Способ оценки плотности цементного камня в скважинах подземных хранилищ газа без подъема насосно-компрессорных труб



Способ оценки плотности цементного камня в скважинах подземных хранилищ газа без подъема насосно-компрессорных труб
Способ оценки плотности цементного камня в скважинах подземных хранилищ газа без подъема насосно-компрессорных труб
Способ оценки плотности цементного камня в скважинах подземных хранилищ газа без подъема насосно-компрессорных труб

 


Владельцы патента RU 2547001:

Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "ГИТАС" (ЗАО НПФ "ГИТАС") (RU)

Изобретение относится к ядерной геофизики и служит для оценки плотности цементного камня скважин подземных хранилищ газа (ПХГ) в процессе их эксплуатации без подъема насосно-компрессорных труб (НКТ). Заявленный способ включает измерение текущих значений A как отношений Ca/Si в скважинах аппаратурой типа широкодиапазонного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК-Ш), выбор Amin и Amax (минимальное и максимальное значение отношения Ca/Si), определение по результатам измерений двойного разностного параметра (ДРП(Ca/Si) по формуле: Д Р П ( C a / S i ) = A A min A max A ш т . Калибровка спектрометра осуществляется статическим методом, основанным на соотношениях двойного разностного параметра (ДРПca/si) к величинам границ плотности нормального цементного камня, которые выбирают из условия: максимальному значению 1 ДРПca/si соответствует значение плотности цементного камня -1,95 г/см3 - верхняя граница плотности нормального цементного камня, а среднему значению 0,57 ДРПca/si соответствует текущее значение плотности цементного камня -1,65 г/см3 - нижняя граница плотности цементного камня. Плотность гамма-излучения (γснгк) рассчитывают по формуле: γснгк=1,25+0,7 ДРПca/si. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 3 ил.

 

Изобретение относится к области ядерной геофизики и служит для оценки плотности цементного камня скважин подземных хранилищ газа (ПХГ) в процессе их эксплуатации без подъема насосно-компрессорных труб (НКТ).

Известен способ оценки плотности цементного камня в оборудованных эксплуатационной колонной (ЭК) скважинах с помощью аппаратуры СГДТ (Скважинная ядерная геофизика. - М.: Недра, 1990).

Однако определение плотности цементного камня по этому способу без подъема НКТ невозможно, что практически исключает определение плотности цементного камня в эксплуатационных скважинах ПХГ с НКТ, проводить мониторинг которых необходимо, чтобы исключить опасность разгерметизации этих скважин, вследствие разрушения цементного камня в ходе эксплуатации ПХГ.

Известен способ оценки плотности цементного камня в скважинах без подъема НКТ, который осуществляется в процессе измерений аппаратурой широкодиапазонного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК-Ш) (А.В. Гулимов, Л.К. Борисова, В.Н. Даниленко. Возможности комплекса широкодиапазонного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа для контроля герметичности скважин // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС, 2012. - Вып.2(121). - С.42-48).

В известном способе оценку плотности цементного камня предлагается осуществлять по результатам измерений аппаратурой СНГК-Ш с имитатором НКТ на моделях для калибровки аппаратуры СГДТ.

В способе для оценки состояния заколонного пространства по результатам измерений СНГК-Ш рассчитывают аналитические двойные разностные параметры (ДРП):

ДРП - отношений водорода и бора (H/B), кальция и кремния (Ca/Si) Transf-C спектра высокоэнергетического диапазона на малом зонде (МЗ);

ДРП(α) - коэффициента α МЗ, характеризующего скорость спада комптоновского рассеяния (равный показателю степени интенсивности фона комптоновского рассеяния текущего спектра от энергетических каналов).

ДРП рассчитываются по стандартной формуле:

;

где:

ДРП(А) - аналитический двойной разностной параметр, величина безразмерная;

A - текущее значение отношения Ca/Si, измеренное по всему разрезу исследуемой скважины с помощью аппаратуры типа СНГК-Ш, величина безразмерная;

Amin - минимальное значение отношения Ca/Si, выбранное из A, величина безразмерная;

Amax - максимальное значение отношения Ca/Si, выбранное из A, величина безразмерная.

Между плотностью цементного камня и содержанием в нем кальция и кремния существует тесная корреляционная зависимость, что позволяет оценивать плотность цементного камня по соотношению линий ГИРЗ Ca/Si (соотношение линий гамма-излучения радиационного захвата кальция и кремния) на МЗ СНГК-Ш.

Плотность гамма-излучения (γснгк) по результатам измерений СНГК-Ш обусловлена плотностью цементного камня и оценивается по данным измерений на МЗ согласно уравнению:

;

Чем больше γснгк, тем выше плотность цементного камня заколонного пространства (А.В. Гулимов, Л.К. Борисова, В.Н. Даниленко. Возможности комплекса широкодиапазонного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа для контроля герметичности скважин // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС, 2012. - Вып.2(121). - С.44).

Недостатком данного способа является его большая трудоемкость.

Известный способ предусматривает вычисление аналитических параметров СНГК по регистрируемым нейтронно-радиационным спектрам, подвергнутым трансформации после энергетической калибровки по двум алгоритмам. Один из этих алгоритмов Transf-C реализует метод внутреннего стандарта-фона путем нормировки программно выделяемых аналитических линий на интенсивность фона комптоновского рассеяния под ними. В основе этого способа трансформации аппаратурных спектров лежит степенная зависимость интенсивности комптоновского рассеяния аналитических линий ГИРЗ от энергетических дискретов (каналов). Таким образом, в известном способе каждый раз необходимо проводить энергетическую калибровку СНГК-Ш с имитатором НКТ на моделях для калибровки аппаратуры СГДТ, а затем рассчитывать аналитические параметры и производить оценку плотности цементного камня.

Задача, поставленная предлагаемым способом, заключается в снижении трудоемкости проведения измерений, за счет исключения затрат на проведение калибровки аппаратуры на моделях с имитатором НКТ.

Поставленная задача решается тем, что в способе оценки плотности цементного камня в скважинах подземных хранилищ газа без подъема насосно-компрессорных труб проводят измерения значений отношений Ca/Si в скважинах аппаратурой типа широкодиапазонного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК-Ш), по результатам измерений рассчитывают двойной разностной параметр по формуле:

;

где:

ДРП(Ca/Si) - аналитический двойной разностной параметр, величина безразмерная;

A - текущее значение отношения Ca/Si, измеренное по всему разрезу исследуемой скважины с помощью аппаратуры типа СНГК-Ш, величина безразмерная;

Amin - минимальное значение отношения Ca/Si, выбранное из A, величина безразмерная;

Amax - максимальное значение отношения Ca/Si, выбранное из A, величина безразмерная;

далее, по результатам измерений осуществляют калибровку спектрометра статическим методом, основанным на соотношениях двойного разностного параметра (ДРПca/si) к величинам границ плотности нормального цементного камня, которые выбирают из условия: максимальному значению 1 ДРПca/si соответствует значение плотности цементного камня -1,95 г/см3 - верхней границе плотности нормального цементного камня, а среднему значению 0,57 ДРПca/si соответствует текущее значение плотности цементного камня -1,65 г/см3 - нижней границе плотности цементного камня, затем рассчитывают плотность гамма-излучения (γснгк) по формуле:

;

где:

γснгк - плотность гамма-излучения, г/см3;

1,25 и 0,7 - постоянные коэффициенты, не зависящие от характеристик исследуемых скважин;

ДРПca/si - аналитический двойной разностной параметр отношений Ca/Si, величина безразмерная.

На фигуре 1 представлено сопоставление результатов записи данных спектрометрического каротажа в скважине 198 ПХГ 1 с помощью аппаратуры СНГК-Ш - кривая 1 и с помощью аппаратуры СГДТ - кривая 2.

На фигуре 2 дана запись градиента температуры в этой же скважине.

На фигуре 3 дана запись диаграммы состояния НКТ по данным ДРПНГКСНГК и ДРПНГКСНГК К на большом зонде (БЗ) и на железо ДРП(Fe) на малом зонде (МЗ) в указанной скважине.

Заявляемый способ содержит следующие известные операции.

В исследуемых скважинах проводят измерения значений отношений Ca/Si аппаратурой типа широкодиапазонного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК-Ш). Для оценки состояния заколонного пространства по результатам измерений СНГК-Ш рассчитывают аналитический двойной разностной параметр (ДРП(Ca/Si)) по стандартной формуле:

;

где:

ДРП(Ca/Si) - аналитический двойной разностной параметр, величина безразмерная;

A - текущее значение отношения Ca/Si, измеренное по всему разрезу исследуемой скважины с помощью аппаратуры типа СНГК-Ш, величина безразмерная;

Amin - минимальное значение отношения Ca/Si, выбранное из A, величина безразмерная;

Amax - максимальное значение отношения Ca/Si, выбранное из А, величина безразмерная.

Между плотностью цементного камня и содержанием в нем кальция и кремния существует тесная корреляционная зависимость, что позволяет оценивать плотность цементного камня по соотношению линий ГИРЗ Ca/Si (соотношение линий гамма-излучения радиационного захвата кальция и кремния) на МЗ СНГК-Ш (А.В. Гулимов, Л.К. Борисова, В.Н. Даниленко. Возможности комплекса широкодиапазонного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа для контроля герметичности скважин // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС, 2012. - Вып.2(121). - С.44).

В отличие от известных операций в заявляемом способе по результатам измерений осуществляют калибровку спектрометра статическим методом, основанным на соотношениях двойного разностного параметра (ДРПca/si) к величинам границ плотности нормального цементного камня, которые выбирают из условия: максимальному значению 1 ДРПса/si соответствует значение плотности цементного камня -1,95 г/см3 - верхней границы плотности нормального цементного камня, а среднему значению 0,57 ДРПca/si соответствует значение плотности цементного камня -1,65 г/см3 - нижней границы плотности нормального цементного теста, а плотность гамма-излучения (γснгк) рассчитывают по формуле:

;

где:

γснгк - плотность гамма-излучения, г/см3;

1,25 и 0,7 - постоянные коэффициенты, не зависящие от характеристик исследуемых скважин, установленные опытным путем;

ДРПca/si - аналитический двойной разностной параметр отношений Ca/Si, величина безразмерная.

Реализация способа осуществляется с помощью аппаратуры типа СНГК-Ш, которая предназначена для оценки содержаний радиационно-активных элементов горных пород в скважинах (H, Fe, Ca, Si и др.) и дополнительно к стандартным «интегральным» аналитическим параметрам (АП) ННК и НТК позволяет применять «спектральные» АП СНГК, что значительно повышает ее возможности при исследовании газонаполненных скважин.

Аналитические параметры (A) вычисляются по регистрируемым нейтронно-радиационным спектрам (Ca/Si) в спектральных окнах МЗ согласно стандартной методике измерений.

Далее, по формуле (1) рассчитывают ДРП(Ca/Si) - аналитический двойной разностной параметр, величина безразмерная;

;

где:

A - текущее значение отношения Ca/Si, измеренное по всему разрезу исследуемой скважины с помощью аппаратуры типа СНГК-Ш, величина безразмерная;

Amin - минимальное значение отношения Ca/Si, выбранное из A, величина безразмерная;

Amax - максимальное значение отношения Ca/Si, выбранное из A, величина безразмерная.

Из полученных значений ДРП(Ca/Si) выбирают максимальное значение 1 ДРПca/si, которое соответствует значению плотности цементного камня -1,95 г/см3 - верхней границы плотности нормального цементного камня, среднее значение 0,57 ДРПса/si, которое соответствует значению плотности цементного камня -1,65 г/см3 - нижней границы плотности нормального цементного камня, и производят калибровку аппаратуры по этим параметрам.

Плотность гамма-излучения (γснгк) рассчитывают по формуле:

;

где:

γснгк - плотность гамма-излучения, г/см3;

1,25 и 0,7 - постоянные коэффициенты, не зависящие от характеристик исследуемых скважин, установленные опытным путем.

Чем больше γснгк, тем выше плотность цементного камня заколонного пространства (А.В. Гулимов, Л.К. Борисова, В.Н. Даниленко. Возможности комплекса широкодиапазонного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа для контроля герметичности скважин // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС, 2012. Вып.2(121). - С.44).

Поскольку калибровка аппаратуры произведена по известным параметрам, то измеряемые значения γснгк будут соответствовать текущим значениям плотности цементного камня заколонного пространства.

Пример практической реализации способа приведен на Фиг.1. На этой фигуре приведено сопоставление оценок плотности цементного камня по предлагаемому способу с оценками плотности цементного камня по данным проведенного до спуска НКТ с помощью СГДТ.

Из приведенных результатов видно, что при хорошей, в целом, сходимости результатов оценок цементного камня по результатам согласно предлагаемому способу (диаграмма 1) и СГДТ (диаграмма 2) фиксируются интервалы, по которым плотность цементного камня по СГДТ выше, чем по предлагаемому способу, что объясняется разрушением цементного камня.

Справедливость оценок плотности по предлагаемому способу согласуется с данными каротажа по градиенту температуры (фиг.2) и состоянию НКТ по данным НГКСНГК - ДРП(Fe) на железо (фиг.3).

Способ оценки плотности цементного камня в скважинах подземных хранилищ газа без подъема насосно-компрессорных труб, включающий измерение значений отношений Ca/Si в скважинах аппаратурой типа широкодиапазонного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК-Ш), определение по результатам измерений двойного разностного параметра по формуле:

где:
ДРП(Ca/Si) - двойной разностной параметр, величина безразмерная;
A - текущее значение отношения Ca/Si, измеренное по всему разрезу исследуемой скважины с помощью аппаратуры типа СНГК-Ш, величина безразмерная;
Amin - минимальное значение отношения Ca/Si, выбранное из A, величина безразмерная;
Amax - максимальное значение отношения Ca/Si, выбранное из A, величина безразмерная;
отличающийся тем, что по результатам измерений осуществляют калибровку спектрометра статическим методом, основанным на соотношениях двойного разностного параметра (ДРПca/si) к величинам границ плотности нормального цементного камня, которые выбирают из условия: максимальному значению 1 ДРПca/si соответствует значение плотности цементного камня -1,95 г/см3 - верхняя граница плотности нормального цементного камня, а среднему значению 0,57 ДРПca/si соответствует текущее значение плотности цементного камня -1,65 г/см3 - нижняя граница плотности цементного камня, затем рассчитывают плотность гамма-излучения (γснгк) по формуле:

где:
γснгк - плотность гамма-излучения, г/см3;
1,25 и 0,7 - постоянные коэффициенты, не зависящие от характеристик исследуемых скважин;
ДРПca/si- аналитический двойной разностной параметр отношений Ca/Si, величина безразмерная.



 

Похожие патенты:

Использование: для определения текущей нефтенасыщенности пластов-коллекторов, пересеченных скважиной. Сущность изобретения заключается в том, что согласно способу выполняют периодическое облучение горных пород импульсами генератора быстрых нейтронов, регистрацию гамма-излучения неупругого рассеяния (ГИНР) нейтронов и гамма-излучения радиационного захвата (ГИРЗ) тепловых нейтронов детектором гамма-излучения в реальном режиме времени при непрерывном перемещении скважинного прибора и заданном шаге квантования по глубине характеризуется тем, что перед процессом измерений дополнительно определяют оптимальную длительность импульса.

Использование: для определения плотности подземных пластов. Сущность изобретения заключается в том, что определение плотности подземного пласта, окружающего буровую скважину, производят на основании измерения гамма-излучения, возникающего в результате облучения пласта ядерным источником в корпусе прибора, расположенного в буровой скважине, и измерения потока гамма-излучения в корпусе прибора при двух различных расстояниях детекторов от источника, при этом способ содержит определение по существу прямолинейного соотношения между измерениями потоков гамма-излучения при каждом отличающемся расстоянии детекторов применительно к плотности пласта в случае отсутствия отклонения корпуса прибора; определение соотношения, устанавливающего девиацию плотности за счет отклонения прибора, определяемой на основании измерений измеряемого потока гамма-излучения при двух различных расстояниях детекторов, по плотности, вычисляемой на основании прямолинейных соотношений; и для данной пары измерений потока гамма-излучения при различных расстояниях детекторов определение пересечения соотношения, устанавливающего девиацию, с прямолинейным соотношением с тем, чтобы обозначить плотность пласта, окружающего буровую скважину; при этом источник представляет собой нейтронный источник, а гамма-излучение, измеряемое в корпусе прибора, представляет собой наведенное нейтронами гамма-излучение, являющееся результатом нейтронного облучения пласта.

Использование: для измерения пористости методом нейтронного каротажа. Сущность изобретения заключается в том, что представлены система, способ и прибор для определения значений пористости подземного пласта, скорректированных с учетом влияния скважины.

Использование: для определения состояния продуктивного пласта импульсным нейтронным методом. Сущность изобретения заключается в том, что перемещают каротажный прибор по стволу скважины, генерируют импульсно-периодический поток быстрых нейтронов в скважине, осуществляют временной анализ плотности потока тепловых нейтронов на каждом кванте глубины, на которые разбивается пласт, определяют значения фоновых декрементов спада плотности тепловых нейтронов, при этом закачивают в скважину под давлением раствор-реагент, содержащий соединения элементов с аномально высоким макросечением радиационного захвата нейтронов, вторично определяют значения декрементов спада плотности тепловых нейтронов, генерируют в скважине ультразвуковое излучение, воздействуют этим излучением на пласт, после чего снова определяют значения декрементов спада плотности тепловых нейтронов по выполнению соответствующей системы неравенств, содержащих значения декрементов, полученные на трех этапах измерений.

Использование: для измерения пористости. Сущность изобретения заключается в том, что нейтронный скважинный прибор для определения пористости включает источник нейтронов, устройство контроля нейтронов, детектор нейтронов и схему обработки данных.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения насыщения флюидом порового пространства пород исследуемых пластов. Способ определения насыщения водой в подземном пласте включает в себя определение глубины проникновения в пласт на основании множества измерений, выполняемых в стволе скважины, пробуренном сквозь пласт.

Использование: для определения коэффициента нефтегазонасыщенности. Сущность: заключается в том, что выполняют измерения методом ИНК и расчет макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов горной породы, определяют по комплексу ГИС макрокомпонентный состав пород, включая пористость, при этом для расчета макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов пластовой водой и углеводородами используют их элементный состав и плотность, а сам расчет углеводородонасыщенности осуществляют по определенной зависимости, при этом для расчета макроскопических сечений поглощений тепловых нейтронов макрокомпонентами, образующими твердую фазу пород, дополнительно подготавливают коллекцию образцов керна из опорных скважин, на которой проводят измерения минерального, элементного состава образцов и потери веса образца при нагревании, формируют минерально-компонентную модель породы и рассчитывают макроскопические сечения поглощения тепловых нейтронов для каждой макрокомпоненты, образующей твердую фазу породы.

Использование: для каротажа скважины с помощью нейтронно-индуцируемого гамма-излучения. Сущность: заключается в том, что скважинный инструмент содержит источник нейтронов, сконфигурированный для излучения нейтронов согласно схеме формирования импульсов, причем схема формирования импульсов включает в себя задержку между двумя импульсами, причем задержка является достаточной, чтобы, по существу, все события захвата нейтронов, обусловленные излученными нейтронами, могли прекратиться, и причем задержка больше или равна приблизительно 1 с, детектор гамма-излучения, сконфигурированный для регистрации гамма-излучения активации, вырабатываемого, когда элементы, активированные излученными нейтронами, распадаются до нерадиоактивного состояния.

Использование: для определения абсолютных концентраций элементов из нейтронной гамма-спектроскопии. Сущность: заключается в том, что система для нейтронной гамма-спектроскопии содержит скважинный инструмент, содержащий источник нейтронов, сконфигурированный испускать нейтроны в подземную формацию, чтобы вызвать события неупругого рассеяния и события поглощения нейтронов; монитор нейтронов, сконфигурированный обнаруживать скорость счета испущенных нейтронов; и детектор гамма-излучения, сконфигурированный принимать спектр гамма-излучения, полученный, по меньшей мере, частично, из неупругого гамма-излучения, полученного вследствие событий неупругого рассеяния и гамма-излучения захвата нейтронов, полученных вследствие событий захвата нейтронов; и схему обработки данных, сконфигурированную определять относительные вклады элементов из спектра гамма-излучения и определять абсолютный вклад элементов на основании, по меньшей мере, частично, нормализации относительных вкладов элементов по скорости счета испущенных нейтронов.

Изобретение относится к области освоения месторождений углеводородов и может быть использовано для контроля за перетоками углеводородов из осваиваемого месторождения в вышележащие пласты-коллекторы.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации горизонтальных или наклонно направленных скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к исследованию нефтяных и газовых скважин. Предложено интеллектуальное устройство гидравлического насоса для добычи нефти, получения и сохранения информации с забоя скважины, содержащее струйную насосную установку, нижний запорный клапан и блок с электронными измерительными приборами, образующие единый комплексный блок, который приводится в действие рабочей жидкостью, накачиваемой в скважину с поверхности для осуществления механизированной добычи нефти, закрытия забоя скважины, восстановления давления в пласте и извлечения устройства на поверхность.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термическим способам добычи высоковязкой нефти или битума. Способ разработки месторождения нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины включает строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для визуального контроля стенок обсадной колонны (ОК) скважины для определения характера заколонных перетоков флюида.

Изобретение относится к химической или температурной обработке призабойной зоны пласта при разработке месторождений высоковязкой нефти. Технический результат - повышение надежности работы скважинной штанговой насосной установки и снижение трудоемкости ее обслуживания.

Изобретение относится к телеметрической скважинной системе и может быть использовано при одновременно-раздельной эксплуатации скважин. Техническим результатом является обеспечение контроля посредством устройства измерения параметров нижнего пласта скважины, и контроля состояния добываемой среды верхнего продуктивного пласта, при этом существенно сокращается длина геофизического кабеля для подключения измерительного прибора с датчиками, что повышает технологичность сборки системы и надежность ее функционирования.

Группа изобретений относится к области бурения скважин и предназначена для передачи скважинной информации на поверхность по электромагнитному каналу связи. Техническим результатом является повышение надежности передачи информации с забоя по электромагнитному каналу связи, расширение области его применения и упрощение конструкции устройства для его осуществления.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и предназначено для определения скоростей течения пластовых флюидов в нефтяных скважинах. Техническим результатом является выделение интервалов глубин (пластов), где происходит движение флюидов, и оценка скорости их фильтрации в месте расположения наблюдательной скважины.

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и предназначено для центрирования скважинных приборов в процессе их перемещения по стволу скважин.

Изобретение относится к буровой технике, а именно к устройствам коммутации датчиков, измеряющих забойные параметры непосредственно в процессе бурения в составе телеметрической системы. Техническим результатом является повышение надежности коммутации забойных датчиков в составе телеметрической системы. Устройство содержит корпус и контактные элементы, расположено внутри бурильной трубы и выполнено в виде струйного элемента, включающего баллон питания со сжатым газом, струйный блок формирования командного сигнала, струйные триггеры со счетным входом, струйные блоки инверторов, струйные логические элементы «И» и «ИЛИ» и струйный блок формирования выходного сигнала, причем выход струйного блока формирования командного сигнала соединен с входом струйных триггеров, выходы которых соединены с входами струйного блока инверторов, а выходы инверторов соединены с входами струйных логических элементов «И», соединенных с выходами забойных датчиков, выходы элементов «И» соединены с входами логического элемента «ИЛИ», выход которого соединен с входом струйного блока формирования выходного сигнала. 1 ил.
Наверх