Буровые и тампонажные жидкости

Содержание.

Введение…………………………………………………………………4

  1. Инженерно-геологическая информация………………………..5
    1. Литология и стратиграфия…………………………………....5
    2. Термобарические условия по разрезу скважины…………….9
    3. Возможные осложнения по разрезу скважины………………10
    4. Конструкция скважины, характеристика пород по интервалам……………………………………………………...11
    5. Требования к буровым растворам……………………………..12
  2. Состав и свойства буровых растворов по интервалам бурения..16
    1. Расчет плотности……………………………………………….16
    2. Обоснование состава буровых растворов……………………..20
    3. Обоснование реологических свойств бурового раствора……30
    4. Расчет и обоснование структурно-механических характеристик…………………………………………………...32
    5. Обоснование фильтрационных характеристик и рН…………42
    6. Контроль качества бурового раствора………………………....43
  3. Расчет материалов и химических реагентов……………………..44
    1. Расчет объемов буровых растворов……………………………44
    2. Расчет материалов………………………………………………47
    3. Расчет химических реагентов………………………………….48
  4. Спец. вопрос. Буровые растворы на углеводородной основе….51

Список литературы……………………………………………………...56

 

 

 

 

 

Введение.

Цель данной курсовой работы заключается в том, чтобы в  зависимости от геологических, промысловых  и технологических условий выбрать  промывочную жидкость, ее состав и  свойства. Роль промывочной жидкости в бурении скважин сводится к  обеспечению оптимальных условий  промывки, очистки забоя от шлама, вынос шлама из заколонного пространства на поверхность и улучшение работы долот и бурильного инструмента. Буровые растворы создают противодавление на пласты, содержащие какой-либо флюид и состоящие из неустойчивых горных пород. Изменяя состав и свойства промывочной жидкости можно увеличить скорость бурения скважины, улучшить условия вскрытия продуктивных пластов, сохранить устойчивость стенок скважины, предупредить поглощения, нефтегазоводопроявления, прихваты бурильного инструмента, а также повысить технико-экономические показатели бурения скважин.

Объектом проектирования служит эксплуатационная скважина №736 Г куста №700 Ошского месторождения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  1. Инженерно-геологическое обоснование.
    1. Литология (описание пород).

Таблица 1.1. Литолого-стратиграфический  разрез свкажины.

стратиграфия

Глубина по вертикали/ стволу, м

Мощность, м

Литология

Описание пород

система

отдел

ярус

подярус

горизонт

Четвертичная, Q

        

170

170

Суглинки, пески, глины и  супеси с валунами, галькой и гравием  различных пород

Меловая, K

Нижний, K1

      

400

230

 × × × ×

Песок полевошпатокварцевый, разнозернистый, слюдистый с прослоями песчано-алевро-глинистых пород.

Глины серые, алевритистые, участками известковые. Алевролиты серые, глинистые.

Юрская, J

Верхний, J3

      

530

130

 × × × ×

 × × × × × × × ×

Глины серые, темно-серые, неравномерно алевролитовые, прослоями известковые. Алевролиты серые, неравномерно глинистые.

Нижний + средний, J1+2

      

650

120

Пески и слабосцементированные  песчаники светло-серые, белые, разнозернистые, с прослоями глинисто-алевролитовых пород.

Триасовая, T

Верхний + нижний, T2+3

      

968/

969

318/

319

 × × × ×

 × × × ×

Глины серые, темно-серые, пестроцветные, алевролитовые. Алевролиты серые, неравномерно глинистые, слюдистые. Песчаники серые, зеленовато-серые, мелкозернистые

Нижний, T1

      

1383/

1405

415/

436

 × × × ×

 × × × × × × × ×

Глины красно-коричневые, неравномерно алевролистые. Алевролиты зеленовато-серые, глинистые. Песчаники зеленовато-серые, мелко-среднезернистые.

Пермская, P

Верхний, P2

      

1866/

1912

483/

507

 × × × ×       × × × ×

Переслаивание песчаников, глин, алевролитов с прослоями  мергелей, известняков глинистых. Песчаники  полимиктовые, серые, неравномерно до грубозернистых. Глины серые, желто-серые, неравномерно алевролитовые. Алевролиты полимиктовые темно-зелено-серые, с редкими прослоями известняков.

Нижний, P1

      

2110/

2161

244/

249

Глины аргилитоподобные и  аргиллиты с прослоями алевро-песчаников, известняков.

Известняки органогенные, глины серые сланцевые.

Органогенно-детритовый известняки.

Каменноугольный, C

Верхний + средний, C2+3

      

2198/

2252

88/

90

Известняки серые, коричневато-серые, органогенно-детритовые, плотные, крепкие, иногда глинистые с прослоями  глин и аргиллитов.

Нижний, C1

Серпуховский, C1S

    

2354/

2413

156/

161

Доломиты серые, мелко-тонкозернистые, органогенные, плотные, иногда слабо  известковистые. Ангидриты серые, мелкозернистые, с включениями доломитов. Известняки серые, мелко-тонкозернистые, органогенные, неравномерно доломитизированные и  глинистые.

Визейский, C1V

    

2405/

2464,5

51/

51,5

Доломиты серые, мелко-тонкозернистые, органогенные, участками кавернозные. Известняки серые. Мелкозернистые, органогенные, иногда доломитизированые, плотные.

Девонская, D

Верхний, D3

Фаменский, D3fm

    

3334/

3422

931/

957

Известняк тонко-мелкозернистый, плотный, глинистый переходящий  в глины.

Франский, D3f

Верхний, D3f3

D3f3v+ev+src+vt

3594/

3718

258/

296

Известняки серые, темно-серые, битумизированые, неравномерно окремненными с прослоями черных мергелей. Аргиллиты темно-коричневые, пиритизированные.

Нижний, D3f1

Доманик, D3f1dm

3608/

3737

11/

19

Окремненные и битуминозные известняки с прослоями битуминозных мергелей.

Тиманский, D3f1sr+tm

3670/

3823

62/

86

 × × × ×

Глины аргиллитоподобные, темно-серые, битуминозные, известняковистые, с прослоями черных плотных, известняков и серо-зеленых алевролитов.

Джъерельский,D3f1dg

3720/

3900

50/

77

 × × × ×

Неравномерное переслаивание кварцевых, глинистых песчаников, алевролитов и аргиллитов

Средний, D2

    

Старооскольский, D2st

3788/

4082

68/

182

Кварцевые нефтенасыщенные  песчаники буровато-серые, пористые с прослоями серого и зеленовато-серого алевролита, с тонкими прослоями  темно-серого углефицированной глины.

3801,5/

4541

13,5/

459


 

 

- пески,  - глины,  - известняки,

- песчаник, × × × × - алевролиты, - мергели,


- доломиты, - ангидриты, - аргиллиты,

- флюид (нефть).

 

 

 

 

 

 

 

    1. Термобарические условия бурения.

Таблица 1.2. Термобарические  условия по разрезу скважины.

Индекс стратиграфического горизонта

Интервал, м

Градиенты

Рпластовое ,кгс/см2

Температура в конце интервала, °С

От (верх)

До (низ)

Ргидроразрыва , кгс/см2/10м

Рпластовое , кгс/см2/10м

Q+K+J+T

0

1405

1,75

1

  

30

P3

1405

1912

1,75

1,06

197

39

P1

1912

2161

1,80

1,06

223

44

C1s+C2+3

2161

2413

1,80

1,07-1,11

261

50

C1v

2413

2464,5

1,84

1,11-1,15

276

52

D3fm

2464,5

3422

1,84-1,95

1,15-1,20

400

76

D3f3

3422

3718

1,96

1,20-1,33

478

83

D3dm+D3sr+tm

3718

3823

1,90-1,98

1,33-1,25

461,5

86

D3dr

3823

3900

  

1,25-1,20

453

90

D2st

3900

4541

  

1,04

504

91


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

    1. Возможные осложнения по разрезу скважины.

Таблица 1.3. Возможные осложнения по разрезу скважины.

Индекс стратиграфического горизонта

Интервал, м

Интервалы возможных осложнений, нефтепроявлений

Температура в конце интервала, °С

От (верх)

До (низ)

Q+K+J

0

650

Осыпи и обвалы неустойчивых пород

30

T+P+C+D3fm

650

3422

Подваливание глинистых  пород, кавернообразование, сужение  ствола в интервалах проницаемых  песчаников. В интервале 2008 – 2470 м, 2522 – 3189 м частичное поглощение ПЖ интенсивностью 3 м3/час, обусловленное коллекторскими свойствами вскрываемых пластов, низкими  пластовыми давлениями и давлениями гидроразрыва пород, нарушениями статистического  и динамического равновесия системы  скважины.

76

D3f+D2st

3422

4541

В интервале 4099 – 4541 м отмечаются поглощения бурового раствора, осыпи  обвалы стенок скважины, при снижении плотности бурового раствора возможны нефтегазопроявления.

91


 

 

 

 

 

 

    1. Конструкция скважины и размеры долот.

Таблица 1.4. Конструкция скважины и размер долот.

Конструкция скважины, мм

Интервал, м

Типоразмер долота

426

324

245

178

127

от

до

    

 

 

0

30

 

СЦГВ 490

30

750

 

 

 

 

 

 

393,7 XT1GSC

750

780

259,3 EQH3GSC

780

2161

 

 

 

 

 

259,3 PDC FX55/FX65D

2161

2464,5

 

 

259,3 Q570FX (2x16;5x14)

2464,5

2550

219,1 EQH20R

2550

3823

 

219,1 PDC FX75MR/FX65; FX55DM/FX75MR

3823

3900

 

 

219,1 PDC FX74; FX64D

3900

4541

 

 

 

 

 

155,6 PDC FX64D/FX63D


 

    1. Требования к буровым растворам.

Интервал 0 – 30 м.

Интервал бурения под  направление 426 мм.

Краткое геологическое описание.

На основании данных представленных в таблице 1.1. интервал представлен суглинками, песком, глины и супеси с валунами, галькой и гравием различных пород.

Основными осложнениями являются осыпи и обвалы неустойчивых пород, которые могут привести к размыву  устья скважины. Вероятность поглощений бурового раствора, так как интервал представлен сыпучими породами.

На основании выше сказанного требования к качеству бурового раствора являются глинизация стенок скважины и цементирующим эффектом. Глинизация обеспечивается большим количеством  глинопорошка, причем специальных добавок  на показатель фильтрации нет.

Возможно использования  буровых растворов: бентонитовый без добавок, нестабилизированный глинистый раствор.

 

Интервал 30 – 750 м.

Интервал бурения под кондуктор 324 мм.

Краткое геологическое описание.

30 – 170 м суглинки, пески,  глины и супеси с валунами, галькой и гравием различных пород.

170 – 400 м песок с  прослоями песчано-алевро-глинистых  пород, глины алевритистые, известковые, алевролиты глинистые.

400 – 530 м глины прослоями алевритовые, известковые, алевролиты неравномерно глинистые.

530 – 650 м пески и  слабосцементированные песчаники  с прослоями глинисто-алевролитовых пород.

650 – 969 м глины алевролитовые,  алевролиты глинистые, песчаники.

Возможны поглощения бурового раствора интервалах представленных песком и песчаником. Обеспечить устойчивость стенок скважины в интервале бурения. Возможны набухания глинистых пород, которые представлены в основном монтмориланитами.

С учетом литологии и возможных  осложнений, бурового раствора должен обеспечивать устойчивость стенок скважины в неустойчивых горных породах и предотвращение набухания глинистых пород. Фильтрация бурового раствора должна регулироваться специальными добавками. Реологические показатели так же регулируются добавками.

Возможно использование  бентонитового раствора с ингибирующими добавками, стабилизированный глинистый раствор, силикатный или хлоркалиевый ингибирующий буровой раствор.

 

Интервал 750 – 2464 м

Интервал бурения под  техническую колонну 245 мм.

Краткое геологическое описание.

750 – 1405 м глины алевролитовые,  алевролиты глинистые, песчаники.

1405 – 1912 м переслаивание песчаников, глин, алевролитов с прослоями мергелей, песчаники, глины алевритовые, алевролиты с редкими прослоями известняков.

1912 – 2161 м глины аргиллитоподобные и аргиллиты с прослоями песчаников и известняков, известняки органогенные, глины сланцевые.

2161 – 2252 м известняки  плотные, крепкие с прослоями глин.

2252 – 2464 м доломиты  органогенные, участками кавернозные, ангидриты, известняки органогенные, плотные, неравномерно доломитизированные и глинистые.

В отличие от предыдущего интервала, данный участок более устойчив.  Возможны подваливание глинистых пород, кавернообразование. Сужение ствола скважины в интервалах проницаемых песчаников. В интервале 2008 – 2470 м частичное поглощение бурового раствора, обусловленное коллекторскими свойствами вскрываемых пластов, низкими пластовыми давлениями и давлениями гидроразрыва горных пород, нарушениями стратиграфического и динамического равновесия системы скважины.

Анализируя геологические  условия и конструкцию скважины, можно сделать вывод о необходимости предотвратить поглощение бурового раствора, понижением его плотности до определенного уровня. Буровой раствор должен обеспечивать устойчивость стенок скважины за счет предотвращения набухание и предупреждать переход в буровой раствор глинистых пород, в основном представленных монтмориллонитами. Кроме того, необходимо предусмотреть пониженные показатели фильтрации, повышенную смазывающую способность для предотвращения образования сальников.

Возможно использование  бурового раствора системы BOREMAX или полигликолевый полимерный раствор со смазывающими добавками.

 

Интервал 2464 – 4022 м

Интервал бурения под  эксплуатационную колонну 178 мм.

Краткое геологическое описание.

2464 – 3422 м известняк  глинистый переходящий в глины.

3422 – 3737 м известняки битуминозные с прослоями битуминозных мергелей, аргиллиты.

3737 – 3823 м глины аргиллитоподобные,  битуминозные, известковистые с  прослоями известняков и алевролитов.

3823 – 3900 м переслаивание глинистых песчаников, алевролитов и аргиллитов.

3900 – 4082 м кварцевые  нефтенасыщенные песчаники с  прослоями алевролита, углефицированной  глины.

В интервале 2522 – 3189 м частичное  поглощение бурового раствора интенсивностью до 3 м3/час, обусловленное коллекторскими свойствами вскрываемых пластов, низкими пластовыми давлениями и давлениями гидроразрыва горных пород, подваливание глинистых пород, сужение ствола скважины в интервалах проницаемых песчаников, возможны нефтепроявления в нижнем интервале.

На данном интервале производиться набор зенитного угла скважины, раствор должен иметь хороший смазывающий эффект для предотвращения прихвата бурильного инструмента. Не загрязнять продуктивные пласты. Укрепление стенок скважины и предотвращение обвала глинистых пород.

Возможно использование  раствора на углеводородной основе в виде обратной эмульсии на основе минерального масла ENVIROMUL или малоглинистый ингибирующий буровой раствор. Но для него нужна тонкая очистка с использование илоотделителей и центрифуг.

 

Интервал 4022 – 4541 м.

Интервал бурения под хвостовик 127 мм.

Краткое геологическое описание.

4022 – 4541 м нефтенасыщенные  песчаники с прослоями алевролита, углефицированной глины.

В интервале 4099 – 4541 м отмечается поглощение бурового раствора, осыпи  и обвалы стенок скважины, при снижении плотности бурового раствора возможны нефтегазопроявления.

На данном интервале производиться  бурение скважины в продуктивном пласте при зенитном угле равным 90°, раствор должен иметь хороший смазывающий эффект для предотвращения прихвата бурильного инструмента. Не загрязнять продуктивные пласты. Укрепление стенок скважины и предотвращение обвала глинистых пород.

Возможно использование  раствора на углеводородной основе в  виде обратной эмульсии на основе минерального масла ENVIROMUL или малоглинистый ингибирующий буровой раствор. Но для него нужна тонкая очистка с использование илоотделителей и центрифуг.

 

 

 

 

 

  1. Состав и свойства буровых растворов по интервалам бурения.
    1. Расчет плотности и реологических показателей.

Расчет производится по следующим  формулам:

Плотность раствора на каждом интервале:

 

Расчет репрессии  на пласт:

 

Расчет пластичной вязкости и ДНС:

 

 

Интервал 0 – 30 м.

 

 

 

 

 

 

Интервал 30 – 750 м.

 

 

 

 

 

 

 

Интервал 750 – 2464 м.

 

 

 

 

 

 

 

 

Принимаем плотность 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Интервал 2464 – 4022 м.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Принимаем плотность

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Интервал 4022 – 4541 м.

 

 

 

 

 

 

Таблица 2.1. Расчетная плотность  по интервалам бурения.

Глубина,

м

а

ΔPреп, МПа

Ка

Рпл ,

МПа

ρрас , кг/м3

ΔР,  МПа

ρпр,   кг/м3

30

1,1

1,5

1,0

0,294

1100

0,029

1100

750

1,1

1,5

1,0

7,36

1100

0,736

1100

1200

1,1

1,5

1,0

11,77

1100

2,35*

1200

2110(2161)

1,05

2,5

1,06

21,94

1113

2,90*

2354(2413)

1,05

2,5

1,11

25,63

1166

2,08

2405(2464)

1,05

2,5

1,15

27,13

1204

1,18

3336(3422)

1,04

3,5

1,20

39,27

1248

5,89*

1380

3594(3718)

1,04

3,5

1,33

46,89

1383

1,76

3670(3823)

1,04

3,5

1,25

45,00

1300

4,68*

3720(3900)

1,04

3,5

1,20

43,79

1248

6,57*

3774(4022)

1,04

3,5

1,20

44,43

1248

6,66*

3802(4541)

1,04

3,5

1,05

39,16

1082

1,49

1080


 

 

 

 

 

 

 

    1. Обоснование состава буровых растворов.

В соответствии с п. 1.5. для обеспечения  безаварийных условий строительства  скважины и  эффективной работы породоразрушающего инструмента необходимо, чтобы буровой  раствор обладал ингибирующими  и кольматирующими свойствами, содержал в своем составе смазочные  материалы и буровые детергенты для предупреждения прихватов бурильного инструмента, а также создавал условия  для достижения высоких показателей  работы долот.

 

Интервал 0 – 30 м.

Интервал бурения под  направление 426 мм.

Интервал представлен  суглинками, песком, глины и супеси с валунами, галькой и гравием  различных пород. Основными осложнениями являются осыпи и обвалы неустойчивых пород. Вероятность поглощений. В этом  интервале, возможно, применить следующие растворы: бентонитовый без добавок, нестабилизированный глинистый раствор, пресный стабилизированный.

Раствор должен обеспечивает требуемые параметры и быть  экономически выгодным. Необходимо обеспечить хорошую очистку раствора от выбуренной породы. Обработка кальцинированной содой необходима для снижения общей жесткости воды для затворения бурового раствора.

 Используем бентонитовый буровой раствор для забурки данного состава.

Таблица 2.2. – Состав бурового раствора.

Наименование  материала

Функция реагента

Концентрация, кг/м3

BENTONITE (Бентонит)

Структурообразователь

60,0

SODA ASH (Na2CO3)

Понизитель жесткости,

повышение качества суспензии

1,5

SIBER-VIS

Стабилизатор

2


 

Реагент SIBER-VIS (амфотерный эфир целлюлозы), который обеспечивает получение стабильных управляемых реологических параметров и улучшает  фильтрационные свойства.

В качестве запасного варианта можно предложить пресный полимер-глинистый буровой раствор.

В случаи залегания ММП использовать утяжеленный пресный полимер-глинистый раствор данного ниже состава.

Таблица 2.3. – Состав бурового раствора.

Наименование  материала

Функция реагента

Концентрация, кг/м3

BENTONITE (Бентонит модифицированный)

Структурообразователь

10 – 20

SODA ASH (Na2CO3)

Понизитель жесткости

1,5

Dextrid

Крахмальный реагент

2 – 5

PAC-R

Стабилизатор 

3

NaOH

Регулятор рН

1

CALCIUM CARBONATE 150

Утяжелитель / кольматант

400 - 430


 

 

Интервал 30 – 750 м.

Интервал бурения под кондуктор 324 мм.

Этот интервал складывается переслаиванием глин, песчаников и  алевролитов. Возможны поглощения бурового раствора  в интервалах представленных песком и песчаником. Возможны набухания глинистых пород, которые представлены в основном монтмориллонитами.

Возможно использование стабилизированного глинистого раствора, силикатного или хлоркалиевого ингибирующего буровых растворов.

Так как интервал небольшой  протяженностью и мало осложнен.  Используем стабилизированный глинистый раствор. Для экономии химических реагентов приготовление раствора производится на базе раствора, использованном выше, введением дополнительных реагентов. Так как используется раствор на водной основе, то требуется обязательный ввод смазывающих и противосальниковых реагентов.

CLAY SEAL служит для замедления  гидратации глин и сланцев,  данный реагент эффективен в буровых растворах на водной основе.

Для повышения смазывающих  способностей раствор, при бурении  в раствор вводится реагент LUBRIOL.

В качестве противосальниковой добавки используется реагент DRILLING DETERGENT, который добавляется непосредственно в емкость при обработке и приготовлении раствора.

Контроль водоотдачи осуществляется обработкой бурового раствора реагентом PAC-R(RE).

Стабилизированный глинистый  раствор данного состава.

Таблица 2.4. – Состав бурового раствора.

Наименование  материала

Функция реагента

Концентрация, кг/м3

BARITE (Барит)

Утяжелитель

50,0

BENTONITE (Бентонит модифицированный)

Структурообразователь

30,0

CLAY SEAL PLUS

Ингибитор

4

DRILLING DETERGENT

Противосальниковая добавка

2,0

LUBRIOL

Смазка

4,0

PAC-R(RE)

Регулятор фильтрации

2,0

SODA ASH (Na2CO3)

Понизитель жесткости

1,5


В качестве запасного варианта можно предложить хлоркалиевый ингибирующий буровой раствор.

Хлоркалиевые растворы содержат в качестве ингибирующего электролита  хлорид калия, а в качестве регулятора щелочности — гидроксид калия. Раствор  предназначен для эффективного повышения  устойчивости стенок скважины при бурении  в неустойчивых глинистых сланцах  различного состава, а также улучшает вскрытие продуктивных пластов.

Таблица 2.5. – Состав бурового раствора.

Наименование  материала

Функция реагента

Концентрация, кг/м3

BENTONITE (Бентонит модифицированный)

Структурообразователь

50 – 100

KOH

Регулятор рН

5 – 10

KCl

Ингибитор глин

50 – 60

LUBRIOL

Смазка

4 – 5

PAC-R(RE)

Регулятор фильтрации

2 – 4

Desco

Понизитель фильтрации

1 – 2

CALCIUM CARBONATE 50

Утяжелитель

50 – 60


Интервал 750 – 2464 м.

Интервал бурения под  техническую колонну 245 мм.

Данный интервал представлен в основном: песчаником, глинами, алевролитами, известняками и доломитами. Встречается интервал залегания ангидритов на глубине 2150 – 2300 м по вертикали. Возможны осложнения, подваливание глинистых пород, кавернообразование. Сужение ствола скважины в интервалах проницаемых песчаников. В интервале 1400 – 2464 м частичное поглощение бурового раствора, обусловленное коллекторскими свойствами вскрываемых пластов, низкими пластовыми давлениями и давлениями гидроразрыва горных пород, нарушениями стратиграфического и динамического равновесия системы скважины.

Возможно использование  бурового раствора системы BOREMAX или полигликолевый полимерный раствор со смазывающими добавками, диспергированный раствор, лигносульфонатные растворы и РУО.

Контроль водоотдачи осуществляется обработкой бурового раствора реагентом POLYAC PLUS, PAC-R(RE).

Для повышения смазывающих  способностей раствора, при бурении в раствор вводится реагент LUBRIOL.

В качестве кольматирующего  и утяжеляющего реагента используется мраморная крошка CaCO3 (50 мкм).

В качестве противосальниковой добавки используется реагент DRILLING DETERGENT, который добавляется непосредственно в емкость при обработке и приготовлении раствора.

В качестве ингибиторов глинистых пород применяется реагенты: BORE-HIB DP, CLAY GRABBER, POLYAC PLUS.

Уровень щелочности промывочной  жидкости контролируется вводом каустической соды.

С интервала пропластков известняка обработку POLYAC PLUS, CLAY GRABBER прекратить.

В случае ввода в раствор  смазывающей добавки на основе углеводородов, ввод LUBRIOL запретить.

Вскрытия интервала залегания ангидритов (2150 – 2300 м по вертикали) pH следует увеличить до значения 11.0, что должно исключить растворение в растворе ионов Са2+.

Буровые и тампонажные жидкости 📙 Курсовая → 🆔 41372

Буровые и тампонажные жидкости 📙 Курсовая → 🆔 41372

Буровые и тампонажные жидкости