Конструкция скважины на нефть и газ


Конструкция скважин на нефть и газ

Конструкцию скважин на нефть и газ разрабатывают и уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т.е. достижение проектной глубины, вскрытие нефтегазоносной залежи и проведение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине, включая ее использование в системе разработки месторождения.

Конструкция скважины зависит от сложности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов.

Исходные данные для проектирования конструкции скважины включают  следующие сведения:

  • назначение и глубина скважины;
  • проектный горизонт и характеристика породы-коллектора;
  • геологический разрез в месте заложения скважины с выделением зон возможных осложнений и указанием пластовых давлений и давлении гидроразрыва пород по интервалам;
  • диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр скважины, если спуск эксплуатационной колонны не предусмотрен.

Порядок проектирования конструкции скважины на нефть и газ следующий.

  1. Выбирается конструкция призабойного участка скважины. Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи.
  2. Обосновывается требуемое количество обсадных колонн и глубин их спуска. С этой целью строится график изменения коэффициента аномальности пластовых давлений k, и индекса давлений поглощения kпогл.
  3. Обосновывается выбор диаметра эксплуатационной колонны и согласовываются диаметры обсадных колонн и долот. Расчет диаметров ведется снизу вверх.
  4. Выбираются интервалы цементирования. От башмака обсадной колонны до устья цементируются: кондукторы во всех скважинах; промежуточные и эксплуатационные колонны в разведочных, поисковых, параметрических, опорных и газовых скважинах; промежуточные колонны в нефтяных скважинах глубиной свыше 3000 м; на участке длиной не менее 500 м от башмака промежуточной колонны в нефтяных скважинах глубиной до 3004) м (при условии перекрытия тампонажным раствором всех проницаемых и неустойчивых пород). Интервал цементирования эксплуатационных колонн в нефтяных скважинах может быть ограничен участком от башмака до сечения, расположенного не менее чем на 100 м выше нижнего конца предыдущей промежуточной колонны. Все обсадные колонны в скважинах, сооружаемых в акваториях цементируются по всей длине.

Пример 6.5. Среднее пластовое давление во вскрытом в интервале 2135-2153 м нефтеносном песчанике РПл=22МПа, а прочность его при одноосном сжатии 8 МПА. Вблизи песчаника других проницаемых пород нет. Проверить устойчивость породы коллектора, если известно, что забойное давление в скважине при эксплуатации составляет 18 MПа, а объемная плотность вышележащей толщи пород ρп=2215кг/м3.

Решение. Приняв μ=0,3 и hпл=(2153+2135)/2=2044м устойчивость породы пласта по формуле (6.3)

Поскольку прочность нефтеносного песчаника меньше (8 < 27,1) и коллектор неустойчив, следует предусмотреть другую схему вхождения продуктивную залежь.

В случае, если коллектор неустойчив, продуктивная залежь укрепляется специальным фильтром.

Пример 6.6. Выбрать конструкцию призабойного участка и глубину забоя поисковой скважины, если известна следующая характеристика залежи: водонапорная свозовая ненарушенная, коллектор представлен неустойчивым, нефтенасыщенным, равномерно и хорошо проницаемым песчаником (нефть мало содержит растворенного в ней газа). Глубина места вхождения в залежь вертикальной скважины - 3100 м. Подошва залежи по оси будущей скважины на глубине 3150 м. Под подошвой залежи на глубине 3160 м имеется водосодержащий пропласток.

Выбор. При заданных условиях приемлем метод вхождения в продуктивную залежь, предусматривающий первичное вскрытие пласта долотом такого же диаметра, как и вышележащие породы, с последующим спуском эксплуатационной колонны до проектной глубины. Способ цементирования - вытеснение цементного раствора через башмак колонны в заколонное пространство. Затем пласт вторично вскрывается посредством перфорации эксплуатационной колонны и цементного камня. Глубина забоя скважины выбирается исходя из следующих соображений. Бурение целесообразно прекратить на глубине, например, 3140 м, т.е. до вхождения в подошву продуктивного пласта, поскольку вблизи подошвы продуктивного пласта на глубине 3160 м залегает водоносный горизонт. Окончательное решение о глубине забоя скважины и интервале на длине когорого будет осуществляться вторичное вскрытие, будет приниматься при наличии геолого-геофизических данных о залежи. Принятая конструкция призабойного участка скважины приведена на рис. 6.2.

 

Рис. 6.2. Конструкция призабойного участка скважины

Вывод: если отказ от долота диаметром 139,7 мм и эксплуатационной колонны диаметром 168 мм нежелателен, то необходимо подобрать трубы, в составе которых нет секций с толщиной стенок 12,1 мм.

Аналогичные расчеты показывают, что в случае необходимости использования эксплуатационной колонны диаметром 178 мм и бурения в продуктивном пласте долотом диаметром 146 мм, то необходимо колонну сконструировать, так, чтобы в ее составе не было секций с толщиной стенок труб 12,7, 13,7, и 15,0 мм.

Пример 6.8. При бурении скважины на глубине Н= 1800 м предполагается вскрыть газоносный горизонт с пластовым давлением Рпл=21МПа, причем в разрезе скважины отсутствуют водоносные горизонты. Требуется найти минимальную глубину спуска промежуточной колонны для безопасного вскрытия пластов, представляющих опасность выброса.

Решение. Принимая градиент разрыва пластов Ргр=0,02МПа/м, по формуле (6.20) находим

Нmin=21/0,02=1050 м

Окончательная глубина спуска колонны устанавливается с учетом других факторов.

Пример 6.9 На глубине Z1=2300 м вскрывается газоносный пласт с коэффициентом аномальности пластового давления ka = 1,5. Необходимо определить максимальное давление на стенки открытого ствола на глубине Z2=2200 м, которое может возникнуть в процессе вымывания газовой пачки при герметизированном устье, а также рассчитать допустимое давление на устье, если на глубине 2200 м индекс давления поглощения горной породы kП=2,1.

Решение. Пластовое давление в газоносном пласте

РПЛ=kaρвgz1=1,5·1000·9,8·2300=33,8МПа.

Необходимая плотность раствора для вскрытия газоносного пласта

ρб.р=k3kaρв= 1,1·1,5·1000= 1650кг/м3.

Гидростатическое давление бурового раствора на глубине 2200 м

Рг.ст=ρб.рgz2= 1650·9,8·2200=35,6МПа.

Гидростатическое давление на глубине 2200 м после перемещения газовой пачки к устью

Р'г.ст=Рг.ст+Рпл=35,6+33,8=69МПа.

Давление гидроразрыва пород на глубине 2200 м

Pг.р=kпρвgz2=2,1·1000·9,8·2200=45,3 МПа.

Как видим, давление гидроразрыва 45,3 МПа значительно ниже того, которое может возникнуть при закрытом устье, и велика опасность гидроразрыва пород и интенсивного поглощения. Чтобы избежать осложнения, надо либо предусмотреть изоляцию интервала с kп=2,1 до вскрытия газоносного пласта, либо рассчитать допустимое давление на пласт и уровень допустимого давления на устье при вымывании газовой пачки.

Допустимое давление глубине 2200 м во избежание гидроразрыва пород

Рдоп 2200=45,3:1,05=43,1М Па.

Допустимое давление на устье скважины при вымывании газовой пачки

Рдоп.у=Рдоп 2200 - Рг.ст=43,1-35,6=7,5МПа.

Если же в процессе вымывания газовой пачки давление в открытом стволе превысит допустимое и может возникнуть опасность гидроразрыва пород, то указанный интервал должен быть перекрыт обсадной колонной до вскрытия продуктового пласта.

Вывод. Подобными расчетами возможных изменений давления в скважине в результате их сопоставления с допустимыми с точки зрения гидроразрыва или потери устойчивости породы в стенках скважины определяется необходимость перекрытия обсадной колонной того или иною интервала. В любом случае глубина спуска обсадной колонны устанавливается с таким расчетом, чтобы ее башмак находился в устойчивых прочных малопроницаемых породах.

www.drillings.ru

Конструкции нефтяных и газовых скважин

Успешная проводка и заканчивание скважин в значительной степени зависят от правильного выбора конструкции, которая обеспечивает разделение зон, характеризующихся несовместимыми условиями бурения. Обсадные колонны по назначению подразделяются следующим образом. Направление — первая колонна труб или одна труба, предназначенная для закрепления приустьевой части скважин от размыва буровым раствором и обрушения, а также для обеспечения циркуляции жидкости. Направление, как правило, одно. Кондуктор — колонна обсадных труб, предназначенных для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Промежуточная обсадная колонна (их может быть несколько) служит для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины до намеченных глубин. Промежуточные обсадные колонны могут быть следующих видов: сплошные — перекрывающие весь ствол скважины от забоя до ее устья независимо от крепления предыдущего интервала; хвостовики — для крепления только неоосаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину. Эксплуатационная колонна — последняя колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа или для нагнетания в пласты жидкости или газа. Иногда в качестве эксплуатационной колонны может быть использована (частично или полностью) последняя промежуточная колонна. Основные параметры конструкций скважины: число и диаметр обсадных колонн, глубина их спуска, диаметр долот, которые необходимы для бурения под каждую обсадную колонну, а также высота подъема и качество тампонажного раствора за ними, обеспечение полноты вытеснения бурового раствора. Конструкция скважин должна отвечать условиям охраны окружающей среды и исключать возможное загрязнение пластовых вод и межпластовые перетоки флюидов не только при бурении и эксплуатации, но и после окончания работ и ликвидации скважины. Рациональной можно назвать такую конструкцию скважины, которая соответствует геологическим условиям бурения, учитывает назначение скважины и другие, отмеченные выше, факторы и создает условия для бурения интервалов между креплениями в наиболее сжатые сроки. Общие требования, предъявляемые к конструкциям газовых и газоконденсатных скважин: достаточная прочность конструкции в сочетании с герметичностью каждой обсадной колонны и цементного кольца в заколонном пространстве; качественное разобщение всех горизонтов; достижение предусмотренных проектом режимов эксплуатации скважин, обусловленных проектами разработки горизонта (месторождения); максимальное использование пластовой энергии газа для его транспортирования по внутрипромысловым и магистральным газопроводам.

Общие требования, предъявляемые к конструкциям газовых и газоконденсатных скважин: достаточная прочность конструкции в сочетании с герметичностью каждой обсадной колонны и цементного кольца в заколонном пространстве; качественное разобщение всех горизонтов и в первую очередь газонефтяных пластов; достижение предусмотренных проектом режимов эксплуатации скважин, обусловленных проектами разработки горизонта (месторождения); максимальное использование пластовой энергии газа для его транспортирования по внутрипромысловым и магистральным газопроводам. Предусмотренные проектом режимы эксплуатации с максимальными дебитами и максимальное использование пластовой энергии требуют увеличения диаметра эксплуатационной колонны.

students-library.com

Конструкции скважин на нефть и газ

Наиболее значимые требования, по которым определяется диаметр эксплуатационной колонны, диктуются условиями надежной эксплуатации скважины (добыча нефти или газа, разобщение продуктивных горизонтов и изоляция их от других горизонтов, закачивание агентов в пласты).

Диаметры промежуточных обсадных колонн, а также кондуктора и направления выбирают в соответствии с величиной кольцевого зазора между долотом и спускаемой обсадной колонной и кольцевого зазора между обсадной колонной и спускаемым в нее долотом для бурения последующего интервала.

Диаметр долота для бурения под обсадную колонну рассчитывают по формуле:

D д   =   D ок   +  2 Δ1     (5.4)

где  Dд - диаметр долота, м; D ок - наружный диаметр обсадной колонны, м; Δ1 - рекомендуемое значение радиального зазора, м (табл. 5.5). 

Диаметр (внутренний) предыдущей обсадной колонны dок определяют из условия беспрепятственного пропуска долота:

dok = Dд + Δ2    (5.5)

где Δ2-рекомендуемое значение приращения диаметров, м; Δ2 ≈ (4-5) ∙10-3 м.

Таблица 5.5. Рекомендуемые значения радиального зазора между скважиной и обсадной колонной

Радиальный зазор Δ1, мм 10-15 15-20 20-25 25-30 30-35 35-45 45-50

Указанные величины зазоров на конкретных месторождениях уточняются в зависимости от длины интервала выхода из-под башмака предыдущей колонны, степени искривления ствола скважины, степени совершенства технологии, обученности бригад и других факторов.

Конечный диаметр бурения выбирается в соответствии с диаметром эксплуатационной колонны, который принимается в соответствии с возможным суммарным дебитом продуктивного пласта (табл. 5.6).

Таблица 5.6. Соответствие рекомендуемого условного внешнего диаметра эксплуатационной колонны и суммарного дебита продуктивного пласта  

Суммарный дебит, м3 /сут Рекомендуемый внешний диаметр эксплуатационной колонны, мм Суммарный дебит, тыс.м3/ сут. Рекомендуемый внешний диаметр эксплуатационной колонны, мм
< 40 114 < 75 114
40-100 127-140 75 - 250 114-146
100-150 140-146 250 - 500 146 - 168
150-300 168-178 500 - 1000 168-219
>300 178-194 1000 - 5000 219-273

www.ukb4sa4.ru

Устьевое оборудование нефтяных скважин

Тема 1. Введение. Оборудование общего назначения для эксплуатации нефтяных скважин.

Устьевое оборудование нефтяных скважин

Геологические условия нефтяных и газовых месторождений, из которых добываются нефть и газ, различны. Они отличаются глубиной залегания продуктивного пласта, характеристикой и устойчивостью проходимых горных пород, пластовыми давлениями и температурой, газовым фактором, плотностью нефти, давлением насыщения и другими характеристиками. В зависимости от этих геологических характеристик и особенностей продуктивного пласта применяются различные конструкции скважин. В этих конструкциях обязательными элементами являются:

1) короткое направление (5 - 15 м),

2) кондуктор (100 - 500 м)

3) обсадная - эксплуатационная колонна (до продуктивного горизонта).

Однако такая простая одноколонная конструкция употребляется при глубинах порядка до 2000 м с устойчивыми породами, не вызывающими осложнений при бурении и освоении скважины.

При сложных геологических условиях, трудностях спуска одной колонны до проектной глубины, осложнениях при бурении, необходимости перекрытия промежуточных горизонтов с большим пластовым давлением, а также по ряду других причин необходимо применять более сложные и дорогостоящие многоколонные конструкции скважин.

Например, на скважинах, пробуренных на меловые отложения в Чечено-Ингушетии, залегающие на глубине 5300 - 6000 м, вынуждены применять многоколонные конструкции, состоящие кроме направления и кондуктора из четырех-семи колонн, в том числе с так называемыми хвостовиками, т. е. обсадными колоннами, закрепляющими только вскрытую часть пород ниже башмака последней обсадной колонны.

Оборудование фонтанной скважины подразделяется на:

1) наземное (устьевое);

2) подземное (скважинное).

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд.

К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы (НКТ).

Условия эксплуатации месторождений нефти и газа, а также охрана недр и техника безопасности требуют:

· герметизации и разобщения межтрубных пространств,

· спуска в скважину НКТ, направления продукции в замерные устройства,

· регулирования работы скважины, ее кратковременного закрытия для ремонтных работ.

Это осуществляется с помощью установки на устье фонтанной скважины оборудования, состоящего из:

1) колонной головки,

2) фонтанной арматуры

3) манифольдов.

Колонная головка предназначена для:

· обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств,

· подвески обсадных колонн

· установки фонтанной арматуры.

Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки. Требования, предъявляемые к конструкциям колонных головок:

· надежная герметизация межтрубных пространств;

· возможность контроля за давлениями во всех межтрубных пространствах;

· быстрое и надежное закрепление подвески обсадных колонн;

· возможность крепления к одной колонной головке различных обсадных колонн, т. е. универсальность;

· быстрый и удобный монтаж;

· минимально возможная высота.

Колонная головка в период эксплуатации скважины остается на устье и, как правило, не ремонтируется. Поэтому к ее конструкции и качеству изготовления предъявляются высокие требования. Выпускаются колонные головки на 14,0; 21,0; 35,0; 50,0 и 70,0 МПа рабочего давления. В некоторых случаях (на газовых скважинах) применяются колонные головки, рассчитанные на давление до 150 МПа.

После бурения с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру (рис. 1). Корпус головки 1 навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора.

Рисунок 1 - Конструкция простейшей колонной головки для одной обсадной колонны

Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную муфту 7. Герметичность соединения корпуса головки 1 и муфты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3 из специальной нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса

Муфта 7 заканчивается фланцем 6 для присоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высокого давления 9 и манометром 8. 8.6.2.

Фонтанная арматурапредназначена для:

1) подвески одной или двух колонн фонтанных труб;

2) герметизациииконтроля пространства между фонтанными трубами и обсадной колонной;

3) проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины;

4) направления продукции скважины в выкидную линию на замерную установку;

5) регулирования режима работы скважины и осуществления глубинных исследований.

Фонтанная арматура подвергается действию высоких температур и давлений. Однако по своим эксплуатационным характеристикам (дебит, давление, температура, газовый фактор и др.) фонтанные скважины бывают различными. Поэтому возникает необходимость иметь фонтанные арматуры, рассчитанные на различные условия работы.

Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и прочностным признакам:

· по рабочему давлению - от 7 до 105 МПа;

· по размерам проходного сечения ствола - от 50 до 100 мм;

· по конструкции фонтанной ёлки - крестовые и тройниковые;

· по числу спускаемых в скважину рядов труб - однорядные и двухрядные;

· по типу запорных устройств - с задвижками или с кранами.

Для охвата всех возможных условий в фонтанных скважинах по давлению приняты следующие стандарты: арматуры на 7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа рабочего давления, причем арматура на 7, 14, 21 и 35 МПа испытывается на двойное рабочее давление, а арматура на 70 и 105 МПа - на полуторакратное давление. Собственно фонтанная арматура состоит из двух элементов: трубной головки и фонтанной ёлки. Трубная головка предназначена для подвески фонтанных труб. Обычно она представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами с установленной на ней переходной катушкой, в которую вворачивается верхний резьбовой конец фонтанных труб. При применении двух рядов труб устанавливаются две крестовины с переходными катушками. На нижней катушке подвешивается первый ряд труб (большого диаметра), а на верхней катушке - второй ряд труб (меньшего диаметра). На верхнем фланце катушки укрепляется собственно фонтанная ёлка.

Трубная головка (обвязка) подвергается давлению затрубного газа, которое может быть больше, чем давление в фонтанной ёлке. Поэтому трубная головка рассчитывается и испытывается на давление примерно в 1,5 раза большее, чем фонтанная ёлка. Это объясняется тем, что в межтрубном пространстве, которое герметизирует трубная головка, может скопиться чистый газ, и поэтому давление может достигнуть пластового.

Фонтанные ёлки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. Характерным узлом крестовой арматуры является крестовина 6 (рис.2) с двумя боковыми отводами, каждый из которых может быть рабочим, а второй запасным. Для тройниковой фонтанной ёлки (рис. 3) характерным узлом являются тройники 1, к которым присоединяются выкидные линии - верхняя и нижняя. Причем рабочим выкидом всегда должна быть верхняя линия, а нижняя - запасной. Это продиктовано безопасностью работы и возможностью предотвращения открытого фонтанирования. Тройниковые арматуры, как правило, применяются в скважинах, дающих вместе с нефтью абразивный материал - песок, ил. При разъедании песком верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод

При этом промежуточная (между отводами) задвижка или кран закрывается; и верхний тройник, и отвод могут быть отремонтированы. При применении в этих условиях крестовой арматуры разъедание крестовины приводит к необходимости перекрытия скважины центральной задвижкой для замены крестовины. Однако крестовые арматуры более компактны, высота их меньше, обслуживание, которое заключается в снятии показаний манометров, смене штуцеров и осуществляется с мостков без лестниц. Тройниковые арматуры имеют большую высоту и требуют для обслуживания специальных вспомогательных сооружений.

Фонтанные арматурышифруются следующим образом:

АФТ-65Кр-140, что означает: арматура фонтанная, тройниковая с проходным сечением 65 мм, крановая на 14 МПа рабочего давления.

АФК-50-210 - арматура фонтанная крестовая диаметром 50 мм на рабочее давление 21 МПа.

Рисунок 2 - Фонтанная крестовая арматура (4АФК-50-700) высокого давления (70 МПа) для однорядного подъемника: 1 - вентиль, 2 - задвижка, 3 - крестовина, 4 - катушка для подвески НКТ, 5 - штуцер, 6 - крестовины ёлки, 7 - буфер, 8 - патрубок для подвески НКТ, 9 - катушка

Масса фонтанной арматуры достигает 3 т, высота 4 м, ширина до 3,3 м.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 2

Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с трубопроводом, подающим продукцию скважины на газосепараторы 1-ой ступени, замерную установку. Применяются различные схемы таких обвязок в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации. Поэтому эти схемы не стандартизованы, но их узлы комплектуются из элементов заводского изготовления. Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной арматуры (рис. 5) не предусматривает обвязку выкидов межтрубных пространств и предполагает наличие только одной выкидной линии, соединяющей скважину с трапной или замерной установкой. В некоторых случаях при интенсивном отложении парафина предусматривают две выкидные линии и манифольд, допускающий работу через любой из двух выкидов.

Рисунок 5 - Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры

На рисунке 5 показаны стандартизованные узлы заводской сборки. Они очерчены четырехугольниками и помечены номером (№ 1, №2, №3). Схема предусматривает два регулируемых штуцера, два вентиля для отбора проб жидкости и газа, запорные устройства 3 для сброса продукции на факел или земляной амбар, тройники 4, крестовики 5, предохранительный клапан 6, фланцевые соединения 7. Основные узлы манифольда унифицированы с узлами и деталями фонтанной арматуры. Манифольды на концах имеют фланцы для присоединения труб диаметром 80 мм. В обозначение манифольда входят номер схемы, условный проходной диаметр и рабочее давление, например, 1МАТ-60 х 125. Выкидной шлейф соединяет манифольд арматуры с групповой замерной установкой (ГЗУ) промысловой системы нефтегазосбора, где автоматически замеряются дебиты скважин. К ГЗУ подключается группа скважин (до 24), дебит которых измеряется поочередно по определенной программе.

Одиночные фонтанные скважины и особенно высокодебитные работают в индивидуальную трапную установку, в которой происходит сепарация газа (иногда двухступенчатая) и замер дебита. Далее, продукция скважины вместе с водой и остаточным газом поступает в промысловый нефтесборный пункт для частичного обезвоживания путем отстоя и полной сепарации газа. Часто промысловый нефтесборный пункт совмещают с установками по обезвоживанию и обессоливанию нефти с помощью ее нагрева, промывки пресной водой с добавкой поверхностно-активных веществ - деэмульгаторов, разрушающих поверхностные пленки на границе мельчайших капелек воды и нефти.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

studopedia.ru


Смотрите также