента соответственно, для создания разделительного гидродинамического экрана, а также дополнительный горизонтальный штуцер 10 в сечении С-С, параллельном сечению А-А и В-В, расположенный ниже сечения В-В и предназначенный для определения фильтрационных параметров.

На выходах плунжеров 3,4, а также на всех линиях подачи и отвода, как рабочего агента, так и экранирующей жидкости установлены запорные вентили 11-15 (см. Фиг. 2).

Кернодержатель работает следующим образом.

В начале формируют модель пласта в цилиндрической полости 2 металлической трубы 1, заполняя ее керновым материалом конкретного месторождения или заполняя ее маршалитовой смесью в составе 7,5% маршалита и 92,5% песка, далее производят сборку кернодержателя (см. фиг. 1). Для этого с каждого торца цилиндрической полости 2 вводят верхний 3 и нижний 4 плунжеры соответственно. Плунжеры 3, 4 поджимаются через кольцевые уплотнения 6 прижимными гайками 7.

Затем, располагая собранный кернодержатель в вертикальном положении, подключают верхний 3 и нижний 4 плунжеры, нагнетательные штуцеры 8, штуцеры 9 для отбора экранирующей жидкости или рабочего агента и дополнительный штуцер 10 к запорным вентилям 11-15 с помощью трубопроводов 16 (см. фиг. 2), осуществляя гидравлическую связь всех штуцеров и плунжеров кернодержателя с запорными вентилями через трубопроводы. После этого кернодержатель монтируют в фильтрационной установке типа отечественной УИПК - установке по исследованию проницаемости керна, или зарубежных типа TerraTek, Temco и др. Фильтрационные установки (установки двухфазной и трехфазной фильтрации) позволяют проводить исследования фильтрационных процессов в широком диапазоне изменения пластового давления и широком интервале температур, в том числе включающем аномально низкие термобарические условия Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения.

С помощью экспериментальной фильтрационной.установки производят заполнение модели пласта газом при открытых запорных вентилях 11, 12 и закрытых запорных вентилях 13-15 (см. фиг. 2, 3) и последующий вывод экспериментальной установки на заданные термобарические условия: пластовое давление Рпл и пластовую температуру tпл°С.

Кернодержатель устанавливают в вертикальное положение, что позволяет учесть влияние гравитационных эффектов при заполнении модели пласта жидкими и газообразными компонентами различной плотности и отвечает реальной геометрии формирования гидродинамических экранов на месторождении. С помощью разработанного кернодержателя производят формирование моделей пласта (насыпных, керновых или насыпных из раздробленного кернового материала) и определяют абсолютную проницаемость Кабс и поровый объем Vпop сформированной модели.

Нефтенасыщенная зона 17 (см. Фиг. 2, 3) в модели пласта формируется следующим образом. Перекрывают все вентили кроме нижнего 12 и вентилей 14, расположенных в сечении В-В (см. Фиг. 1). Через нижний вентиль 12 осуществляют закачку пробы нефти, а через вентили 14 - отбор нефти. Нефть, вытесняя газ из нижней части модели пласта, фильтруется в объеме трех объемов пор модели пласта при пластовом давлении и температуре.

Нагнетательный измерительный насос 23 (см. Фиг. 3) в режиме постоянной объемной подачи через накопитель с плавающим поршнем 24 подает на вход модели пласта снизу через вентиль 12 пробу нефти при пластовой температуре и давлении. Отбор профильтрованной через модель пласта нефти осуществляется через вентили 14 отбирающим измерительным насосом 25 и отбирающим накопителем с плавающим поршнем 26. Отбирающий измерительный насос 25 работает в режиме поддержания пластового давления.

Таким образом, в результате перечисленных действий в сечении В-В модели пласта формируется граница нефтегазового контакта.

Создание гидродинамического экрана между газонасыщенной и нефтенасыщенной зоной модели пласта осуществляют следующим образом (см. Фиг. 4). Перекрывают все запорные вентили (вентили 11, 12, 15) кроме группы запорных вентилей в сечении А-А (вентили 13) и группы запорных вентилей в сечении В-В (вентили 14). Через группу запорных вентилей 13, закачивают экранирующую жидкость при пластовом давлении и температуре. В качестве жидкости для создания разделительных экранов исследованы водные растворы полиакриламида (ПАА), а также промышленно производимые неорганическая гелеобразующая композиция ГАЛКА®-НТМ и полимерная гелеобразующая композиция Криогель-ПРО.

Отбор экранирующей жидкости осуществляют через группу запорных вентилей 14 в сечении В-В. Закачка экранирующей жидкости производится с медленным расходом в объеме 20-40% порового объема модели пласта. Считается, что прокачка такого объема раствора достаточна для формирования экрана. Закачку экранирующей жидкости осуществляют в режиме постоянной объемной подачи раствора, а отбор - в режиме поддержания пластового давления.

В целях последующего сравнения используемых экранирующих жидкостей по параметру приемистости закачку каждого раствора экрана производят с одной и той же скоростью подачи флюида. При этом давление на нагнетательном измерительном насосе 23 устанавливают на некотором уровне давления закачки Рзак, превышающем пластовое давление Рпл. По параметру Рзак можно судить о факторе приемистости скважин: чем больше параметр Рзак, тем меньше фактор приемистости для дайной экранирующей жидкости.

Формирование гидродинамического экрана происходит следующим образом (Фиг. 4). Нагнетательный измерительный насос 23, работающий в режиме постоянной объемной подачи, через накопитель с плавающим поршнем 24, заполненный экранирующей жидкостью, осуществляет закачку экранирующей жидкости через группу запорных вентилей 13 (сечение А-А). Отбирающий измерительный насос 25, работающий в режиме поддержания постоянного давления, через отбирающий накопитель с плавающим поршнем 26, осуществляет прием экранирующей жидкости в режиме поддержания пластового давления через группу запорных вентилей 14 (сечение В-В).

Таким образом, в зоне между сечениями А-А и В-В кернодержателя, формируется разделительный экран 18 между газонасыщенной 19 и нефтенасыщенной 17 зонами модели пласта.

Наличие гидродинамического экрана в предлагаемом кернодержателе кроме проведения традиционных исследований, позволяет сформулировать рекомендации для последующего создания масштабных гидродинамических экранов на нефтегазоконденсатных месторождениях с целью проведения одновременной разработки нефтенасыщенных и газонасыщенных пластов залежи.

На фиг. 5 показан макет физической модели пласта с газонасыщенной 19 и нефтенасыщенной 17 зонами, разделенными друг от друга гидродинамическим экраном 18, поясняющий проведение эксперимента по вытеснению нефти различными рабочими агентами (как газообразными, так и жидкими). На представленном макете вытеснение нефти из нефтенасыщенной зоны производят сверху вниз за счет закачки рабочего агента вытеснения через дополнительный боковой вентиль 15 с помощью высокоточного измерительного насоса 20. Вытесняемая нефть через вентиль 12 и регулятор давления «до себя» 21 поступает в сепаратор низкого давления 22.

В сепараторе низкого давления 22 происходит отделение вытесненной нефти от рабочего агента вытеснения и точное измерение объема вытесненной нефти Vвыт.

Объем всей нефти Vн⋅нач, содержащейся в нефтенасыщенной зоне модели пласта, определяют по балансу закаченной в модель пласта и вышедшей из модели пласта нефти при создании нефтенасыщенной зоны 17 при пластовых условиях.

Далее, с учетом объемного коэффициента нефти Ь, начальное содержания нефти Vн⋅нач в модели пласта приводится к стандартным условиям (к условиям эксплуатации сепаратора низкого давления 22) по формуле:

Тогда коэффициент вытеснения нефти Квыт находят по формуле:

Схема вытеснения нефти (см. Фиг. 5) может быть изменена так, что подача рабочего агента вытеснения будет производиться снизу через вентиль 12 (см. Фиг. 6).

Сравнивая схемы вытеснения нефти с помощью закачки рабочего агента сверху вниз (см. Фиг. 5) и снизу вверх (см. Фиг. 6), определяют, что схема закачки рабочего агента на Фиг. 5 имитирует работу добывающей скважины, а схема закачки на Фиг. 6 - нагнетательной скважины.

Таким образом, разработанный кернодержатель позволяет формировать модели пласта с разделенными газонасыщенной и нефтенасыщенной зонами (посредством создаваемого гидродинамического экрана), проводить лабораторно-экспериментальные исследования процессов вытеснения нефти различными агентами (жидкими и газообразными), имитировать работу нагнетательных и добывающих скважин.

Практическое значение изобретения заключается в том, что оно может быть использовано применительно к Чаяндинскому нефтегазоконденсатному месторождению с целью создания масштабных гидродинамических экранов для проведения одновременной разработки нефтенасыщенных и газонасыщенных пластов залежи.

Кернодержатель, содержащий вертикально установленную металлическую трубу с помещенным в ней образцом керна, верхний и нижний плунжеры, расположенные по торцам трубы с механизмами уплотнения и поджатая к образцу керна, при этом в верхнем плунжере выполнен сквозной осевой канал для подачи газообразного рабочего агента, а в нижнем плунжере выполнен сквозной осевой канал для подвода или отвода жидкого или газообразного рабочего агента, кроме того, верхняя часть трубы снабжена по крайней мере тремя нагнетательными штуцерами для подачи экранирующей жидкости, горизонтальные оси которых лежат в плоскости, параллельной торцам трубы, а углы между осями соседних нагнетательных штуцеров равны между собой, средняя часть трубы снабжена по крайней мере тремя штуцерами для отбора экранирующей жидкости или рабочего агента, горизонтальные оси которых лежат в плоскости, параллельной торцам трубы, а углы между осями соседних штуцеров для отбора экранирующей жидкости или рабочего агента равны между собой, нижняя часть трубы снабжена одним дополнительным горизонтальным штуцером, предназначенным для отвода или подвода жидкого или газообразного рабочего агента, при этом на всех линиях подачи и отвода как рабочего агента, так и экранирующей жидкости установлены запорные вентили.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области исследования физических свойств горных пород и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений. Способ заключается в том, что образцы керна, насыщенные керосином с остаточной водой, устанавливают в кернодержатель фильтрационной системы, создают заданные термобарические условия, прокачивают керосин в объеме 3–4 объемов пор образца, в передвижной обогревательной системе с помещенным в нее пробоотборником с пробой нефти создают термобарические условия, аналогичные установленным в кернодержателе, замещают керосин на нефть посредством подключения передвижной обогревательной системы в гидравлическую схему фильтрационной установки, определяют коэффициент проницаемости, устанавливают пластовую температуру, пластовое давление и горное давление, установку модернизируют путем подключения пробоотборника с передвижной обогревательной системой, в которую помещают пластовую пробу нефти, перед подключением в гидравлическую схему фильтрационной установки перемешивают её качанием в ручном режиме с контролем температуры и давления в пробоотборнике для максимальной гомогенизации флюида, начало процесса формирования твердых фаз парафинов и асфальтенов регистрируют по резкому уменьшению коэффициента проницаемости.

Изобретение относится к установкам для определения зависимости физических свойств горных пород от форм и видов связи насыщающей их воды и может быть использовано в нефтяной геологии.

Изобретение относится к установкам для определения зависимости физических свойств горных пород от форм и видов связи насыщающей их воды и может быть использовано в нефтяной геологии.

Изобретение относится к способу и системе определения величины пористости, связанной с органическим веществом, в скважине или в продуктивных пластах. Техническим результатом является создание усовершенствованного способа оценки величины пористости, связанной с органическим веществом геологического материала.

Изобретение относится к способу и системе определения величины пористости, связанной с органическим веществом, в скважине или в продуктивных пластах. Техническим результатом является создание усовершенствованного способа оценки величины пористости, связанной с органическим веществом геологического материала.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения газового фактора нефти, а также дебитов нефти и воды нефтяных скважин. Технической задачей предлагаемого способа является обеспечение возможности измерения дебитов нефти, воды и газа при различных содержаниях свободного газа в измеряемой продукции, в том числе при его полном отсутствии.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано при исследовании процессов массопереноса и для определения коэффициентов диффузии растворителей в ортотропных капиллярно-пористых материалов в бумажной, легкой, строительной и других отраслях промышленности.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано при исследовании процессов массопереноса и для определения коэффициентов диффузии растворителей в ортотропных капиллярно-пористых материалов в бумажной, легкой, строительной и других отраслях промышленности.

Изобретение относится к измерительной технике, а именно может быть использовано для определения остаточной водонасыщенности порового пространства в образцах горных пород методом десатурации с использованием полупроницаемых керамических мембран в компьютеризированных станциях геолого-технологических исследований скважин и в петрофизических лабораториях.

Изобретение относится к измерительной технике, а именно может быть использовано для определения остаточной водонасыщенности порового пространства в образцах горных пород методом десатурации с использованием полупроницаемых керамических мембран в компьютеризированных станциях геолого-технологических исследований скважин и в петрофизических лабораториях.

Группа изобретений относится к компоновке для бурения с отбором керна, узлу внутренней керноприемной трубы и способу бурения с отбором керна. Технический результат заключается в минимизации отрицательных последствий заклинивания керна и обеспечении продолжения бурения с отбором керна после одного или нескольких заклиниваний керна.

Изобретение относится к области технологии добычи нефти. Сопровождающая кабель защитная конструкция электрического редуктора в керноотборнике содержит механизм деформации с переменной длиной и пластинами скольжения, расположенными симметрично по обе стороны от механизма деформации.

Группа изобретений относится к буровому инструменту для бурения отверстий в цементной балластной цистерне буровой платформы для получения доступа к внутреннему пространству в указанной балластной цистерне.

Изобретение относится к области горных работ, а именно к способам бурения скважин с отбором керна. Способ бурения скважин включает спуск в скважину забойного гидродвигателя, состоящего из статора и ротора, образующих рабочую камеру, колонковую трубу с керноприемником, и подачу промывочной жидкости.

Изобретение относится к области горноразведочных работ, а именно к средствам бурения скважин с отбором керна. Технический результат заключается в предохранении керна от разрушений потоком промывочной жидкости, снижении гидравлических сопротивлений и возможности подклинок, препятствующих продвижению керна в наружной трубе.

Изобретение относится к горному и строительному делу и может быть использовано при вращательном забойном колонковом бурении вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин среднего и большого диаметра, добыче полезных ископаемых, прокладке подземных переходов и туннелей с возможностью изменения направления проходки в процессе выполнения работ.

Изобретение относится к области горных работ, а именно к средствам бурения скважин. Технический результат заключается в обеспечении соосности керноприемника и алмазной коронки с созданием совокупного крутящего момента составляющими элементами колонкового набора.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности, а именно к способу и устройству для извлечения и спуска керноприемных труб. Технический результат заключается в упрощении процесса извлечения керноприемной трубы с керном из керноотборного снаряда и спуска на приемные мостки, не допуская прогиба керноприемной трубы и разрушения керна, а также в повышении безопасности.

Изобретение относится к керновому ящику. Технический результат заключается в удобном и легком захвате для простого перемещения, перестановки или переноски керновых ящиков с возможностью их компактного складирования.

Изобретение относится к технике нефтегазового оборудования отбора керна, в частности к инструментам бокового отбора керна во время бурения, которые также подходят для отбора керна пробуренного пласта.

Изобретение относится к устройствам для исследования физических свойств образцов керна горных пород в лабораторных условиях и может найти применение в геологии, горной и нефтегазодобывающей промышленности. Кернодержатель содержит вертикально установленную металлическую трубу с помещенным в ней образцом керна, верхний и нижний плунжеры, расположенные по торцам трубы с механизмами уплотнения и поджатая к образцу керна, при этом в верхнем плунжере выполнен сквозной осевой канал для подачи газообразного рабочего агента, а в нижнем плунжере выполнен сквозной осевой канал для подвода или отвода жидкого или газообразного рабочего агента, кроме того, верхняя часть трубы снабжена по крайней мере тремя нагнетательными штуцерами для подачи экранирующей жидкости, горизонтальные оси которых лежат в плоскости, параллельной торцам трубы, а углы между осями соседних нагнетательных штуцеров равны между собой, средняя часть трубы снабжена по крайней мере тремя штуцерами для отбора экранирующей жидкости или рабочего агента, горизонтальные оси которых лежат в плоскости, параллельной торцам трубы, а углы между осями соседних штуцеров для отбора экранирующей жидкости или рабочего агента равны между собой, нижняя часть трубы снабжена одним дополнительным горизонтальным штуцером, предназначенным для отвода или подвода жидкого или газообразного рабочего агента, при этом на всех линиях подачи и отвода как рабочего агента, так и экранирующей жидкости установлены запорные вентили. Технический результат - расширение функциональных возможностей кернодержателя, обеспечение возможности моделирования одновременно газонасыщенной и нефтенасыщенной частей пласта. 6 ил.

Наверх