Определение местоположения негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн

Ø Очередной интервал колонны спрессовывают таким же способом и в том же порядке. Участки колонны опрессовывают до тех пор, пока повышение дав­ления в межколонном пространстве не укажет на наличие негерметичности в очередном исследуемом интервале. Затем скважину заполняют буровым

26. Определение местоположения сквозных дефектов обсадных колонн

 Если негерметичность колонны характеризуется поглощением бурового раствора при проверке на приемистость, то поинтервальную опрессовку ко-лонны следует производить при спуске пакера в сква-жину через каждые 300 - 500 м. После установки пакера опрессовке рекомендуется подвергать подпакерное пространство. Это ускоряет процесс поиска, так как не требуется герметизация ЗП. Отсутствие погло-щения при очередном цикле опрессовки укажет на наличие нарушения в интервале наращенных труб. Местоположение нарушения можно уточнить при последующем подъеме пакера опрессовкой колонны, при необходимости—после каждой поднятой трубы.

Если при проверке скважины на приемистость наблюдается выход циркуляции на поверхность и количество закачиваемой и вытекающей жидкости одинаково, то осуществляют закачку индикатора (красителя). Глубину дефекта L_B опреде­ляют по формуле:

                    L_B= V_n /0.785 D_ОК

где V_n - объем закачанной в скважину продавочной жидкости (включая объем раствора индикатора) до появления красителя на поверхности; D_K - внут­ренний диаметр кондуктора (промежуточной колонны).

27. Схема обводнения скважины чуждыми, подошвенными и промежуточными водами

Верхняя и нижняя воды залегают соответственно выше или ниже нефтяного пласта.

Контурная (краевая или крыльевая) вода залегает в пони­женной части нефтяного пласта (в антиклинальных складках).

Подошвенная вода в отличие от контурной располагается по всему пласту, занимая нижнюю часть его непосредственно под нефтью. В ряде случаев эта вода залегает в отдельном пропластке отделяясь от нефти небольшими глинистыми пропластками.

Промежуточная вода. Нефтяной пласт нередко состоит из отдельных пропластков, у которых контуры нефтеносности не совпадают. Свойства воды, заполняющей такие пропластки, часто не отличаются от свойств пластовых вод. Такие воды называются промежуточными.

28. Разобщение пластов при эксплуатации одной скважиной нескольких горизонтов..

Если вода проникает в скважину через нижнюю часть объединенного фильтра, в стволе создают цементный стакан с учетом перекрытия водоносного пропластка.

Сущность этих работ заключается в следующем. В скважину спускают заливочные трубы до забоя, промывают ее водой, а затем цементируют без давления.

Если вода проникает в скважину через верхнюю часть фильтра, изоляцию ее проводят цементированием под давлением через зали­вочные трубы. Для этого нижнюю часть фильтра затрамбовывают песком во избежание попадания в эту зону цементного раствора. Конец заливочных труб устанавливают несколько выше водоносного пропластка и производят цементирование под давлением с последующим разбуриванием или вымывом излишка цементного раствора. По окончании работ испытывают колонну на герметичность.

29. ВОЗВРАТНЫЕ РАБОТЫ. Возврат скважины на вышележащий гори­зонт и на нижележащий горизонт

Возврат скважин на выше – или нижележащий горизонт – мероприятие, применяемое на многопластовых месторождениях с целью более полного использования эксплуатационных скважин.

Принятая разработка нефтяных месторождений по системе «снизу—вверх» предусматривает возможность использования скважин для поочередной эксплуатации ряда горизонтов и пластов по мере их истощения или по другим техническим причинам. Скважины, после того, как они выполнили свое назначение на каком-либо объекте эксплуатации, переводят на эксплуатацию другого объекта. Решение о переводе скважин (возврата) на другие горизонты принимают, если нет возможности использования их в качестве пьезометрических, наблюдательных, нагнетательных на данном горизонте.

30. Причины возврата скважины на другой горизонт.

1) истощения эксплуатационного объекта;

2) обводнения эксплуатационного объекта контурной водой;

3) необходимости прекращения эксплуатации объекта, как дегазирующего нефтеносный горизонт;

4) невозможности ликвидации аварий, исправления дефектов эксплуатационной колонны и т.д. (технические причины).

31. ТАМПОНАЖНЫЕ РАБОТЫ ПРИ РЕМОНТЕ КРЕПИ СКВАЖИН

Основным методом ликвидации негермет-ичности обсадных колонн и заколонного пространства является тампонирование под давлением. Этот и другие методы РИР включают вспомогательные операции по установке разделительных тампонажных мос-тов, наращиванию цементного стакана, насыпке песчаных пробок, намыву наполните-лей. Тампонажные материалы и технологиче-ские схемы проведения тампонажных работ следует выбирать в зависимости от целей РИР, геолого-технических и гидротермальных условий в изолируемой зоне скважины

32. Способы тампонирования по результатам исследования скважины и условиям формирования изоляционного экрана

Таблица…

В скважинах, где наблюдается отдача пласта, способ тампонирования должен обеспечить ОЗЦ под избыточным давлением без промежуточной разгрузки колонны от давления для подъема части НКТ в безопасную зону. Эти же способы следует применять в не заполняющихся скважинах, а также в заполняющихся скважинах, где отдача пласта отсутствует, в случаях, когда условия РИР требуют формирования изоляционных экранов под избыточным давлением при ОЗЦ, например, при ремонте колонн в зоне слабосцементированных пород, ликвидации межпластовых перетоков в неперфорированных интервалах колонны и др.

33. Тампонирование под давлением через НКТ и обсадную колонну

Способ применяется для ускорения процесса доставки тампонирующей смеси к изолируемой зоне в скважинах, заполняющихся буровым раствором при проверке на приемистость.

Нижний конец НКТ устанавливают над зоной ввода (отверстия в колонне) на расстоянии, вмещающем расчетный объем тампонирующей смеси. Зака­чивая буровой раствор в НКТ, следует восстановить циркуляцию. При открытом выкиде из затрубного пространства закачивают и продав­ливают тампонирующую смесь в скважину. После достижения тампонирующей смесью нижнего конца НКТ выкид из затрубного пространства закрывают и продолжают продавливание до выхода всей смеси из труб.

При обратной промывке производят контрольный вы-мыв для гарантии отсутствия тампонирующей смеси в кольцевом пространстве за НКТ. Тампони­рующую смесь задавлив. пласт до достижения требуемого давления.

Скважину оставляют в покое на период ОЗЦ под давлением.

34. Тампонирование под давлением через НКТ, установленные над зоной ввода тампонирующей смеси за колонну

Если восстановления циркуляции не произошло, то следует прокачать в НКТ и затрубное пространство одновременно контрольное количество бурово­го раствора, равное удвоенному внутреннему объему участка колонны от ниж­него конца НКТ до нижней границы зоны ввода, а затем поднять трубы над зо­ной ввода на расстояние, вмещающее объем тампонирующей смеси. После ОЗЦ операцию следует повторить.

Если циркуляция восстановилась, то оставшуюся в затрубном пространстве и НКТ тампонирующую смесь следует задавить в пласт.

Этот способ применяется в следующих случаях: при изоляции нижних и подошвенных вод, когда планируется нарастить цементный стакан над искусственным забоем;

при изоляции нижних и подошвенных вод, когда протяженность интервала перфорации составляет более 10 м;

при изоляции дефектов крепи, когда приемистость скважины меньше 0,5м.куб./час*МПа

при изоляции дефектов крепи, когда планируется вымыв тампонирующе­го состава из изолируемого объекта после РИР В заполняющихся скважинах способ осуществляют при выполнении сле­дующих условий:

использовании тампонирующих составов с пониженной водоотдачей, об­работанных пластифицирующими стабилизирующими добавками;

применении НКТ с алюминиевым хвостовиком или наличии специально­го устьевого оборудования с сальниковыми уплотнениями, допускающего расхаживание НКТ при задавливании тампонирующей смеси в пласт.

Нижний конец НКТ устанавливают ниже зоны ввода на 1 - 2 м или у нижней границы планируемого цементного стакана. Затем закачивают буровой раствор в НКТ при открытом затрубном пространстве, восстанавливают цирку­ляцию. Тампонирующую смесь закачивают и продавливают в скважину до за-полнения ею перфорированного или нарушенного интервала колонны

Закрывают выкид из затрубного пространства и задавливают тампони­рующую смесь в пласт при непрерывном расхаживании НКТ.

После достижения требуемого давления нижний конец НКТ поднимают на 10 - 15 м выше зоны ввода тампонирующей смеси за колонну.

Продолжая расхаживать НКТ, в скважине вновь создают требуемое дав­ление для нагнетания тампонирующей смеси в пласт. Излишки тампонажной смеси вымывают из скважины при обратной промывке с противодавлением, значение которого должно быть не меньше запланированного на период ОЗЦ.

НКТ поднимают на 100 - 150 м и скважину оставляют в покое на период ОЗЦ под запланированным давлением.

35. Комбинированный способ тампонирования под давлением.

Этот способ применяется при любом виде РИР в заполняющихся и незаполняющихся скважинах, когда вымыв тампонирующего состава из зоны изоляции не планируется.

При доставке тампонирующей смеси в скважину нижний конец НКТ на­ходится ниже зоны ввода, а при задавливании смеси в пласт - выше него. Ниж­ний конец НКТ устанавливают ниже зоны ввода на 1 - 2 м или у нижней грани­цы планируемого цементного стакана. Закачивают и продавливают тампони­рующую смесь до равновесия столбов жидкости в трубах и кольцевом про­странстве за НКТ. НКТ приподнимают выше уровня тампонирующей смеси в колонне на 30 - 50 м. При обратной промывке производят контрольный вымыв для гарантии отсутствия тампонирующей смеси в кольцевом пространстве за НКТ. Тампонирующую смесь задавливают в пласт до достижения требуемого давления. Затем давление плавно снижают до планируемого значения и сква­жину оставляют в покое на время ОЗЦ.

36. Тампонирование под давлением с непрерывной прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству

Способ применяется для устранения негерметичности обсадных колонн, когда местоположение дефекта не установлено и непрерывная закачка жидкости через него при давлениях, допустимых для колонны, невозможна, а приемистость характеризуется лишь падением при опрессовке колонны на во­де.

Нижний конец НКТ устанавливают на 5 - 10 м выше искусственного за­боя. В качестве тампонажного материала используются гелеобразующие или водонерастворимые отверждающиеся ПТМ, рецептура которых подбирается по максимальной температуре в стволе скважины Приготовленную тампонирую­щую смесь перекачивают в одну из половин мерной емкости цементировочного агрегата (ЦА). Другую половину заполняют буровым раствором. Закачивая бу­ровой раствор в затрубное пространство при открытом трубном с подачей 3 - 5 л/с, восстанавливают циркуляцию. Штуцеруя выкид из НТК, устанавливают давление в колонне при циркуляции жидкости, не превышающее регламенти­рованное при опрессовке скважины.

Не прекращая закачки, переключают краны ЦА на подачу тампонажного состава в скважину. Тампонажный раствор прокачивают по затрубному про­странству, не допуская превышения давления в колонне над допустимым. По мере перехода раствора из затрубного пространства в НКТ, постепенно умень­шая подачу насосов, снижают давление прокачки от 20 до 30 % ниже первона­чального и вымывают излишки тампонирующей смеси на поверхность. Сква­жину оставляют в покое на период ОЗЦ.

37. Тампонирование под давлением с применением пакера

Этот способ применяется в следующих случаях:

Ø для защиты обсадных колонн при давлении нагнетания, значение которого превышает допустимое для опрессовки;

Ø для защиты продуктивных пластов от загрязнения при нагнетании тампонирующей смеси в изолируемый интервал, расположенный ниже зоны перфорации:

Ø — для направленной подачи тампонирующей смеси под давлением в изо­лируемый объект, выше которого имеются негерметичные отверстия в колонне.

Применение способа допускается в заполняющихся и незаполняющихся скважинах. Тампонирование под давлением по затрубному пространству при установленном пакере запрещается, кроме случаев применения гелеобразующих ПТМ или использования алюминиевых или других легкоразбуриваемых НКТ.

НКТ спускают с пакером, который располагается над зоной ввода тампо­нирующей смеси за колонну. Рекомендуется низ пакера оборудовать алюминиевым хвостовиком длиной не менее 3 м, башмак которого устанавливают над зоной ввода на расстоянии до 3 м. Проверяют чистоту спущенных труб прокач­кой в НКТ бурового раствора в количестве, равном их внутреннему объему от устья до статического уровня. Устанавливают пакер.

Проверяют приемистость изолируемого объекта при установившемся режиме подачи насосов прокачкой в НКТ бурового раствора в количестве не менее внутреннего объема труб. Там­понирующую смесь закачивают в НКТ. Закачивают расчетный объем продавочной жидкости. Если надпакерное затрубное пространство герметично, то для уменьшения осевой нагрузки на пакер рекомендуется в кольцевое про­странство закачать буровой раствор и создать давление, допускаемое при опрессовке колонны.

Тампонирующую смесь залавливают в пласт. Снижают давление в труб­ном и затрубном пространствах. Освобождают пакер. Распакеровку контролируют расхаживанием колонны НКТ.

Тампонирующую смесь залавливают в пласт. Снижают давление в труб­ном и затрубном пространствах. Освобождают пакер. Распакеровку контролируют расхаживанием колонны НКТ. При наличии циркуляции излишки тампо­нирующей смеси вымывают из скважины обратной или прямой промывкой. Поднимают 100 - 150 м НКТ, заполняют скважину буровым раствором и остав­ляют в покое на время ОЗЦ. В заполняющихся скважинах после работ НКТ поднимают на 50 - 100 м выше поглощающего интервала (зоны дефекта колон­ны, интервала перфорации). Перед ОЗЦ для вытеснения возможных остатков тампонирующей смеси прокачивают в трубное и затрубное пространство буро­вой раствор в количестве, равном объему НКТ и объему колонны от башмака труб до нижней границы поглощающей зоны.

38. Крепление призабойной зоны скважин химическими веществами

 основано на введении различных смолообразующих веществ. Вводимая смола после застывания сохраняет необходимую пористость и проницаемость.

Сущность метода заключается в том, что в призабойную зону закачивают водорастворимую фенолформальдегидную смолу. Смола представляет собой легкоподвижную жидкость вишнево-коричневого цвета плотностью 1,13-1,15 г/см^3. Смола затвердевает в пласте при высокой температуре (выше 60⁰ С).

Химический метод обработки применяют только в скважинах, выделяющих обильное количество песка.

Если в призабойной зоне происходят обвалы с разрушением кровли пласта, то такие скважины не должны подвергаться химической обработке. В скважине не должно быть притока чужих вод; обработка может быть начата только после их изоляции.

39. Крепление песчано-цементной смесью.

 проводят только в скважинах с хорошей поглотительной способностью.

Крепление производят следующим образом:

В скважину спускают заливочные трубы с расчетом установки башмака их на 5 м выше верхних отверстий фильтра. Затем закачивая воду в заливочные трубы создают циркуляцию. При закрытом кране на выкиде определяют поглотительную способность скважины.

Для оттеснения нефти из призабойной зоны и создания условий для лучшего схватывания цемента скважину перед обработкой закачивают несколько куб.метров воды с ПАВ (например, сульфанола 0,01% от массы воды). Затем приступают к обработке скважины.

В колонну заливочной трубы закачивают 0,5 м³ водоцементного раствора с целью предотвращения осаждения песка из песчано-цементного раствора.

После закачивания всего объема смеси ее вытесняют из заливочной трубы закачиванием воды в объеме заливочной колонны при открытом кране.

Затем закрывают кран и песчано-цементную смесь продавливают в пласт путем закачивания воды в заливочные трубы. По окончании поднимают трубы и скважину оставляют на затвердения на 48 часов.

40. Структурно-механические свойства тампонажных соствов для КРС

41. Виды аварий при капитальном ремонте скважин.

 сложные аварии, связанные с обрывом штанг, труб, кабеля и образованием в скважине сальников, нарушения в обсадных колоннах, проникновение в продуктивный пласт пластовых вод образование плотных соляно-песчаных пробок на забое, прихваты труб, пакеров и смятий обсадных колонн.

Операции по ликвидации скважин.

• Пескообразование

• Повреждение пласта

• Отложения парафинов и АСПО

• Отложение солей

• Эмульгирование нефти в воде

• Коррозия

• Утилизация соленой воды

• ГНВП

42. Извлечение прихваченных труб.

. Обычно прихваченной пробкой оказывается нижняя часть труб, за исключением случаев, когда прихват произошел вследствие слома в верхней части эксплуатационной колонны.

Существует несколько способов освобождения труб от прихвата пробкой.

Один из способов — расхаживание. Расхаживание производят натяжкой колонны труб. Нагрузка при натяжке должна быть на 60—70% меньше разрывных усилий для данного диаметра и марки труб, чтобы избежать их обрыва.

Расхаживание следует проводить равномерно, натяжки давать не более, чем на 0,3—0,5 м за один прием, периодически оставляя трубы под натяжкой. Продолжительность натяжек зависит от схемы лифта спущенных труб, глубины скважины и характера прихвата.

В процессе эксплуатации скважины компрессорным способом возможны следующие случаи прихвата вследствие образования песчаной пробки или окалины: 1) первый ряд труб прихвачен, второй свободен; 2) первый ряд свободен, второй прихвачен; 3) прихвачены оба ряда.

Способы извлечения труб в каждом из указанных случаев различны.

Извлечение труб при прихвате первого-ряда и свободного-второго ряда. Для того чтобы убедиться в том, что произошел указанный случай прихвата, дают натяжку второму ряду труб и полностью извлекают. Затем в кольцевое пространство закачивают воду. Заполнение водой этого пространства является признаком прихвата труб первого ряда. В таких случаях не рекомендуется создавать большие давления с целью продавки песчаной пробки в пласт во избежание большего уплотнения пробки.

Извлечение прихваченных труб обоих рядов. трубы извлекают поочередным отвинчиванием.

Порядок производства работ таков: трубы второго ряда про­пускают вниз насколько возможно, полностью разгружают и только тогда отвинчивают внутри первого ряда. После подъема отвинченных труб второго ряда, 114-м трубы первого ряда захватывают труболовкой на бурильных трубах с левым направлением резьбы и пропускают вниз также до полной разгрузки, затем отвинчивают и извлекают их.

В последующем отвинчивают и извлекают поочередно трубы обоих рядов с помощью ловильного инструмента, имеющего размер, соответствующий диаметру конца труб, оставшихся в скважине.

43. Извлечение полетевших труб при помощи захватных устройств.

Техника извлечения полетевших в скважину труб заключается в следующем. С помощью печати устанавливают местонахождение и определяют состояние конца полетевших труб. Нарушения конца трубы бывают различными: разрыв, смятие, вогнутость краев во внутрь и т. п. Так как при этом невозможно захватить трубы ловильным инструментом как снаружи, так и изнутри, необходимо предварительно исправить конец трубы, а затем уже спускать ловильный инструмент. Исправление нарушенного конца трубы, когда он разорван и разворочен наружу, производят торцевыми фрезерами: когда фрезер с направлением свободно проходит вниз (на 1—3 м), захватывают трубу ловильным инструментом и при небольшой натяжке отвинчивают ее. При исправлении нарушенного конца трубы фрезер срезает ее разорванные концы, куски которых препятствуют дальнейшей работе фрезера. Срезанные куски трубы извлекают магнитными фрезерами — пауками, а затем приступают к работе фрезерами по исправлению нарушенного конца.

После извлечения трубы с нарушенным концом остальные трубы извлекают в обычном порядке.

При полете насосных труб со штангами, если штанги не ломаются и не располагаются в скважине рядом с трубами, а остаются внутри их, ловильные работы не представляют особых трудностей. Если штанги в результате полета ломаются, искривляются, располагаются рядом с насосными трубами или ко­нец их оказывается выше конца труб, то ловильные работы носят более сложный и затяжной характер. Насосные штанги легко гнутся и поэтому при нагрузке на их конец могут сильно изогнуться (скручиваться в скважине), в результате чего иногда получается клубок изогнутых штанг, извлечение которых затруднительно. В этом случае при их извлечении часто образуется плотный металлический сальник, который впоследствии разрезают торцевыми фрезерами. Если даже конец штанги только изогнется, то захватить его ловильным инструментом затруднительно. Большей частью осложнения при ликвидации аварий со штангами происходят, когда у бурового мастера нет точных данных о местонахождении конца штанг. При этом скважину обследуют печатями, что приводит к деформации конца оставшихся штанг.

44. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ СНИЖЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИН

В практике западных государств уделяется серьезное внимание выбору жидкостей глушения - ЖГ для заканчивания и ремонта скважин и других специальных жидкостей - СЖ, в связи с необходимостью сохранения естественной проницаемости продуктивного коллектора. Актуальная задача повышения эффективности разработки нефтяных месторождений - сохранение фильтрационных свойств пород в ПЗП, близких к естественным. Ухудшение этих свойств происходит на всех этапах заканчивания скважины: первичном и вторичном вскрытии, креплении-цементировании, на стадии возбуждения притока, после глушения в процессе ремонта скважины.

За счет массообменных, теплообменных и других процессов также ухудшаются фильтрационные свойства коллектора. На месторождениях, содержащих парафинистые нефти, при бурении и эксплуатации скважин создаются условия, способствующие ухудшению условий фильтрации из пласта в скважину. Это влияет на процесс вовлечения в разработку всего интервала продуктивной толщи, ведет к снижению продуктивности скважины и эффективности разработки месторождения в целом на всех ее этапах. Поэтому задача заключается в создании жидкостей, наносящих минимальный ущерб продуктивной зоне

45. СУЩНОСТЬ НАРУШЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КАЧЕСТВ ПЛАСТА

Если отдача скважины после капитального или текущего ремонта не такая, как предполагалась, то это вызвано нарушением эксплуатационных свойств пласта. Если коллектор может давать больше флюида, то, возможно, понадобится его стимуляция.

Жидкая фаза бурового раствора содержит много закупоривающих соединений. Глубина проникновения фильтрата в песчаники может достигать 5 м или более, а нарушение эксплуатационных свойств пласта под его действием является одной из важных причин снижения добычи. Однако степень закупорки зависит от чувствительности пласта к фильтрату. Чистые песчаники высокой проницаемости (несмотря на то, что проникновение фильтрата здесь происходит гораздо интенсивнее, чем в коллекторы низкой проницаемости) обычно не кольматируют, когда их пластовая вода химически совместима с фильтратом. Проницаемость снижается в пределах до 100% в зависимости от типа породы пласта и растворов. Любое изменение минерализации поровой жидкости оказывает влияние на стабильность глинистых частиц в пористой среде. В частности, понижение минерализации или увеличение рН воды, окружающей глинистые частицы дестабилизированного пласта, действует так же, как частицы бурового раствора, вытесненные в его породу. По мере начала добычи мелкие частицы мигрируют в направление сужений либо образуют наносы в зависимости от размера зерен и пор.

46. ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ ЗАГРЯЗНЕНИЮ ПЗП.

· Физико-литологические

· факторы, обусловленные действием пресной воды на цемент и скелет породы;

· Физико-химические факторы;

· Термохимические факторы.

Большинство перечисленных факторов снижения проницаемости ПЗП действуют уже в процессе бурения и освоения скважин; они же являются определяющими при ремонте скважин.

Снижение проницаемости ПЗП происходит и при эксплуатации скважин. Из-за интенсивного выделения растворенного газа и снижения давления и тем­пературы в призабойных зонах выдаются твердые частицы карбоната кальция, сульфата кальция и бария, т.е. образуются отложения минеральных солей (ОМС).

49. Факторы, вызывающие механическое загрязнение ПЗП

 Закупорка тонкого слоя породы вокруг забоя глиной или фильтратом цементного раствора.

 Проникновение глинистого и тампонажного растворов в трещины.

 Засорение пористой среды ПЗП твердой фазой бурового раствора при бурении, а также при капитальном и подземном ремонтах скважин. Глубина проникновения глинистых частиц в песчаниках в зависимости от размеров пор и фильтрационных каналов составляет 1 - 20 мм.

ü Загрязнение ПЗП нагнетательных скважин илистыми частицами, содержащимися в закачиваемой воде.

ü Обогащение ПЗП мельчайшими частичками за счет кольматации и суффозии (выноса мелких минеральных частиц и растворенных веществ водой) при возвратно-поступательном движении фильтрата и пластовой жидкости во время спуско-подъемных операций.

ü Кольматация пор пород ПЗП минеральными частицами, приносимыми жидкостью из удаленных зон пласта.

Мы поможем в написании ваших работ!