Способ последовательного заводнения слоистого коллектора



Способ последовательного заводнения слоистого коллектора

 


Владельцы патента RU 2594402:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке слоистых нефтяных пластов с высокой степенью выработанности. Технический результат - повышение коэффициента нефтеизвлечения при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности. Способ включает разработку залежи добывающими и нагнетательными скважинами, добычу продукции из добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, обработку коллектора нефтевытесняющими составами через добывающие скважины, пуск в работу скважин после закачки нефтевытесняющих составов. При этом посредствам лабораторных керновых исследований определяют остаточную нефтенасыщенность каждого слоя - пропластка при вытеснении водой, применяемой для заводнения. После разработки коллектора заводнением и превышении обводненности добывающей скважины более чем на 90% проводят геофизические исследования. По этим исследованиям определяют текущую нефтенасыщенность пропластков. При заданном условии остаточной нефтенасыщенности закачивают оторочку нефти из данного пласта. Эту оторочку продавливают водой с меньшей минерализацией, чем минерализация закачиваемой воды. Во время закачки нефти остальные пропластки изолируют пакерами. Ближайшие нагнетательные скважины останавливают. Соотношение объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды в каждом пропластке задают от 1:10 до 1:100. Объем закачиваемой оторочки нефти рассчитывают по аналитическому выражению, учитывающему расстояние от добывающей скважины, в которую закачивают оторочку нефти, до ближайшей нагнетательной скважины, среднюю толщину пропластка и его среднюю пористость. 1 ил., 2 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных слоистых нефтяных коллекторов с различной степенью выработанности.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида и поверхностно-активного вещества через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину. В известном способе в качестве поверхностно-активного вещества используют биологическое поверхностно-активное вещество КШАС - продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudomonas aeruginosa S-7 при массовом соотношении полиакриламида и биологического поверхностно-активного вещества от 1:2,5 до 1:4 соответственно (патент РФ №2060373, кл. Е21В 43/22, опубл. 20.05.1996).

Известный способ не обеспечивает достаточной фильтрации закачиваемого агента в коллектор, что приводит к низкой эффективности воздействия на обводненную часть пласта и соответственно невысоким значениям нефтеотдачи. Кроме того, разработка неоднородных коллекторов известным способом также характеризуется низкой эффективностью.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки обводненных нефтяных месторождений, включающий закачку в пласт полимера акрилового ряда в жидкости-носителе и биологически активного вещества через нагнетательную скважину, последующее нагнетание вытесняющего агента. Согласно изобретению закачку полимера акрилового ряда в жидкости-носителе и биологически активного вещества осуществляют последовательно с дополнительной закачкой до и после закачки полимера акрилового ряда в жидкости-носителе нефти, причем в качестве жидкости-носителя используют углеводородную жидкость, а в качестве биологически активного вещества - водный раствор смеси мелассы и дрожжей, а перед закачкой вытесняющего агента проводят технологическую выдержку (патент РФ №2261989, кл. Е21В 43/22, опубл. 10.10.2005 - прототип).

Недостатком способа является невысокая эффективность воздействия, несмотря на большие проникающие способности закачиваемой композиции, соответственно нефтеотдача остается низкой. Кроме того, способ имеет достаточно сложные технические и технологические процессы и малоэффективен в слоистых неоднородных коллекторах.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения при разработке неоднородных слоистых нефтяных коллекторов.

Задача решается тем, что в способе последовательного заводнения слоистого коллектора, включающем разработку залежи добывающими и нагнетательными скважинами, добычу продукции из добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, обработку коллектора нефтевытесняющими составами через добывающие скважины, пуск в работу скважин после закачки нефтевытесняющих составов, согласно изобретению определяют посредствам лабораторных керновых исследований остаточную нефтенасыщенность каждого n пропластка Sorn при вытеснении водой, применяемой для заводнения, после разработки коллектора заводнением и превышении обводненности добывающей скважины более чем на 90% проводят геофизические исследования, по которым определяют текущую нефтенасыщенность пропластков, в пропластки, в которых текущая нефтенасыщенность составляет (1…1,2)·Sorn, закачивают оторочку нефти с данного пласта, которую продавливают водой с меньшей минерализацией, чем минерализация закачиваемой воды, причем во время закачки нефти остальные пропластки изолируют пакерами, а ближайшие нагнетательные скважины останавливают, соотношение объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды в каждом пропластке задают от 1:10 до 1:100, объем Vn закачиваемой оторочки нефти в n-й пропласток рассчитывают по формуле

где L - расстояние от добывающей скважины, в которую закачивают оторочку нефти до ближайшей нагнетательной скважины, м,

hn - средняя толщина n-го пропластка, м,

mn - средняя пористость n-го пропластка, д.ед.,

Сущность изобретения

На нефтеотдачу неоднородных нефтяных слоистых коллекторов, разрабатываемых добывающими и нагнетательными скважинами, существенное влияние оказывает равномерная и полная выработка запасов нефти каждого пропластка. Ввиду различной проницаемости пропластков одни вырабатываются быстрее других, что приводит к быстрому обводнению скважины. При этом после отключения обводнившихся пропластков они перестают участвовать в разработке и характеризуются низкой нефтеотдачей. Для того чтобы ее повысить, закачивают в данные пропластки нефтевытесняющие составы, такие как поверхностно-активные вещества, вещества на основе биологических компонентов и пр., продавливаемых или переносимых в нефти. Это позволяет снизить остаточную нефтенасыщенность, однако лабораторные исследования показывают, что сама нефть без добавления каких-либо составов способна также значительно снижать остаточную нефтенасыщенность после ее прокачки даже в небольших количествах через уже заводненные образцы породы. Поэтому в способе, представленном в качестве прототипа, получаемый эффект может быть оценен ошибочно, т.к. большая часть прироста нефтеотдачи происходит от действия нефти на уровне молекулярного взаимодействия с поверхностью породы. Существующие технические решения не в полной мере позволяют достигать значительной нефтеотдачи за счет закачки различных композиций. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения при разработке неоднородных слоистых нефтяных коллекторов. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка слоистого нефтяного коллектора с размещением скважин. Обозначения: 1, 2, 3 - нефтенасыщенные пропластки, 4 - добывающая скважина, 5 - нагнетательная скважина, 6 - неколлектор, 7 - фронт вытеснения с наибольшей скоростью продвижения, 8 - фронт вытеснения с наименьшей скоростью продвижения, 9 - пакер, k1, k2, k3 - проницаемости пропластков 1, 2, 3 соответственно.

Способ реализуют следующим образом.

Нефтяной коллектор, представленный n-ым количеством пропластков, например тремя - 1, 2, 3, разрабатывается добывающими 4 и нагнетательными 5 скважинами (фиг. 1). Рассмотрим вариант, когда разработка ведется двумя скважинами - добывающей 4 и нагнетательной 5. Пропластки 1, 2, 3 разделены неколлектором 6. Разрабатывают коллектор заводнением.

Определяют посредствам лабораторных керновых исследований на керновом материале данных скважин 4 и 5 остаточную нефтенасыщенность каждого n-го пропластка Sorn при вытеснении водой, применяемой для заводнения.

Ввиду неоднородности коллектора фронт вытеснения от нагнетательных скважин 5 к добывающим скважинам 4 движется неравномерно по пропласткам 1, 2, 3. Так, например, если проницаемость k2 пропластка 2 больше проницаемости k1 пропластка 1, то скорость продвижения фронта вытеснения 7 в пропластке 2 выше, чем скорость фронта 8 в пропластке 1. При превышении обводненности добывающей скважины более чем на 90% проводят геофизические исследования, по которым определяют текущую нефтенасыщенность Sn пропластков 1, 2, 3. Очевидно, что в результате разработки данная нефтенасыщенность окажется меньше начальной. В пропластки (например, 2), в которых текущая нефтенасыщенность составляет (1…1,2)·Sorn, закачивают оторочку нефти с данного пласта.

Лабораторные исследования показали, что при обводненности добывающей скважины 4 менее чем на 90% применение способа практически не повышает нефтеотдачу ввиду того, что нефть даже в более промытых пропластках еще способна согласно фазовым проницаемостям, к фильтрации за счет депрессии. По этой же причине в пропластки, в которых текущая нефтенасыщенность составляет более 1,2·Sorn, закачка оторочки нефти нецелесообразна.

Объем Vn закачиваемой оторочки нефти в n-й пропласток рассчитывают по формуле:

где L - расстояние от добывающей скважины 4, в которую закачивают оторочку нефти до ближайшей нагнетательной скважины 5, м,

hn - средняя толщина n-го пропластка, м,

mn - средняя пористость n-го пропластка, д.ед.,

Оторочку нефти продавливают водой с меньшей минерализацией, чем минерализация закачиваемой воды. Соотношение объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды в каждом пропластке задают от 1:10 до 1:100. Скорость закачки нефти и воды (расход) не является существенным моментом, однако не должна превышать максимальную приемистость, и задается не более той, что осуществляется в соседние нагнетательные скважины 5.

Коэффициент 1…100 в формуле (1) выбран согласно исследованиям. Так, если коэффициент равен 1, то объем нефтяной оторочки слишком мал и не оказывает влияния на прирост нефтеотдачи. Однако большие объемы закачки нефти, т.е. с коэффициентом более 100, несмотря на прирост добычи нефти, снижают экономическую эффективность способа, т.к. получаемой дополнительной нефти недостаточно для покрытия расходов на проведение операций. Аналогично выбраны значения соотношения объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды. При закачке воды в объеме менее 10 объемов нефти охват пласта оторочкой нефти незначителен, что не приводит к повышению нефтеотдачи. При больших объемах продавливаемой воды - более 100 объемов нефти последующий необходимый отбор воды снижает экономическую эффективность способа. Из-за наличия также зональной неоднородности продавливаемая оторочка нефти не будет иметь строго плоско-радиальную или прямолинейно-параллельную форму, вода прорвется через высокопроницаемые участки и не позволит оторочке нефти уйти глубоко в пропласток. Таким образом, закачиваемый объем воды не будет оказывать эффекта.

Меньшая минерализация закачиваемой воды согласно лабораторным экспериментам оказывает для терригенных коллекторов существенное влияние на страгивание, миграцию и блокирование поровых каналов мелкодисперсными глинистыми частицами при их присутствии в породе. В результате выравнивается фронт вытеснения по пропласткам. Для карбонатных коллекторов низкоминерализованная вода частично снижает остаточную нефтенасыщенность коллектора.

Во время закачки нефти остальные пропластки изолируют пакерами 9, а ближайшую нагнетательныую скважину 5 останавливают во избежание влияния на процесс закачки нефти. После закачки оторочки нефти и продавки ее водой скважины 4 и 5 пускают в работу.

Аналогичные операции осуществляют на остальных скважинах коллектора. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта.

Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента нефтеизвлечения при разработке неоднородных слоистых нефтяных коллекторов

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. Участок слоистого терригенного нефтяного коллектора, представленный нефтенасыщенными пропластками 1, 2, 3, разделенными неколлектором 6, и залегающий на глубине 1620 м, разрабатывается добывающей 4 и нагнетательной 5 вертикальными скважинами с расстоянием между скважинами L=300 м. Абсолютная проницаемость пропластков 1, 2, 3 составляет k1=100 мД, k2=300 мД, k3=200 мД соответственно, средняя толщина пропластков 1, 2, 3 соответственно h1=2 м, h2=4 м, h3=3 м, средняя пористость соответственно m1=0,18 д.ед., m2=0,2 д.ед., m1=0,19 д.ед. Общая минерализация сточной воды - 250 г/л. Приемистость нагнетательной скважины - 50 м3/сут.

Разрабатывают коллектор заводнением сточной водой. Определяют посредствам лабораторных керновых исследований на керновом материале данных скважин 4, 5 остаточную нефтенасыщенность каждого пропластка 1, 2, 3 при вытеснении сточной водой: Sor1=0,25 д.ед., Sor2=0,30 д.ед., Sor3=0,28 д.ед.

Ввиду неоднородности коллектора фронт вытеснения от нагнетательной скважины 5 к добывающей скважине 4 движется неравномерно, наиболее быстро обводняется пропласток 2. При обводненности добывающей скважины 4 более 90,1% добывающую скважину останавливают, проводят геофизические исследования, по которым определяют текущую нефтенасыщенность пропластков: S1=0,47 д.ед., S2=0,30 д.ед., S3=0,40 д.ед.

Таким образом, для 2-го пропластка S2=1·Sor2=1·0,30=0,30 д.ед. В данный пропласток 2 закачивают оторочку нефти с рассматриваемого коллектора в объеме

Оторочку нефти продавливают пресной водой, минерализация которой составляет 1 г/л в объеме, равном 10 объемам оторочки нефти, т.е. 22,6·10=226 м3. Закачку оторочки нефти и продавку ее водой ведут при остановленной на время проведения операций скважине 5, а также изолированными пакерами 9 пропластками 1 и 3.

Закачку нефти и воды в добывающую скважину 4 осуществляют с расходом 50 м3/сут. После закачки нефти и воды скважины 4 и 5 и все пропластки 1, 2, 3 коллектора пускают в работу.

Аналогичные операции осуществляют на остальных скважинах коллектора. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Коллектор имеет другие характеристики и является карбонатным. Приемистость нагнетательной скважины - 150 м3/сут. Объемом закачки нефти осуществляют последовательно в пропластки 1 и 2 ввиду того, что их текущие нефтенасыщенности S1=1,2 Sor1 и S3=1,1·Sor3. Объем закачиваемой нефти 1-го пропластка составляет 3-го пропластка Оторочку нефти продавливают пресной водой в объеме, равном 100 объемам оторочки нефти. Закачку нефти и воды осуществляют с расходом 150 м3/сут.

В результате разработки рассмотренного участка коллектора, состоящего из двух скважин 4 и 5, за время, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, было добыто 122,4 тыс. т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) был достигнут 0,510 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 108,7 тыс. т нефти, КИН составил 0,453 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,057 д.ед.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи коллектора.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициента нефтеизвлечения при разработке неоднородных слоистых нефтяных коллекторов.

Способ последовательного заводнения слоистого коллектора, включающий разработку залежи добывающими и нагнетательными скважинами, добычу продукции из добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, обработку коллектора нефтевытесняющими составами через добывающие скважины, пуск в работу скважин после закачки нефтевытесняющих составов, отличающийся тем, что определяют посредствам лабораторных керновых исследований остаточную нефтенасыщенность каждого n пропластка Sorn при вытеснении водой, применяемой для заводнения, после разработки коллектора заводнением и превышения обводненности добывающей скважины более чем на 90% проводят геофизические исследования, по которым определяют текущую нефтенасыщенность пропластков, в пропластки, в которых текущая нефтенасыщенность составляет (1…1,2)·Sorn, закачивают оторочку нефти из данного пласта, которую продавливают водой с меньшей минерализацией, чем минерализация закачиваемой воды, причем во время закачки нефти остальные пропластки изолируют пакерами, а ближайшие нагнетательные скважины останавливают, соотношение объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды в каждом пропластке задают от 1:10 до 1:100, объем Vn закачиваемой оторочки нефти в n-й пропласток рассчитывают по формуле
, м3,
где L - расстояние от добывающей скважины, в которую закачивают
оторочку нефти, до ближайшей нагнетательной скважины, м;
hn - средняя толщина n-го пропластка, м;
mn - средняя пористость n-го пропластка, д. ед.;
π=3,14 д. ед.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к технологии разработки нефтяных пластов с помощью нефтедобывающих и нагнетательных скважин. Способ может быть использован на нефтяных месторождениях, где добыча нефти из пластов ведется методом вытеснения нефти закачиваемым агентом, в частности - водой.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве и эксплуатации добывающих горизонтальных скважин на нефтяных залежах с подошвенной водой.

Изобретение относится к способам разработки многопластовой залежи с вытеснением водой. Способ включает внутрискважинную перекачку воды из водоносного пласта в продуктивный пласт на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности. Технический результат - повышение нефтеизвлечения при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к области нефтедобычи и, в частности, к способам стимуляции пласта и его призабойной зоны для повышения приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами - БГС.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.

Изобретение относится к газовой отрасли и связано с проблемой обеспечения эффективной доразработки водоплавающих залежей с остаточными запасами низконапорного газа. В частности, изобретение актуально для крупнейших газовых залежей в отложениях сеномана на месторождениях Севера Западной Сибири, остаточные запасы низконапорного газа в которых оцениваются в несколько триллионов куб. м. Технический результат - повышение эффективности способа за счет учета особенностей проявления водонапорного режима при доразработке водоплавающей залежи с запасами низконапорного газа и возможности воздействия на него. По способу продолжают разработку залежи на основе пробуренных вертикальных добывающих скважин. Компримируют газ для подачи его в магистральный газопровод и реализуют комплекс технико-технологических решений, в соответствии с которыми осуществляют бурение одной или нескольких горизонтальных скважин для добычи воды из интервалов ниже текущего уровня газоводяного контакта - ГВК и выше его начального уровня в пределах зоны установки комплексной подготовки газа - УКПГ, где за счет конусообразования происходит поступление пластовой воды в добывающие вертикальные скважины. В периферийных зонах, за пределами зон разбуривания УКПГ, бурят одну или несколько горизонтальных нагнетательных скважин для закачки воды в интервалы ниже текущей отметки ГВК. Обеспечивают вытеснение малоподвижного периферийного низконапорного газа в сторону добывающих вертикальных скважин. Для поддержания уровня добычи газа за пределами зон разбуривания УКПГ бурят одну или несколько горизонтальных добывающих скважин с проводкой ствола в верхней части продуктивного пласта ближе к кровле. При продолжении продвижения подошвенной воды к забоям вертикальных добывающих скважин в первоочередных скважинах-кандидатах на обводнение интервалы перфорации сокращают на 5-10 метров за счет цементирования их нижней части. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке пластовых залежей нефти, осложненных вертикальными разломами, вытеснением рабочим агентом. Технический результат - повышение эффективности разработки за счет экономии рабочего агента и энергии для его закачки в нефтеносный участок пласта от использования жидкости и энергии близлежащих участков. По способу определяют гипсометрические отметки пласта. Размещают вертикальные и горизонтальные добывающие, нагнетательные скважины за исключением зон максимального падения гипсометрических отметок пласта в непосредственной близости от разломов. Вдоль них размещают вертикальные добывающие скважины. Осуществляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Переводят вертикальные добывающие скважины в нагнетательные при снижении в них дебита ниже уровня рентабельности. Осуществляют бурение дополнительных горизонтальных стволов, направленных в сторону линии разлома. При этом определяют непроницаемые границы разломов в залежи, разбивающие пласт на участки с различным пластовым давлением. Перед переводом обводнившихся добывающих скважин под нагнетание рабочего агента для поддержания пластового давления дополнительные горизонтальные стволы бурят со вскрытием непроницаемой границы разломов из обводнившегося участка пласта с более высоким пластовым давлением в нефтеносный участок пласта выше уровня водонефтяного контакта. Осуществляют переток жидкости из одного участка пласта в другой участок с пониженным пластовым давлением по дополнительным горизонтальным стволам. Объем закачиваемого с поверхности вытесняющего агента через нагнетательные скважины в участок с пониженным давлением снижают. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки карбонатных коллекторов с трещинно-каверновым типом пустотного пространства в пределах сводовой части структуры при наличии сводовой кальдеры. Технический результат - увеличение дебита нефти добывающих скважин и конечного коэффициента извлечения нефти за счет повышения охвата выработкой запасов нефти в карбонатных трещинно-каверновых коллекторах. По способу определяют участки залежи со сводовой кальдерой, характеризующейся распространением радиальных трещин и кольцевой непроницаемой трещиной с уменьшающейся вниз по разрезу их раскрытостью. Определяют зоны распространения трещин различного типа и зоны кавернования на этом участке. Определяют направления движения регионального потока жидкости по зонам трещиноватости. В зонах кавернования располагают добывающие скважины со вскрытием всех коллекторов кальдеры по разрезу. Нагнетательные скважины располагают в северной части внутри кальдеры на расстоянии не менее 100 м до ближайшей добывающей скважины на одинаковом расстоянии между ближайшими трещинами со вскрытием и закачкой вытесняющего агента в нижний коллектор. Осуществляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. Продукцию отбирают через добывающие скважины. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяной залежи на поздней стадии разработки. Технический результат - повышение эффективности разработки за счет равномерности охвата пласта заводнением и снижения затрат на строительство скважин. По способу определяют остаточные запасы нефти в межскважинном пространстве. Для этого выбирают заводненную нефтяную залежь, из которой отобрано ≥80% извлекаемых запасов нефти и с нефтенасыщенными толщинами ≥2 м. По результатам геофизических исследований скважин и лабораторных исследований керна выделяют зоны с низкопродуктивными породами, вскрытые соседними скважинами. Определяют области дренирования добывающих скважин для определения границы зоны с остаточными рентабельными запасами нефти в межскважинном пространстве. В направлении этих зон из близлежащих добывающих скважин с наименьшей выработкой запасов бурят дополнительные добывающие боковые и боковые горизонтальные стволы. Длина боковых и боковых горизонтальных стволов не превышает расстояния между соседними скважинами. При наличии в разрезе соседних скважин более одного нефтенасыщенного пласта, в каждом из которых установлена зона с остаточными рентабельными запасами нефти, бурят боковой ствол со вскрытием всех этих зон. Осуществляют закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины. Продукцию отбирают через добывающие скважины. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.,1 пр.
Наверх