Способ контроля за процессом обводнения газовой скважины

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Техническим результатом предлагаемого изобретения является уточнение даты изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны за счет учета основных факторов, характеризующих степень обводнения призабойной зоны пласта. Поставленный технический результат достигается тем, что в способе контроля за обводнением газовой скважины, включающем фиксирование расхода газа и забойного давления между датами проведения газодинамических исследований методом установившихся отборов, определение значений первой и второй главных компонент, соответствующих наибольшим собственным числам ковариационной матрицы исходных данных, включающих значения нулевых и первых производных дебита газа, дебита газа в квадрате, забойного давления, анализ динамики первой и второй главных компонент во времени, построение графиков их изменения во времени, вывод об увеличении степени обводнения призабойной зоны пласта при пересечении кривых первой и второй главных компонент, проводят периодически отбор проб смешанной подошвенной и конденсационной воды, определение общей минерализации проб воды, определение удельного количества подошвенной воды в продукции скважины, включение нормированных значений общей минерализации проб воды и удельного количества подошвенной воды в продукции скважины в матрицу исходных данных.

 

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений.

Известен способ контроля за процессом обводнения газовой скважины, включающий проведение газодинамических исследований методом установившихся отборов, определение коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b, анализ динамики коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b во времени, построение графиков их изменения во времени, сравнение значений коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b с предыдущими, вывод о поступлении пластовых вод в призабойную зону пласта по скачкообразному увеличению значений коэффициентов фильтрационного сопротивления. [Патент РФ №2202692, С2, 20.04.2003].

Недостатком данного способа являются сравнительно большие ошибки при определении даты изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления за счет увеличения степени обводнения призабойной зоны пласта, что обусловлено большими интервалами времени между датами проведения газодинамических исследований скважин методом установившихся отборов.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ контроля за процессом обводнения призабойной зоны пласта, включающий фиксирование дебита газа и забойного давления между датами проведения газодинамических исследований методом установившихся отборов, определение значений первой и второй главных компонент, соответствующих наибольшим собственным числам ковариационной матрицы исходных данных, включающих значения нулевых и первых производных дебита газа, дебита газа в квадрате, забойного давления, анализ динамики первой и второй главных компонент во времени, построение графиков их изменения во времени, вывод об увеличении степени обводнения призабойной зоны пласта при пересечении кривых первой и второй главных компонент. [Патент РФ №2447281, С2, 10.04.2012].

Недостатком данного способа являются ошибки в определении даты увеличения коэффициентов фильтрационного сопротивления за счет изменения степени обводнения призабойной зоны пласта, связанные с неучетом основных факторов, характеризующих степень обводнения. К ним относятся общая минерализация проб смешанной подошвенной и конденсационной воды и удельное количество подошвенной воды в продукции скважины.

Задачей предлагаемого технического решения является разработка способа контроля за процессом обводнения газовой скважины, включение нормированных значений общей минерализации воды и удельного количества подошвенной воды в продукции газовой скважины в матрицу исходных данных.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является уточнение даты изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны за счет учета основных факторов, характеризующих степень обводнения призабойной зоны пласта. При этом газовая скважина переходит на другой режим работы.

Поставленный технический результат достигается тем, что в способе контроля за обводнением газовой скважины, включающем фиксирование расхода газа и забойного давления между датами проведения газодинамических исследований методом установившихся отборов, определение значений первой и второй главных компонент, соответствующих наибольшим собственным числам ковариационной матрицы исходных данных, включающих значения нулевых и первых производных дебита газа, дебита газа в квадрате, забойного давления, анализ динамики первой и второй главных компонент во времени, построение графиков их изменения во времени, вывод об увеличении степени обводнения призабойной зоны пласта при пересечении кривых первой и второй главных компонент, проводят периодически отбор проб смешанной подошвенной и конденсационной воды, определение общей минерализации проб воды, определение удельного количества подошвенной воды в продукции скважины, включение нормированных значений общей минерализации проб воды и удельного количества подошвенной воды в продукции скважины в матрицу исходных данных.

Способ реализуется следующим образом. Между датами проведения гидродинамических исследований методом установившихся отборов фиксируют дебит газа и забойное давление при работе скважины на технологическом режиме, заданном проектом разработки газового месторождения.

Метод установившихся отборов предусматривает измерение дебит газа и забойного давления при нескольких (3-5) установившихся режимах эксплуатации скважины. Согласно Правилам разработки газовых месторождений такие исследования проводятся один раз в год (в начальный период разработки - два раза в год). Длительность этих исследований - несколько суток.

Весь остальной период в календарном году скважина работает на технологическом режиме, который предусмотрен проектом разработки газового месторождения.

Одновременно с измерениями расхода газа и забойного давления периодически проводят отбор проб выносимой из скважины смешанной подошвенной и конденсационной воды, определение общей минерализации этой смеси и удельного количества подошвенной воды в продукции скважины.

На основании регистрируемых данных по дебиту газа, забойного давления, общей минерализации выносимой из скважины смешанной подошвенной и конденсационной воды, удельного количества подошвенной воды в продукции скважины формируется многомерный сигнал, включающий ряд одномерных сигналов, показывающих изменение во времени

- забойного давления;

- дебита газа;

- первой производной дебита газа по времени;

- дебита газа в квадрате;

- общей минерализации выносимой из скважины смешанной подошвенной и конденсационной воды;

- удельного количества подошвенной воды в продукции скважины. Проводится дискретизация каждого одномерного сигнала. Полученные последовательности чисел можно представить в виде матрицы:

Х = | х 11 х 12 х 1 N х 21 х 22 х 2 N х M 1 х M 2 х M N |                                                                  (1)

где N - число одномерных сигналов;

М - длина последовательности.

Значения xij, приведенные в матрице, представляют собой m-ю производную случайной функции Х(t), имеющей две составляющие: неслучайное воздействие, описываемое полиномом n-й степени K = 0 n α K t K (где αK - любые постоянные коэффициенты), и возмущающее случайное воздействие, представляющее собой белый шум [Лифшиц Н.А., Пугачев В.Н. Вероятностный анализ систем автоматического управления. - Т.1. - М.: Советское радио, 1963. - 896 с.].

При m=0 и n=1 имеет место нулевая производная. В этом случае, например, для первого столбца матрицы X имеем

Х 01 = i n 1 Х i K 0 i Δ t ,

K 0 i = 4 T 6 T 2 t i ,

где T - интервал памяти;

ti - числовые значения переменной интегрирования;

Δt - шаг дискретизации;

n1 - число шагов на интервале памяти Т.

При m=1 и n=1 имеет место первая производная. В этом случае, например, для третьего столбца имеем

Х 03 = i n 1 Х i K 1 i Δ t ,

K 1 i = 6 T 2 12 T 3 t i .

Далее значения xij матрицы (1) нормируются. Для матрицы нормированных значений находится ковариационная матрица, на основании которой определяются матрица собственных чисел и матрица собственных векторов. Главные компоненты определяются собственными векторами, которые соответствуют наибольшим собственным числам ковариационной матрицы исходных данных, приведенных в матрице (1). Для выделения главных компонент, описывающих процесс без существенной потери информации, используются критерий Кайзера и критерий каменистой осыпи Кэттелла. Используя метод преобразования переменных, можно ограничиться отбором только первых двух главных компонент. Тогда по мере увеличения числа временных шагов дискретизации при скользящем интервале памяти Т за счет изменения степени обводнения призабойной зоны пласта осуществляется переход одного режима работы газовой скважины в другой режим. Смена режимов сопровождается пересечением первых двух главных компонент.[Второва И.А., Качалов О.Б., Плесовских К.Ю. Обработка многомерного сигнала на основе метода главных компонент. Труды Нижегородского государственного технического университета им. Р.Е. Алексеева №3(82), 2011 г., с.21-26].

Данное техническое решение позволит уточнить дату изменения степени обводнения призабойной зоны пласта за счет учета основных факторов, характеризующих степень обводнения продуктивного пласта. Особенно перспективно оно при измерении продукции газовой скважины с помощью многофазного расходомера.

Способ контроля за процессом обводнения газовой скважины, включающий фиксирование расхода газа и забойного давления между датами проведения газодинамических исследований методом установившихся отборов, определение значений первой и второй главных компонент, соответствующих наибольшим собственным числам ковариационной матрицы исходных данных, включающих нормированные значения расхода газа и расхода газа в квадрате, забойного давления, первые производные расхода газа и расхода газа в квадрате, анализ динамики первой и второй главных компонент во времени, построение графиков их изменения во времени, вывод об увеличении степени обводнения призабойной зоны пласта при пересечении кривых первой и второй главных компонент, отличающийся тем, что периодически проводят отбор проб выносимой из скважины смешанной подошвенной и конденсационной воды, определение общей минерализации пробы воды, определение удельного количества подошвенной воды в продукции газовой скважины, включение нормированных значений общей минерализации воды и удельного количества подошвенной воды в продукции газовой скважины в матрицу исходных данных.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газодобывающей промышленности. Техническим результатом является упрощение контроля герметичности, что приводит к повышению надежности и безопасности эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ).

Изобретение относится к области измерения и контроля дебита нефтяных скважин и может быть использовано в информационно-измерительных системах добычи, транспорта, подготовки нефти, газа и воды.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтедобывающей скважины. Технический результат направлен на повышение точности определения обводненности продукции скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для изоляции водопритоков в открытых стволах многозабойных горизонтальных скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при гидродинамических исследованиях многозабойных скважин. Предложен способ исследования многозабойной горизонтальной скважины, содержащий этапы, на которых осуществляют спуск в скважину глубинного прибора, проведение гидродинамических исследований и извлечение геофизического прибора из многозабойной горизонтальной скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является обеспечение определения остаточного содержания газа в жидкости после дегазации продукции группы скважин в газосепараторе перед дальнейшей откачкой в нефтепровод.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита скважин. Технический результат направлен на повышение точности и качества измерения дебита скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении заколонных перетоков скважины. Техническим результатом является определение заколонных перетоков при потоке жидкости за скважиной сверху вниз.

Изобретение относится к гидрологии, бурению и эксплуатации скважин и может быть использовано при проведении геофизических исследований технического состояния скважин.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и может быть использовано, в частности, при определении профиля притока скважины и параметров околоскважинного пространства.
Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к исследованиям газонасыщенных пластов. Способ гидродинамических исследований газонасыщенных пластов без выпуска газа на поверхность включает спуск на колонне бурильных труб или НКТ в скважину компоновки испытательного оборудования в виде испытателя пластов с пакером и геофизическими датчиками в заданный интервал исследования газонасыщенного пласта. Изолируют пакером интервал исследований скважины выше газонасыщенного пласта. Создают последовательные режимы притока и восстановления давления и осуществляют последующую интерпретацию полученных данных. При этом в процессе спуска в колонну бурильных труб или НКТ испытательного оборудования дополнительно заливают расчетное количество как минимум двухкомпонентной вязкоупругой смеси с заданными параметрами вязкости и упругости, изготовленной без сшивателя на основе полиакриламида и цеолита или глинопорошка, образующее выше компоновки испытательного оборудования вязкоупругую пробку. Пробка обеспечивает создание депрессии величиной не более 10% - 20% от ожидаемого пластового давления. Далее гидродинамические исследования проводят согласно регламенту испытания пластов на трубах. Техническим результатом является повышение точности и эффективности исследований. 1 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при исследовании скважины. В предложенном изобретении решается задача повышения достоверности обнаружения перетоков вверх за эксплуатационной колонной и вертикальных движений флюидов в заколонном пространстве в скважинах с перфорированными двумя и более пластами. Согласно способу скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с пакером, устанавливают пакер между двумя пластами на 3 м и ниже от подошвы верхнего интервала перфорации. Останавливают скважину для выравнивания температурного поля, проводят запись гамма-каротажа и термометрии по колонне насосно-компрессорных труб для регистрации кривой фонового распределения температуры по глубине скважины. Прокачивают возмущающий объем воды по колонне насосно-компрессорных труб в нижний пласт, одновременно перемещают прибор для регистрации расхода жидкости по межтрубному пространству от глубины посадки пакера и на расстояние не менее 50 м выше кровли верхнего пласта с регистрацией показаний термометра и расходомера. Выполняют повторную запись термометрии скважины и регистрацию кривой распределения температуры по глубине скважины, анализируют данные и выносят заключение о техническом состоянии скважины. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при исследовании скважины. Техническим результатом является определение заколонных перетоков при потоке жидкости за скважиной сверху вниз. В скважину спускают компоновку, состоящую снизу вверх из воронки, пакера, размещаемого в интервале между продуктивными пластами, колонны труб малой теплопроводности с размещенными на наружной поверхности автономными скважинными приборами, устройства эжекторного для геофизических исследований скважин и колонны насосно-компрессорных труб, устанавливают пакер, проводят технологическую выдержку для восстановления температурного режима, прокачивают воду по колонне насосно-компрессорных труб через устройство эжекторное для геофизических исследований скважин и межтрубное пространство, снижают забойное давление под пакером, вызывают приток из нижнего продуктивного пласта, срывают пакер, поднимают компоновку и производят интерпретацию показаний автономных приборов, при изменении показаний температуры, зафиксированных автономными скважинными приборами менее 0,4 град, делают вывод об отсутствии заколонной циркуляции, при изменении показаний более 0,4 град делают вывод о наличии заколонной циркуляции. 1 ил.,1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при определении интервалов скважины с заколонным движением жидкости. Технический результат направлен на повышение достоверности получаемых результатов при определении интервалов заколонного движения жидкости скважин, эксплуатируемых на залежах вязкой и сверхвязкой нефти. Способ выполняют в два этапа. На первом этапе в нижнюю горизонтальную добывающую скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб на начало щелевого фильтра. В верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину спускают и производят посадку теплоизолированного пакера выше щелевого фильтра. В верхней горизонтальной нагнетательной скважине проводят исследование температуры в интервале от устья скважины до пакера. Закачивают пар в нижнюю горизонтальную добывающую скважину и одновременно в верхней горизонтальной нагнетательной скважине периодически проводят исследования температуры. По завершению закачки пара в нижнюю скважину, производят заключительное исследование температуры в верхней скважине. На втором этапе в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину закачивают пресную воду и спускают колонну теплоизолированных насосно-компрессорных труб с термостойким пакером и хвостовиком. Производят установку пакера перед щелевым фильтром, по межтрубному пространству в интервале от устья скважины до пакера проводят контрольное исследование температуры. Закачивают пар в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину по колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб, через пакер и хвостовик на начало щелевого фильтра. При этом периодически после начала закачки проводят исследования температуры по межтрубному пространству в интервале от устья скважины до пакера. По завершению закачки пара проводят заключительное исследование температуры в верхней горизонтальной нагнетательной скважине. При необходимости исследования нижней горизонтальной добывающей скважины порядок работ на скважинах меняют местами.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов, поступающих в скважину из продуктивных пластов многопластовых коллекторов. Технический результат настоящего изобретения заключается в увеличении точности и достоверности определения профиля притока в многопластовой скважине на начальной стадии добычи, сразу после перфорации скважины. При этом нет необходимости в выстойке скважины между промывкой скважины и перфорацией, и не требуется измерять скорость изменения температуры в скважине до ее перфорации. Технический результат достигается тем, что осуществляют охлаждение призабойной зоны перед перфорацией скважины. Проводят перфорацию скважины и измеряют температуру потока в скважине над каждой зоной перфорации. Определяют дебит каждого продуктивного пласта, учитывая толщины зон перфорации и используя результаты измерений температуры, полученные в интервале между окончанием начальной стадии добычи, характеризующейся сильным влиянием объема скважины и быстрым изменением температуры потока в скважине, и временем, начиная с которого влияние охлаждения призабойной области скважины на измерения температуры становится незначительным. 7 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к области измерения и контроля дебита нефтяных скважин и может быть использовано в информационно-измерительных системах добычи, транспорта, подготовки нефти, газа и воды. Технический результат направлен на обеспечение возможности идентификации скважины с измененной объемной обводненностью куста нефтяных скважин непосредственно в процессе измерения дебита нефтяных скважин. Способ заключается в непрерывном измерении суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин: массового расхода жидкости Мжи, объемного расхода газа Qги, объемной обводненности Wжи и коэффициента K г / в и = 0,01 Δ Q г и Δ W ж и , где Qги и ΔWжи - соответственно разности предыдущих и текущих средних численных значений суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин, соответственно, свободного объемного расхода газа Q ¯ г и и объемной обводненности W ¯ ж и . В случае отклонения значения коэффициента Кг/ви за пределы заданных уставок ±ΔКг/ви, вычисляют параметры Мжi, объемный расход газа Qгi и обводненность Wжi каждой скважины соответственно. Вычисляют значение коэффициента . Сравнивают значения коэффициентов Кг/вi по каждой скважине с текущим значением Кг/ви,. Скважину с измененным значением объемной обводненности Wжi идентифицируют по признаку минимальной разности между значением Кг/вi одной из скважин куста и значением коэффициента Кг/ви. 1 з.п. ф-лы, ил. 1

Группа изобретений относится к моделированию конструкции и эксплуатационных характеристик скважин, а также к мониторингу скважин. Способ оценки доли притока флюида из каждой продуктивной зоны многозонной эксплуатационной скважины включает определение давления на устье скважины. Получают интегрированную индикаторную кривую (IPR1), отображающую соотношение между давлением и дебитом флюида из первой продуктивной зоны, и интегрированную индикаторную кривую (IPR2), отображающую соотношение между давлением и дебитом флюида из второй продуктивной зоны. Получают значение для интегрированной индикаторной кривой в точке смешения (IPRc) с помощью IPR1 и IPR2. Определяют в точке смешения начальную долю притока флюида из первой продуктивной зоны и начальную долю притока флюида из второй продуктивной зоны. Получают первую суммарную кривую оттока (TPR1), отображающую соотношение между давлением и дебитом флюида, движущегося из точки смешения в направлении устья. Определяют в точке смешения с помощью IPRc и TPR1 первую долю притока флюида из первой продуктивной зоны (Q11) и первую долю притока флюида из второй продуктивной зоны (Q21). Машиночитаемый носитель, доступный для процессора, содержит программу, которая включает команды для вышеперечисленных действий. Техническим результатом является повышение эффективности оценки доли притока из продуктивной зоны. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к конструкциям скважин с горизонтальным стволом. Конструкция скважины включает эксплуатационную колонну с герметичными разобщителями интервалов пласта горизонтального ствола и перфорационными отверстиями между разобщителями. Эксплуатационная колонна снабжена втулками с меньшим, чем у нее внутренним диаметром и гладкой некорродируемой внутренней поверхностью. Внутри эксплуатационной колонны размещен перфорированный хвостовик с полыми ниппелями, спускаемый на колонне лифтовых труб и выполненный с возможностью продольного перемещения. Ниппели выполнены с возможностью герметичного взаимодействия с внутренней поверхностью втулок. Втулки могут быть размещены на одинаковом расстоянии друг от друга. Повышается надежность, упрощается конструкция. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной отрасли, может быть использовано для проверки мультифазных расходомеров в условиях эксплуатации нефтяных скважин. Технический результат направлен на повышение точности определения калибровочных коэффициентов мультифазного расходомера и обеспечение возможности оперативного контроля и корректировки его показаний в условиях эксплуатации нефтяных скважин. Способ включает разделение продукции скважины на газовую и жидкую составляющие. Измерение расхода жидкой составляющей посредством последовательно установленных друг относительно друга эталонного кориолисового расходомера и калибруемого мультифазного расходомера. Измерение расхода газовой составляющей посредством расходомера-счетчика газа. Для каждого из установленных значений расхода продукции нефтяной скважины измеряют перепад давления ΔPi на калибруемом мультифазном расходомере при различных значениях объемного расхода Qгi газовой составляющей и/или массового расхода жидкости Qmi. Полученные значения расходов продукции нефтяной скважины: Qгi и Qmi и соответствующие им перепады давления ΔPi заносят в память контроллера калибруемого мультифазного расходомера. В процессе эксплуатации скважины уточняют калибровочные коэффициенты расхода. В случае превышения разницы между сравниваемыми значениями заданных значений абсолютной погрешности измерения расходов мультифазным расходомером принятие значений Qmi и Qгi в качестве эталонных. 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использована для оперативного учета дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин в режиме реального времени. Технический результат направлен на обеспечение оперативного и точного измерения количества сепарированной жидкости, попутного газа и газоконденсата с возможностью определения их состава. Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин содержит гидроциклонный сепаратор с конденсатосборником. Жидкостную трубопроводную линию, соединенную с конденсатосборником, и газовую трубопроводную линию, соединенную с гидроциклонным сепаратором. Расходомер жидкости, установленный в жидкостной линии, расходомер газа, установленный в газовой линии. Установка снабжена по меньшей мере одним пробозаборником в газовой линии и дополнительной сепарационной установкой, выполненной с возможностью определения содержания конденсата в газе. Газожидкостную смесь непрерывно подают в гидроциклонный сепаратор с конденсатосборником, непрерывно разделяют газожидкостную смесь в гидроциклонном сепараторе на жидкость и газ. Подают газ и жидкость на газовую и жидкостную трубопроводные линии с расходомерами газа и жидкости, определяют расход газа и жидкости с помощью расходомеров, при этом отбирают пробу газа из газовой линии с помощью пробозаборника. Анализируют содержание конденсата в пробе газа с помощью дополнительной сепарационной установки и определяют дебиты продукции скважины с учетом содержания конденсата в газе по данным дополнительной сепарационной установки. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 1 ил., 3 табл.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Техническим результатом предлагаемого изобретения является уточнение даты изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны за счет учета основных факторов, характеризующих степень обводнения призабойной зоны пласта. Поставленный технический результат достигается тем, что в способе контроля за обводнением газовой скважины, включающем фиксирование расхода газа и забойного давления между датами проведения газодинамических исследований методом установившихся отборов, определение значений первой и второй главных компонент, соответствующих наибольшим собственным числам ковариационной матрицы исходных данных, включающих значения нулевых и первых производных дебита газа, дебита газа в квадрате, забойного давления, анализ динамики первой и второй главных компонент во времени, построение графиков их изменения во времени, вывод об увеличении степени обводнения призабойной зоны пласта при пересечении кривых первой и второй главных компонент, проводят периодически отбор проб смешанной подошвенной и конденсационной воды, определение общей минерализации проб воды, определение удельного количества подошвенной воды в продукции скважины, включение нормированных значений общей минерализации проб воды и удельного количества подошвенной воды в продукции скважины в матрицу исходных данных.

Наверх