Гипсомагнезиальный тампонажный раствор


 


Владельцы патента RU 2524774:

Лонест Холдинг Корп. (VG)

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области ремонта и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно при креплении обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек. Гипсомагнезиальный тампонажный раствор содержит 4,01-5,13 масс.% хлорида кальция СаСl2, 7,56-9,68 масс.% хлорида бария ВаСl2, 8,12-11,17 масс.% хлорида магния MgCl2·6Н2O (плотностью 1,32 г/см3), 23,96-29,89 масс.% сульфата алюминия Al2(SO4)3·18H2O (сернокислого глинозема), 1,82-2,33 масс.% окиси магния MgO (каустического магнезита), 24,81-31,77 масс.% воды, 9,34-29,18 масс.% микродура, 0,36-0,46 масс.% суперпластификатора С-3, 0,18-0,23 масс.% НТФ. Техническим результатом является расширение технологических возможностей тампонажного раствора и области его применения, а также повышение эффективности и надежности проводимых изоляционных и ремонтных работ. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области ремонта и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно при креплении обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек, в том числе в интервале солевых отложений (NaCl, MgCl2, КCl), вскрывших пласты с АВПД и наличием агрессивных компонентов H2S и СO2.

Известна тампонажная смесь по А.С. SU 692982, включающая вяжущее - гипсоглиноземистый цемент, водный раствор хлористого кальция (плотность 1,06-1,10 г/см3), полимерную добавку - гипан при следующем соотношении компонентов, вес %: гипсоглиноземистый цемент 41-51, водный раствор хлористого кальция (плотность 1,06-1,10 г/см3) - 21-26, гипан - 38-23.

Данная тампонажная смесь имеет следующие недостатки:

- узкая область применения, обусловленная нестабильностью коагуляции гипана при смешении с водным раствором хлористого кальция;

- невысокая эффективность и надежность изоляционных и ремонтных работ из-за слабой текучести, фильтруемости в пустоты, каналы, трещины и невысокой плотности.

Наиболее близким к предлагаемому решению является тампонажный раствор по патенту RU №2299230, содержащая Микродур 261R-X, хлористый кальций, сульфат алюминия, нитрилотриметиленфосфоновую кислоту НТФ, воду при следующем соотношении компонентов, вес %: Микродур 261R-X - 10-30, хлористый кальций - 20-50, сульфат алюминия - 0,5-3,0, нитрилотриметиленфосфоновая кислота НТФ - 0,0-0,2, вода - остальное.

Данный тампонажный раствор имеет следующие недостатки:

- узкая область применения из-за нетехнологичности в использовании, обусловленная невысокой плотностью (1,4-1,5 г/см3) тампонажного раствора, что делает ограниченным его использование при строительстве, ремонте или ликвидации скважины, где устанавливаются изоляционные мосты и флюидоупорные экраны, т.к. технические условия требуют применения тампонажных растворов, близких по плотности окружающим породам, в том числе и солевым отложениям;

недостаточное количество образований молекулярно-дисперсной составляющей - сульфата кальция в результате химического взаимодействия хлористого кальция и сульфата алюминия, которая играет существенную роль в проникновении (кольматации) при создании флюидоупорных экранов.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является расширение технологических возможностей тампонажного раствора и области его применения путем повышения плотности и растекаемости смеси с одновременным повышением флюидоупорности и долговечности тампонажного камня при контакте с водой и в условиях проявлений сероводорода.

Технический результат направлен на создание гипсомагнезиального тампонажного раствора с высокой устойчивостью к разрушению сформированного из тампонажного раствора камня при контакте с водой, придания ему свойств водо-, соле-, сероводородостойкого элемента, плотностью, близкой среднеокружающей плотности горных, в том числе и солевых, пород, вскрытых скважиной, обладающего низкой газопроницаемостью и не имеющего трещин и флюидопроводящих каналов.

Техническая задача решается тем, что гипсомагнезиальный тампонажный раствор включает хлористый кальций, сульфат алюминия, НТФ, воду, хлористый барий, хлористый магний (бишофит), окись магния, которые подбираются исходя из молекулярного расчета при их полном химическом взаимодействии, Микродур, суперпластификатор С-3 и НТФ (нитрилотриметиленфосфоновая кислота) при следующеем соотношении компонентов, масс.%:

Хлорид кальция СаСl2 5,13-4,01
Хлорид бария ВаСl2 9,68-7,56
Хлорид магния MgCl2·6Н2О
(плотностью 1,32 г/см3) 11,17-8,12
Сульфат алюминия Al2(SO4)3·18H2O
(сернокислый глинозем) 29,89-23,96
Окись магния MgO
(каустический магнезит) 2,33-1,82
Вода 31,77-24,81
Микродур 9,34-29,18
Суперпластификатор С-3 0,46-0,36
НТФ 0,23-0,18

Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что в гипсомагнезиальном тампонажном растворе дополнительно используются компоненты активных «сильных» соляной и серной кислот - хлористый барий, хлористый магний (бишофит), окись магния и суперпластификатор С-3, что позволяет придать ему водо-, соле-, сероводородостойкие свойства и получить седиментационно-устойчивую систему высокой плотности, близкую плотности окружающих солевых пород, с дальнейшим формированием солесероводородостойкого камня с неизменяемым объемом в течение длительного времени. Это позволит надежно цементировать обсадные колонны и устанавливать отсекающие мосты, флюидонепроницаемые покрышки и экраны в скважинах с проявлениями сероводорода, рапы.

Гипсомагнезиальный тампонажный раствор в качестве регулятора технологических свойств содержит суперпластификатор С-3 в количестве 0,36-0,46 масс.% и НТФ - 0,18-0,23 масс.%. Добавка суперпластификатора С-3 в смесь менее 0,36 масс.% снижает прокачиваемость смеси, а увеличение добавки более 0,46 масс.% приводит к расслоению смеси. Добавка НТФ в смесь менее 0,18 масс.% приводит к преждевременному схватыванию смеси, а увеличение добавки более 0,23 масс.% - к длительному несхватыванию, что в пластовых условиях может привести к размыву смеси.

Гипсомагнезиальный тампонажный раствор в качестве утяжелителя содержит хлорид бария в количестве 7,56-9,68 масс.%. Добавка хлорида бария в смесь позволяет поднять плотность до 1,7 г/см3. Добавка хлорида бария в смесь менее 7,56 масс.% снижает плотность, а увеличение добавки более 9,68 масс.% загущает тампонажный раствор.

Гипсомагнезиальный тампонажный раствор в качестве компонента, образующего нерастворимый молекулярный гипс, содержит хлорид кальция в количестве 4,01-5,13 масс.%. Добавка хлорида кальция в смесь позволяет образовывать сероводородостойкий уплотнительный ангидрированный материал. Добавка хлорида кальция в смесь менее 4,01 масс.% снижает образование гипса, а увеличение добавки более 5,13 масс.% сокращает сроки схватывания тампонажного раствора.

Гипсомагнезиальный тампонажный раствор в качестве компонента для образования магнезиального камня содержит хлорид магния в количестве 8,12-11,17 масс.%. Добавка хлорида магния в смесь позволяет при преобразовании его в сульфат магния совместно с окисью магния получать высокопрочный сероводородостойкий камень. Добавка хлорида магния в смесь менее 8,12 масс.% снижает прочность камня, а увеличение добавки более 11,17 масс.% приводит к образованию трещин в камне.

Гипсомагнезиальный тампонажный раствор в качестве преобразователя хлоридных солей содержит сульфат алюминия в количестве 29,89-23,96 масс.%. Добавка сульфата алюминия в смесь позволяет в процессе химической реакции преобразовывать хлоридные соли в сульфатные соединения. Добавка сульфата алюминия в смесь менее 29,89 масс.% снижает образование гипса, а увеличение добавки более 23,96 масс.% раскисляет раствор, что приводит к загустеванию тампонажного состава.

Гипсомагнезиальный тампонажный раствор в качестве дополнительного вяжущего содержит окись магния (каустический магнезит) в количестве 1,82-2,33 масс.%. Добавка окиси магния в смесь позволяет повысить прочность образуемого камня. Добавка окиси магния в смесь менее 1,82 масс.% снижает прочность камня, а увеличение добавки более 2,33 масс.% увеличивает возможность трещинообразования камня.

Гипсомагнезиальный тампонажный раствор в качестве структурообразователя содержит тонкодисперсное вяжущее «Микродур» - 9,34-29,18 масс.%. Добавка «Микродура» в смесь менее 9,34 масс.% не позволяет получить прочного камня, а увеличение добавки более 29,18 масс.% снижает ее прокачиваемость.

Вяжущее «Микродур» производится посредством воздушной сепарации пыли, образующейся при помоле цементного клинкера, технология его изготовления разработана и освоена специалистами фирмы «INTRA - BAVGmbH» совместно со специалистами концерна «Dyckerhoff» и защищена Европейским патентом. Диаметр зерен «Микродур» в 6-10 раз и более меньше частиц портландцемента. Благодаря малому размеру частиц (диаметр зерен ≤ 2-6 мкм), высокой удельной поверхности (20 000-25 000 см2/г) и технологично подобранному гранулометрическому составу растворы «Микродур» обладают текучестью, сравнимой с текучестью воды, даже при минимальном количестве жидкости затворения, что позволяет суспензии «Микродура» глубоко проникать в низкопроницаемую горную породу. Использование тонкодисперсного вяжущего «Микродур» позволяет в большем объеме связать воду затворения и уплотнить структуру камня и обеспечить его повышенную флюидоупорность и долговечность. Это обусловлено тем, что тонкодисперсное вяжущее способно связывать воду во много раз больше, так как водотвердое отношение может достигать 3,0-5,0 при удельной поверхности 20 000-25 000 см2/г против 0,3-0,5 обычных тампонажных цементов, имеющих удельную поверхность 2500-3500 см2/г.

В промысловых условиях гипсомагнезиальный тампонажный раствор готовят следующим способом.

В осреднительную машину типа АСМ-25 или УСО-20 набирают необходимое количество воды, в которой растворяют расчетное количество суперпластификатора С-3 и замедлителя НТФ. После чего при постоянном перемешивании в данную осреднительную емкость добавляют хлорид магния (бишофит), хлористый кальций, хлористый барий, сульфат алюминия (сернокислый глинозем), окись магния, а затем с помощью цементовозов или смесительных машин добавляют вяжущее - Микродур - до необходимой плотности тампонажного раствора. Затем раствор закачивают в скважину.

Определение основных свойств раствора и камня проводят в лаборатории в соответствии с ГОСТ 1581-96 «Цементы тампонажные» и ГОСТ 26798.1-96 «Методы испытаний».

Плотность, растекаемость, водоотделение раствора определяют при 25°С и атмосферном давлении. Для условий умеренных температур загустевание раствора определяют при 75°С и атмосферном давлении. Для условий АВПД при режиме температуры до 90°С.

Растекаемость определяют по конусу АзНИИ, плотность - пикнометром, водоотделение - в мерном цилиндре, время загустевания - на консистометрах ZM-1002 и КЦ-3. Прочность тампонажного камня на сжатие - на испытательном стенде CHANDLER (Модель 4207D), газопроницаемость - на приборе GFS-830-SS - CHANDLER.

При проведении лабораторных исследований были использованы:

- водопроводная вода;

- высоководопотребное тонкомолотое вяжущее (Микродур 261R-X);

- суперпластификатор С-3;

- нитрилотриметиленфосфоновая кислота - НТФ;

- хлорид кальция:

- хлорид бария;

- хлорид магния (бишофит);

- сульфат алюминия (сернокислый глинозем);

- окись магния (каустический магнезит).

Пример.

Для приготовления гипсомагнезиального тампонажного раствора повышенной плотности (состав 6, табл.1) в рассол бишофита плотностью 1,32 г/см3 весом 239 г (9,41 масс.%) последовательно перемешивая, добавляются 680 г (27,13 масс.%) воды, 5 г (0,24 масс.%) НТФ, 10 г (0,4 масс.%) суперпластификатора С-3, 110 г (4,38 масс.%) хлористого кальция, 207 г (8,27 масс.%) хлористого бария, 640 г (25,94 масс.%) сульфата алюминия, 50 г (1,99 масс.%) оксида магния и 600 г (22,56 масс.%) Микродура. Состав перемешивают 3 мин, после чего определяют плотность, растекаемость, прокачиваемость при температуре 25°С и атмосферном давлении.

При повторном приготовлении заливают формы для формирования образцов при испытании на прочность через 72 часа твердения, при испытании на проницаемость через 5 суток твердения.

Гипсомагнезиальный тампонажный раствор предлагаемого состава с содержанием указанных компонентов в заявляемых пределах обладает повышенной плотностью (1,64 г/см3), нормативным значением растекаемости (200 мм) (см. состав 6 таблица 1), временем прокачиваемости 4-00 часа и прочностью на сжатие 6,6 МПа через 3 суток твердения при температуре 25°С, проницаемостью менее 0,005 мкм2 через 5 суток.

Применение предлагаемого гипсомагнезиального тампонажного раствора позволит:

- расширить технологические возможности тампонажного раствора и область его применения за счет повышенной плотности, обеспечивающей необходимое давление, аналогичное горному, и растекаемости смеси, обеспечивающей повышенную подвижность смеси в начальный период;

- повысить эффективность и надежность проводимых изоляционных и ремонтных работ за счет повышенной флюидоупорности, водо-, соле-, сероводородостойкости и долговечности получаемого тампонажного камня.

Экономический эффект от использования заявляемого гипсомагнезиального тампонажного раствора будет определяться снижением межремонтного периода и увеличением срока службы тампонажной смеси.

Гипсомагнезиальный тампонажный раствор, включающий Микродур, хлористый кальций, сульфат алюминия, НТФ, воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит хлористый барий, хлористый магний, окись магния и суперпластификатор С-3 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Хлорид кальция СаСl2 4,01-5,13
Хлорид бария ВаСl2 7,56-9,68
Хлорид магния MgCl2·6Н2O
(плотностью 1,32 г/см3) 8,12-11,17
Сульфат алюминия Al2(SO4)3·18H2O
(сернокислый глинозем) 23,96-29,89
Окись магния MgO
(каустический магнезит) 1,82-2,33
Вода 24,81-31,77
Микродур 9,34-29,18
Суперпластификатор С-3 0,36-0,46
НТФ 0,18-0,23



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения в скважинах с высоким содержанием сероводорода.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения или ограничения водопритока при ремонте скважин, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов, а также для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих газовых скважин, в том числе используемых для подземного хранения газа.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны скважины. Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины включает спуск в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) и установку открытого конца НКТ на глубине ниже интервала нарушения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, может быть использовано при изоляции водопритоков в скважину. Способ изоляции водопритоков в скважину включает определение приемистости скважины при максимальном давлении, закачку в пласт гелеобразующего состава с последующим докреплением нефильтрующимся в пласт составом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ремонтно-изоляционных работ, увеличения нефтеотдачи пластов. Способ изоляции пластов цементно-силикатными растворами включает нагнетание в прискважинную зону пласта цементного раствора с ускорителем схватывания.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами.
Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах при восстановлении герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к осадко- и гелеобразующим реагентам на основе водорастворимых акриловых полимеров, предназначенным для снижения водопроницаемости неоднородных нефтяных пластов и ограничения притока вод в продуктивные скважины при разработке нефтяных месторождений заводнением.

Группа изобретений относится к способам и композициям для уменьшения количества воды, выводимой из подземных пластов, и, более конкретно, к способам и композициям для обработки подземного пласта.

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения в скважинах с высоким содержанием сероводорода.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения или ограничения водопритока при ремонте скважин, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов, а также для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.

Группа изобретений относится к нефте-, газодобыче с использованием проппантов из полимерных материалов. Способ получения полимерного проппанта повышенной термопрочности, включающий смешивание дициклопентадиена с, по крайней мере, одним из метакриловых эфиров, выбранных из приведенной группы, и, по крайней мере, одним из полимерных стабилизаторов, выбранных из приведенной группы, нагрев исходной смеси до температуры 150-220°C и выдержку при данной температуре в течение 15-360 мин с последующим охлаждением до 20-50°C, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена, по крайней мере, одного из радикальных инициаторов, выбранных из приведенной группы, и катализатора - соединения приведенной общей формулы, где заместитель выбран из приведенной группы, компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, мас.%: полимерные стабилизаторы 0,1-3, радикальные инициаторы 0,1-4, катализатор 0,002-0,02, смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена - остальное, затем полученную жидкую полимерную матрицу выдерживают при температуре 0-50°C в течение 1-40 минут, вводят ее в виде ламинарного потока в предварительно нагретую не ниже температуры матрицы воду при ее постоянном перемешивании, содержащую ПАВ, выбранное из приведенной группы, причем смесь воды с ПАВ имеет вязкость ниже вязкости полимерной матрицы, в процессе постоянного перемешивания воду нагревают до 50-100°C, продолжая перемешивать в течение 1-60 мин, затем образовавшиеся микросферы отделяют от жидкости, нагревают в среде инертного газа до температуры 150-340°C и выдерживают в этой среде и при данной температуре в течение 1-360 мин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам селективной изоляции водопритоков в газовых и нефтяных скважинах, герметизации затрубного пространства, устранению межпластовых перетоков в скважинах с близкорасположенным газо-нефтеводяным контактом, в том числе в условиях низкопроницаемых коллекторов.

Изобретение относится к обработке подземных пластов, конкретно к добавкам, улучшающим свойства используемых при этом композиций, и способам обработки с использованием этих добавок.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе и гидрофобный зернистый материал, суспендированный в нем, где гидрофобный зернистый материал имеет объемный медианный размер частиц d50 не больше чем 200 микрон, определяемый как медианный диаметр сфер эквивалентного объема, при этом флюид дополнительно включает газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород.

Изобретение относится к производству проппантов, используемых при добыче нефти и газа. Способ получения материала для проппанта включает получение смеси олигоциклопентадиенов с содержанием тримеров и тетрамеров 5-60 мас.% путем нагрева дициклопентадиена до температуры 150-220°С и выдержки при данной температуре в течение 15-360 мин, охлаждение смеси до 20-50°С, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов следующих компонентов: по крайней мере, один из полимерных стабилизаторов, выбранных из приведенной группы, по крайней мере, один из радикальных инициаторов, выбранных из приведенной группы, по крайней мере, один из метакрилатов, выбранных из приведенной группы, и катализатор - соединение приведенной общей формулы, при этом компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, мас.%: полимерный стабилизатор или смесь стабилизаторов 0,1-3, радикальный инициатор или смесь инициаторов 0,1-4, метакрилат или смесь метакрилатов 0,3-30, катализатор 0,001-0,02, смесь олигоциклопентадиенов - остальное, полученную полимерную матрицу нагревают до температуры 50-340°С и выдерживают при данной температуре в течение 1-360 мин, после чего охлаждают до комнатной температуры.

Изобретение относится к нефте-, газодобычи с применением проппантов. Способ получения проппанта включает получение смеси олигоциклопентадиенов путем нагрева дициклопентадиена до температуры 150-220°С и выдержки при данной температуре в течение 15-360 мин, охлаждение смеси до 20-50°С, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов следующих компонентов: по крайней мере одного из полимерных стабилизаторов, выбранных из указанной группы, по крайней мере одного из радикальных инициаторов, выбранных из указанных соединений, или их смеси, и катализатора - соединения приведенной формулы, при этом компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, масс.%: полимерные стабилизаторы 0,1-3; радикальные инициаторы 0,1-4; катализатор 0,001-0,02; смесь олигоциклопентадиенов - остальное, полученную полимерную матрицу выдерживают при температуре 20-50°С в течение 1-40 минут, после чего вводят в виде ламинарного потока в предварительно нагретую не ниже температуры матрицы воду, содержащую ПАВ из указанной группы, где смесь воды с ПАВ имеет вязкость ниже вязкости полимерной матрицы, в процессе постоянного перемешивания воду нагревают до 50-100°С, продолжая перемешивать в течение 1-60 мин, образовавшиеся микросферы отделяют от воды, нагревают в среде инертного газа до температуры 150-340°С и выдерживают в указанной среде при данной температуре в течение 1-360 мин.

Представлен способ отклонения закачиваемой рабочей жидкости, содержащей понизитель трения, при гидравлическом разрыве пласта. Способ гидравлического разрыва подземной формации включает закачивание промежуточной жидкости с вязкостью менее чем приблизительно 50 мПа·с при скорости сдвига 100 с-1 при внешних условиях.

Изобретение относится к нефтяной и газодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки и безопасности процесса. Термогазохимический состав для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта получают последовательной закачкой в скважину горюче-окислительного состава ГОС и инициатора реакции. Горюче-окислительный бинарный состав стабильный БСС содержит, мас.%: аммиачную селитру 15-50, нитрит натрия 15-40, стабилизатор 0-2, эмульгатор 0,1-2, нефть 10-25, воду остальное. Инициатор реакции для БСС представляет собой 15-37%-ный раствор неорганической кислоты. Горюче-окислительный бинарный состав вязкий БСВ содержит, мас.%: аммиачную селитру 15-50, нитрит натрия 15-40, стабилизатор 0-2, загуститель 0,1-0,5, воду остальное. Инициатор реакции для БСВ представляет собой 15-100%-ный раствор или эмульсию органической кислоты в углеводородной среде. Способ обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта эксплуатационных скважин включает закачку в пласт ГОС, закачку в пласт буферной жидкости, закачку в пласт инициатора реакции, соответствующего закаченному ГОС, закачку продавочной жидкости. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр., 2 ил.
Наверх