Полисолевой биополимерный буровой раствор поли-с

Изобретение относится к буровым растворам, используемым при бурении нефтяных скважин. Технический результат - повышение технологической эффективности бурового раствора и повышение качества вскрытия продуктивных терригенных коллекторов нефти и газа. Полисолевой биополимерный буровой раствор для бурения нефтяных скважин содержит, мас.%: каустическую или кальцинированную соду 0,05-0,10; хлорид натрия 22,5-24,0; хлорид калия 2,0-3,0; бишофит 5,0-6,0; акриловый полимер 0,05-0,15; карбоксиметилцеллюлозу 0,25-0,40; биополимерный реагент ксантанового типа 0,3-0,4; карбонатный кольматант 3,0-6,0; смазочную добавку, представляющую собой композицию триглицеридов, гликолей и неионогенных поверхностно-активных веществ, 0,3-1,5; пеногаситель 0,03-0,05; воду остальное. 2 табл.

 

Изобретение относится к полимерным буровым растворам на водной основе, применяемым при бурении наклонно-направленных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин в сложных горно-геологических условиях с присутствием в разрезе карбонатных и терригенных отложений, в том числе в хемогенных породах (галит).

Буровой раствор для бурения скважин в горно-геологических условиях Восточной Сибири помимо выполнения известных функций должен обладать следующими качествами:

- иметь устойчивые структурные и реологические свойства для бурения наклонно-направленных и горизонтальных участков скважин со сложными профилями;

- по составу дисперсионной среды и общей минерализации соответствовать минерализации пластовой воды продуктивного хамакинского горизонта во избежание физико-химических явлений массопереноса и образования осадков, загрязняющих поровое пространство;

- не растворять хемогенные отложения;

- содержать дисперсную фазу (кольматант), способствующую поверхностной кольматации с целью уменьшения глубины проникновения фильтрата, с учетом особенностей строения и состава порового пространства;

- обладать смазочными свойствами для обеспечения проводки горизонтальных скважин большой длины со сложными профилями;

- не приводить к преждевременному коррозионному износу оборудования.

Известен биополимерный буровой раствор на водной основе, содержащий следующие компоненты, мас. %: биополимер 0,5-0,6; хлорид кальция 14-18; вода остальное (например, патент SU 1774946, МПК-1990.01 С09К 7/02). Данный раствор имеет следующие недостатки: повышенные значения показателя фильтрации при повышенных перепадах давления, низкие смазочные свойства, а также повышенную коррозионную активность по отношению к буровому оборудованию.

Наиболее близким аналогом к изобретению по своей технологической сущности является безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных горизонтов (прототип), который содержит, мас. %: полимерный понизитель фильтрации - полианионную целлюлозу, или карбоксиметилцеллюлозу, или карбоксиэтилцеллюлозу, или оксиэтилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил 0,1-1,0, биополимер ксантанового типа 0,2-0,5, этилендиамины жирных кислот - продукт конденсации этилендиамина и фосфатидного концентрата 0,05-3,0, гуматы щелочных металлов - углещелочной реагент УЩР или гуматно-калиевый реагент ГКР 3,0-6,0, соли щелочных и/или щелочноземельных металлов - KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит 3,0-40,0, вода остальное (см. патент RU 2289603, МПК-2006.01 С09К 8/10).

Недостатками данного раствора является отсутствие заменяющих регентов российского производства (УЩР, ГКР), высокая стоимость используемых химических реагентов с учетом концентраций, сложность в управлении свойствами при различных концентрациях компонентов из-за их разнонаправленного действия (разжижение, загущение). В прототипе отсутствуют реагенты, повышающие и поддерживающие рН воды на уровне 8-10, что необходимо для обеспечения функционирования полимеров. В прототипе отсутствует реагент-пеногаситель, что не учитывает потенциальную склонность такого типа растворов к пенообразованию. Применение растворов с концентрацией хлорида натрия ниже пороговой (20-24%) способствует активному растворению отложений галита, увеличению кавернозности ствола скважин с сопутствующими осложнениями.

Сущность изобретения заключается в том, что за счет включения в рецептуру биополимерного бурового раствора специальных реагентов и материалов, а именно каустической или кальцинированной соды, акрилового полимера, карбонатных кольматантов и пеногасителя, повышается его эффективность и качество строительства скважин в сложных горно-геологических условиях. Состав и концентрация компонентов разработанного бурового раствора обеспечивают необходимые структурные и реологические свойства для бурения наклонно-направленных и горизонтальных участков скважин со сложными профилями.

Введение каустической или кальцинированной соды обеспечивает рН воды на уровне 8-10, за счет чего полимерные реагенты бурового раствора работают наиболее эффективно.

Карбоксиметилцеллюлоза в растворе играет роль понизителя фильтрации.

Биополимерный реагент в растворе отвечает за структурообразование.

Введение акрилового полимера обеспечивает стабильность реологических свойств бурового раствора.

Сочетание солей в заявленном соотношении позволяет значительно снизить интенсивность физико-химических явлений массопереноса и образования осадков, загрязняющих поровое пространство и ухудшающих качество первичного вскрытия продуктивных горизонтов. Разработанный буровой раствор по общей минерализации дисперсионной среды соответствует минерализации пластовой воды продуктивных горизонтов (порядка 350 г/л). Одновременно обеспечивается сохранность хемогенных отложений (не растворяет галит).

Введение в разработанную рецептуру специально подобранного кольматанта на основе карбоната кальция обеспечивает создание на стенках скважины плотной кольматационной корки, способствующей поверхностной кольматации с целью уменьшения глубины проникновения фильтрата. Подбор фракционного состава кольматанта для конкретного эксплуатационного объекта осуществляется по методике, учитывающей особенности строения и свойств проницаемого пласта.

Введение пеногасителя предотвращает возможное пенообразование и тем самым обеспечивает стабильность технологических характеристик бурового раствора.

Введение смазочной добавки, представляющей собой композицию триглицеридов, гликолей, неионогенных поверхностно-активных веществ (ПАВ) и модифицирующих полезных добавок, устойчивой к пенообразованию и солестойкой, улучшает структурные и реологические, фильтрационные и смазочные показатели, повышает коррозионную устойчивость. При этом активные компоненты смазочной добавки (ПАВ) способствуют уменьшению поверхностного натяжения на границе фильтрат бурового раствора - пластовая нефть и способствуют качественному первичному вскрытию. Уменьшается растворяющий объем в буровом растворе, что способствует уменьшению объемов растворения посторонних веществ при проводке ствола скважины.

Состав и концентрации компонентов бурового раствора приведены в таблице 1.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером.

Пример. Для приготовления заявляемого бурового раствора в лабораторных условиях были использованы следующие вещества: вода 1 л, кальцинированная сода 0,5 г, хлорид натрия 230 г, хлорид калия 25 г, бишофит 55 г, Праестол 2540Н 1 г, биополимерный реагент - ксантановая смола 3,5 г, Камцел 1000 2,5 г, кольматант - КС-80 30 г и смазочная добавка ФК-2000 Плюс М.

Раствор приготавливают путем поочередного введения и смешивания компонентов до полного растворения.

В лабораторных условиях с использованием стандартных методик на указанных приборах и оборудовании исследовали следующие параметры заявляемого бурового раствора: рычажные весы - плотность, кг/м3; вискозиметр ВБР-1 - условная вязкость, с; ротационный вискозиметр - пластическую вязкость, мПа⋅с, динамическое напряжение сдвига, дПа, статическое напряжение сдвига, дПа; фильтр-пресс - показатель фильтрации, см3/30 мин; рН-метр - кислотность среды; прибор КТК-2 - коэффициент трения корки; электронный штангенциркуль - толщину корки, мм; цилиндр стабильности ЦС-2 - стабильность раствора; термометр. Смазочные свойства изучали на приборе фирмы «Бароид». Результаты измерений представлены в таблице 2.

Оценку кольматирующей способности бурового раствора, глубины и объема проникновения фильтрата выполняли по методике определения коэффициента восстановления проницаемости керна после воздействия бурового раствора. На лабораторной установке ПИК-ОФП-FD моделировали пластовые условия, режим воздействия моделировали по времени воздействия и параметрам, аналогичным процессу первичного вскрытия. Через насыщенные пластовыми флюидами образцы керна горных пород (колонка из трех кернов), отобранные из продуктивного хамакинского горизонта, прокачивали сначала керосин, затем буровой раствор и затем снова керосин, определяя проницаемость для керосина до и после воздействия буровым раствором и его фильтратом. При этом определялись глубина и время проникновения бурового раствора и его фильтрата в колонку керна. В заключение определялась газопроницаемость каждого образца керна и сравнивалась с начальной (до эксперимента).

По результатам экспериментов по оценке кольматирующей способности бурового раствора, глубины и объема проникновения фильтрата, коэффициент восстановления проницаемости после воздействия бурового раствора получен в диапазоне 1,5-3,5%. Проницаемость первого образца в колонке из трех образцов, по отношению к начальной проницаемости до проведения экспериментов, находилась в диапазоне 17-31%, второго - 65-77%, а третьего - 95-100%. Результаты свидетельствуют о высокой кольматационной способности бурового раствора и о снижении глубины загрязнения образцов керна. Для сравнения, подобные буровые растворы без кольматантов, по результатам проведенных экспериментов, показывают, что фильтрат бурового раствора проникает по всей длине колонки и снижает проницаемость образцов керна, в том числе третьего образца в среднем до 20 - 70% по отношению к начальной.

Замерялась общая минерализация фильтрата бурового раствора путем проведения лабораторного анализа на 6-компонентный состав. Минерализация фильтрата составляла 300-350 г/л.

Указанные параметры, особенности и преимущества заявляемого бурового раствора позволят:

- предупредить осложнения за счет сохранения высокой выносящей и удерживающей способностей бурового раствора, низкого значения показателя фильтрации, высокой смазывающей способности бурового раствора;

- фильтрату бурового раствора по составу дисперсионной среды и общей минерализации соответствовать минерализации пластовой воды продуктивного хамакинского горизонта и значительно снизить активность физико-химических явлений массопереноса и образования осадков, загрязняющих поровое пространство;

- не растворять хемогенные отложения в разрезе горных пород;

- повысить качество вскрытия продуктивных пластов за счет предупреждения глубокого проникновения фильтрата бурового раствора в пласт за счет формирования низкопроницаемой и устойчивой в условиях полисолевой минерализации фильтрационной корки и зоны кольматации и низкого поверхностного натяжения на границе с пластовой нефтью;

- повысить технико-экономические показатели за счет уменьшения количества дорогостоящих импортных реагентов.

Полисолевой биополимерный буровой раствор для бурения нефтяных скважин, содержащий соли - хлориды натрия, калия и бишофит, полимерный понизитель фильтрации - карбоксиметилцеллюлозу, биополимерный реагент ксантанового типа, смазочную добавку и воду, отличающийся тем, что хлориды натрия, калия и бишофит применяются совместно, дополнительно к ним раствор содержит каустическую или кальцинированную соду, акриловый полимер, карбонатный кольматант и пеногаситель, а в качестве смазочной добавки используется добавка, представляющая собой композицию триглицеридов, гликолей и неионогенных поверхностно-активных веществ ПАВ, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

каустическая
или кальцинированная сода 0,05-0,10
хлорид натрия 22,5-24,0
хлорид калия 2,0-3,0
бишофит 5,0-6,0
акриловый полимер 0,05-0,15
карбоксиметилцеллюлоза 0,25-0,40
биополимерный реагент 0,3-0,4
карбонатный кольматант 3,0-6,0
указанная смазочная добавка 0,3-1,5
пеногаситель 0,03-0,05
вода остальное



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к способам и композициям для ингибирования коррозии металлов, конкретно нержавеющих и дуплексных сталей. Коррозия металлических трубопроводов составами ингибиторов гидратообразования, в частности локализованная коррозия, уменьшается, когда состав ингибитора гидратообразования содержит эффективное количество по меньшей мере одной гидроксикислоты или эквивалента, выбранной из группы, состоящей из гидроксикислот, имеющих от 2 до 20 атомов углерода и по меньшей мере одну гидроксильную группу, и по меньшей мере один ион неорганического галогенида, а также не содержит метанол.

Изобретение относится к композиции и к способу цементирования обсадной колонны в стволе буровой скважины, с использованием водной цементирующей композиции, включающей: (а) воду, (b) цементирующую композицию, включающую (i) гидравлический цемент, (ii) гидрофобно-модифицированный полимер, (iii) диспергатор и необязательно (iv) одну или многие другие добавки, обычно добавляемые в водные цементирующие композиции, применимые для цементирования обсадных колонн в стволах буровых скважин.
Изобретение относится к способу извлечения битума из битуминозных песков. Способ извлечения битума включает стадию обработки битуминозных песков с помощью простого эфирамина гликоля, где обработка предназначена для битуминозных песков, извлеченных с помощью добычи на поверхности или добычи in situ, причем простой эфирамин гликоля имеет следующую структурную формулу: R-(OC2H4)x-NH2 или R-(OCH2CH(CH3))y-NH2, где R представляет собой С1-C6 алкильную или фенильную группу и x и y независимо равны 1-3.

Изобретение относится к композиции на основе поверхностно-активных веществ - ПАВ, ее получению и ее использованию при добыче нефти третичными методами. Композиция на основе ПАВ включает катионное ПАВ и анионо-неионогенное ПАВ и обладает значительно повышенной активностью на поверхности раздела фаз и стабильностью по сравнению с известными композициями.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к реагентам для изоляции водопритоков в добывающих скважинах и блокады обводненных пластов в нагнетательных скважинах с целью повышения нефтеотдачи.

Группа изобретений относится к обработке скважин. Технический результат - подавление набухания и/или миграции компонентов пласта, стабильность, управляемые свойства и безопасность жидкости для обработки скважин.
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к выносу жидкости из эксплуатационных газовых скважин. Технический результат - повышение эффективности выноса жидкости из газовых скважин в условиях низких пластовых давлений и дебитов газовых скважин.

Изобретение относится к области промысловой геологии и может быть использовано в процессе добычи углеводородов из подземных геологических формаций. В данном документе описан способ измерения вязкости неньютоновской жидкости для поточного измерения и управления процессом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к производству керамических проппантов, в частности к подготовке сырьевой смеси, предназначенной для изготовления среднеплотных и легковесных магнезиально–кварцевых проппантов с насыпной плотностью 1,4–1,65 г/см3.

Изобретение относится к сцинтилляционным неорганическим оксидным монокристаллам со структурой граната, предназначенным для датчиков ионизирующего излучения в задачах медицинской диагностики, экологического мониторинга, неразрушающего контроля и разведке полезных ископаемых, экспериментальной физике, устройствах для измерения в космосе.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, и направлено на увеличение нефтеотдачи месторождений с карбонатными и терригенными коллекторами с повышенным содержанием карбонатов. Технический результат - повышение эффективности выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин за счет усиления сцепления горной породы с полимером и соответственно повышения фактора остаточного сопротивления. В способе выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах с повышенным содержанием карбонатов, включающем закачку в нагнетательную скважину водного раствора сшивающегося полимерного состава, содержащего полиакриламид с молекулярной массой от 5 до 15 миллионов и степенью гидролиза 5-30% и ацетат хрома, и добычу нефти через добывающие скважины, до закачки указанного раствора закачивают на минимальной скорости оторочку водного раствора ацетата хрома с концентрацией не выше 0,1% в объеме, равном объему указанного раствора, а после закачки указанного раствора закачивают воду для проталкивания его на требуемую глубину и оставляют скважину на реакцию. 1 табл.

Изобретение может найти применение в газовой и нефтяной промышленности при цементировании обсадных колонн эксплуатационных и глубоких разведочных скважин, при наличии в разрезе горных пород, склонных к гидроразрыву. Технический результат – снижение плотности тампонажного раствора, приготовленного из композиции, до уровня, исключающего гидроразрыв пород, при прочности сформированного цементного камня на уровне и выше прочности цементного камня из бездобавочного портландцемента. Облегченная тампонажная композиция содержит, мас.%: портландцемент – 50-70, измельчённый и прокалённый при 500°С природный опал – остальное. 1 табл.

Настоящее изобретение относится к высококонцентрированным безводным аминным солям углеводородполиалкоксисульфатов, причем эти соли выбраны из группы замещенных аминов, предпочтительно - алканоламинов. Полученные продукты при комнатной температуре являются низковязкими и пригодными для перекачивания насосом. Вследствие отсутствия воды соли являются высокоустойчивыми к гидролизу, в том числе при высоких температурах. Также изобретение относится к применению композиции, содержащей указанные соли, разведенной водой, в месторождениях нефти. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - обеспечение более эффективной добычи нефти или извлечения углеводородов из нефтеносных песков или других поверхностей или материалов, содержащих углеводороды. 3 н. и 32 з.п. ф-лы, 2 пр., 3 табл.
Изобретение относится к области строительных материалов, в частности к составам комплексных добавок, используемых в производстве бетонов, строительных растворов, бетонных и железобетонных изделий, включая процессы цементирования нефтяных и газовых скважин. Расширяющая добавка для тампонажного материала содержит 70-83 мас.% сланцевой золы, 14-24,5 мас.% метакаолина и 2,2-6,3 мас.% гиперпластификатора на основе поликарбоксилатов Melflux 1641 F. При этом сланцевая зола имеет массовую долю свободного оксида кальция не менее 14%, а остаток на сите №008 не более 35%. Техническим результатом является обеспечение возможности регулирования с помощью добавки расширения тампонажного материала во времени с целью уменьшения усадочных деформаций цемента и повышения плотности тампонажного материала.

Группа изобретений относится к скважинным жидкостям. Технический результат – повышение вязкости скважинной жидкости. Скважинная жидкость содержит синтетическую маслянистую жидкость, которая является жидкой при 25°C, является по существу несмешиваемой с водой, имеет меньше примерно чем 2% ароматических соединений, является в основном линейной и получена по способу, включающему реакцию Фишера-Тропша; алкоксилированный спирт, имеющий общую формулу: X-O-(CnH2nO)y-(C2H4O)z-H, где X представляет собой органильную группу, имеющую от 3 до 40 атомов углерода, n равен 2, 3 или 4, y равен 0-6, и z равен 3-20; органофильную глину. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 3 ил., 4 табл., 3 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине. Способ включает приготовление и закачивание изоляционной композиции в скважину, содержащей 25,0-60,0 мас.% ацетоноформальдегидной смолы и 15,0-25,0 мас.% 10%-ного раствора гидроксида натрия. При этом изоляционная композиция дополнительно содержит 25,0-50,0 мас.% омыленной древесной смолы. При этом сначала перемешивают ацетоноформальдегидную и омыленную древесную смолы, затем добавляют 10%-ный раствор гидроксида натрия и повторно перемешивают. Техническим результатом является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ, расширение технологических возможностей его применения за счет увеличения времени структурирования изоляционной композиции, ее высокой фильтруемости и сохранения проницаемости по нефти. 3 пр., 1 табл.
Изобретение относится к производству проппантов - гранулированных расклинивающих агентов, используемых для проведения гидравлического разрыва нефтегазоносных пластов. Технический результат - уменьшение растворимости в смеси кислот, использование низкосортного железистого боксита и техногенных отходов производства, увеличение эффективности производства. Шихта для получения проппанта в виде гранул, включающая обожженный железистый боксит и спекающую добавку - по крайней мере один компонент из: известь негашеная или гидратная, доломит, мел, содержит указанный боксит с содержанием Fe2O3 5,5-35,0 мас. % и дополнительно - техногенные отходы производства проппанта: некондиционные высушенные и некондиционные обожженные гранулы и уловленную аспирационной системой и электрофильтрами пыль, при следующем соотношении компонентов, мас. %: указанный боксит с содержанием Fe2O3 5,5-35,0 мас. % - 10,0-75,0, некондиционные высушенные гранулы - 3,0-60,0, некондиционные обожженные гранулы 5,0-30,0, указанная пыль 5,0-40,0, указанная спекающая добавка 0,1-5,0. Способ получения проппанта в виде гранул с размерами 0,15-4,0 мм из указанной выше шихты, включающий помол шихты при подаче спекающей добавки в размольный агрегат со скоростью 0,5-10 кг/мин, определяемой частотой 3,0-50,0 Гц, гранулирование в смесителе-грануляторе со связующим, сушку полученных гранул, их рассев, обжиг, охлаждение и рассев на товарные фракции. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 2 н. и 4 з.п.ф-лы, 1 ил., 1 табл., 12 пр.
Группа изобретений относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - снижение коррозионной активности технологической жидкости и токсичности. Технологическая жидкость для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин по первому варианту включает, мас.%: формиат натрия 16,0-50,3; активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии WHT – 8213 0,01-0,1; воду остальное. Технологическая жидкость для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин по второму варианту включает, мас.%: формиат калия 19,0-70,0; формиат цезия 5,0-60,0; активатор термостойкого ингибитора кислотной коррозии WHT – 8213 0,6-1,3; воду остальное. 2 н.п. ф-лы, 1 ил., 5 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления кремнеземистых легковесных керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП. Шихта для изготовления легковесного кремнеземистого проппанта, включающая кремнеземсодержащий компонент, магнийсодержащий компонент, дополнительно содержит цемент и/или цементный клинкер при следующем соотношении компонентов, масс. %: магнийсодержащий компонент 0,1-10, цемент и/или цементный клинкер 0,1-10, кремнеземсодержащий компонент - остальное. Легковесный кремнеземистый проппант характеризуется тем, что получен из указанной шихты. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – снижение разрушаемости кремнеземистого проппанта с насыпной плотностью менее 1,4 г/см3 при нагрузке до 10 тыс. psi. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 4 табл., 3 пр.

Изобретение относится к новым соединениям в ряду металлохелатов цинка и кадмия, а именно к комплексам бис-[N-[2-(алкилиминометил)фенил]-4-метилбензолсульфамида]цинка(II) или кадмия(II) общей формулы I или цвиттерионным комплексам цинка(II) или кадмия(II) с N-[2-(алкилиминометил)фенил]-4-метилбензолсульфамидом общей формулы II где R=СН2СН=СН2, CH2CH2N(C2H5)2, CH2CH2CH2N(C2H5)2, СН2СН2Р(С6Н5)2; M=Zn, Cd; n=2, 3. Металлокомплексные соединения I, II обладают фотолюминесцентными свойствами, излучают в сине-фиолетовой области спектра и могут быть использованы при создании светоизлучающих органических диодов (OLED) белого и видимого света в качестве электролюминесцентных слоев. 2 з.п. ф-лы, 5 ил., 1 табл., 6 пр.

Изобретение относится к буровым растворам, используемым при бурении нефтяных скважин. Технический результат - повышение технологической эффективности бурового раствора и повышение качества вскрытия продуктивных терригенных коллекторов нефти и газа. Полисолевой биополимерный буровой раствор для бурения нефтяных скважин содержит, мас.: каустическую или кальцинированную соду 0,05-0,10; хлорид натрия 22,5-24,0; хлорид калия 2,0-3,0; бишофит 5,0-6,0; акриловый полимер 0,05-0,15; карбоксиметилцеллюлозу 0,25-0,40; биополимерный реагент ксантанового типа 0,3-0,4; карбонатный кольматант 3,0-6,0; смазочную добавку, представляющую собой композицию триглицеридов, гликолей и неионогенных поверхностно-активных веществ, 0,3-1,5; пеногаситель 0,03-0,05; воду остальное. 2 табл.

Наверх