СОЛЯНО-КИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН

Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале фильтра, примыкающую к стволу. Эта область подвержена наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки. Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие •радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта лри бурении и последующих работах по креплению скважины, •оборудованию ее забоя и т. д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Однако нередко в процессе работ по заканчивайте скважины и последующей ее эксплуатации проницаемость пород оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. Это про-ясходит вследствие отложения в породах ПЗС глинистых частиц, смолы, асфальтенов, парафина, солей и т. д. В результате резко возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т. д. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.

Методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические и тепловые.

Химические методы применяют в тех случаях, когда проницаемость призабойной зоны ухудшена вследствие отложения веществ, которые можно растворить в различных химических реагентах (например, известняк в соляной кислоте). Пример такого воздействия — соляно-кислотная обработка пород ПЗС.

Механические методы применяют в малопроницаемых твердых породах. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗС отложились вязкие углеводороды (парафин, смолы, асфальте-

ны), а также при фильтрации вязких нефтей. К этому виду воздействия относят различные методы прогрева ПЗС.

Кроме перечисленных существуют методы, представляющие их сочетание. Например, гидрокислотный разрыв представляет собой сочетание ГРП и солянсншслотаой обработки, термокислотная обработка сочетает как тепловые, так и химические воздействия на ПЗС и т. д.

Методы воздействия на ПЗС на нефтегазодобывающих промыслах осуществляют бригады по текущему и капитальному ремонту скважин. Силами этих бригад проводятся следующие работы: 1) кислотные обработки скважин; 2) гидравлический разрыв пласта (ГРП); 3) вибровоздействие на призабойную зону скважин; 4) тепловое воздействие на ПЗС; 5) обработка ПЗС поверхностно-активными веществами (ПАВ) и др.

1. Что мы называем призабойной зоной скважины (ПЗС) и
чем она характерна?

2. Как подразделяют методы воздействия на ПЗС?

3. В чем назначение и сущность солянокислотной обработки
(СКО) скважин?

4. Как готовят рабочий раствор соляной кислоты?

5. Какие реагенты и с какой целью добавляют в соляную кис
лоту при приготовлении рабочего раствора?

7. Какое назначение имеют простые кислотные 'обработки?

8. Как проводят процесс простой СКО скважины?

9. Для чего применяют кислотные обработки под давлением?

10. В чем сущность пенокислотной обработки скважины и
как она осуществляется?

11. Каковы преимущества пенокислотной обработки перед
простой кислотной?

12. Каково назначение термокислотной обработки и как ее

13. Что такое гидравлический разрыв пласта (ГРП)? Для

16. Как (по какой формуле) определяют общую продолжи-

тельность ГРП и число агрегатов, необходимое для его проведения?

17. Как осуществляют многократный ГРП с применением
закупоривающих веществ? С применением пластмассовых шари
ков?

18. Как проводят многократный поинтервальный ГРП при
наличии в скважине нескольких эксплуатационных объектов?

19. Как определяют объем жидкости разрыва, жидкости-
песконосителя, количество и концентрацию песка при ГРП?

20. Какие рабочие жидкости используют для ГРП?

22. В каких скважинах наиболее целесообразно проводить
вибровоздействие?

23. В каких скважинах применяют тепловое воздействие на
призабойную зону?

24. Какие способы теплового воздействия на ПЗС Вы знаете?

25. Какова сравнительная эффективность обработки ПЗС с
циклической закачкой пара и электропрогревом?

26. С какой целью обрабатывают ПЗС поверхностно-актив
ными веществами?

27. В чем состоит механизм действия ПАВ в пористой среде?

28. Как подразделяют ПАВ по химическим свойствам?

29. Какие ПАВ наиболее широко применяют в нефтяной про
мышленности?

30. Как обрабатывают ПЗС поверхностно-активными вещест
вами?

ГЛАВА I. Основы нефтепромысловой геологии

Нефтяная (газовая) залежь и нефтяное (газовое) месторождение Основные структурные формы складок нефтегазовых месторождений

Нефть и ее свойства...........................................................................................

Нефтяные газы и их свойства...................................................................................

Пластовые воды, их характеристика......................................................

Нефтесодержащие коллекторы.....................................................................

Геологический разрез и геологический профиль..........................................................

Структурная карта....................................................................... -............................

Пластовые давление и температура............................................................................. 18

Режимы нефтегазоносных пластов.................................................................................... - 20

Промыслово-геофизические исследования............................................ 23

Применение геофизических исследований для контроля технического со
стояния скважин................................................................................................. 28

Методы перфорации и торпедирования скважин...........................................................

Контрольные вопросы............................................................................................... 37

ГЛАВА II, Техника и технология добычи нефти и газа 38

Способы добычи нефти и газа........................................................................................ 38

Подготовка скважин к эксплуатации............................................................ 39

Освоение скважин....................................................................................................... 42

Фонтанная и газлифтпая добыча нефти...................................................................................... 45

Глубиннонасосная добыча нефти............................................................................................... 71

Эксплуатация газовых скважин.................................................................................................. 86

Исследование скважин..................................................................................... 87

Раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной.. 95

Контрольные вопросы......................................................................................................... Ю1

ГЛАВА III. Наземные сооружения, агрегаты и оборудова
ние.......................................................................................................... ЮЗ

Оборудование для текущего и капитального ремонта скважин...................................................... ЮЗ
Бурильные, обсадные, насоспо-компрессорные трубы и их соединитель
ные элементы. Насосные штанги..................................................................................................... 127

Оборудование для исследования скважин.......................................................................... 143

Оборудование и установки, применяемые при цементировании скважин

и воздействии на призабойпую зону._.............................................................................................. 143

Оборудование для кислотной обработки.................................................................... 147

Оборудование, используемое при гидравлическом разрыве пласта.. 149

Ловильные инструменты................................................................................................. 151

Механизация процессов ремонта.................................................................. 168

Контрольные вопросы..................................................................................................... 171

ГЛАВА IV. Технология текущего ремонта скважин.. 173

Общий характер работ......................................................................................... 173

Спуско-подъемные операции.......................................................................... 175

Ремонт скважин, оборудованных штанговыми скважипными насосами................................ 177
Ремонт скважин, оборудованных погружными центробежными электро
насосами.................................................................................................................... 182

Ремонты скважин, связанные с очисткой забоя от песчаных пробок 185

Ремонт газлифтных и фонтанных скважий.................................................................................. 195

Контрольные вопросы.................................................................................................................. 199

ГЛАВА V. Технология капитального ремонта скважин 201

Подготовка скважин к ремонту...................................................................... 201

Ремонтно-изоляционные работы........................................................................... 211

Крепление слабосцементированных пород призабойной зоны... 243
Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации и ремонта

скважин............................................................................................... 247

Переход на другие горизонты и приобщение пластов.. 261

Перевод скважин из категории в категорию по назначению... 262

Ремонт скважин, оборудованных пакерами-отсекателями ОРЗ, ОРЭ 263

Зарезка и бурение второго ствола........................................................... 264

Ликвидация скважин (ЛС)............................................................................... 282

Особенности ремонта морских скважин............................................................. 283

Контрольные вопросы............................................................................................ 285

ГЛАВА VI. Методы увеличения и восстановления произво
дительности и приемистости скважин.................................................. 288

Соляно-кислотныс обработки скажин................................................................ 289

Гидравлический разрыв пласта..................................................................... 297

Виброобработка призабойпой зоны скважин....................................................... 304

Тепловая обработка призабойной зоны скважины.................................. 306

Обработка призабойной зоны скважин поверхностно-активными вещест
вами......................................................................................................................... 310

Контрольные вопросы............................................................................................. 313

Сдано в набор 30.09.8Q. Подписано в печать 24.11.86. Т-23359. Формат 60X90Vifi. Бумага

типограф. № 2. Гарнитура Литературная. Печать высокая. Усл. печ/ л. 20,0. Усл.

кр.-отт. 20,0. Уч.-изд. Л. 21,12. Тираж 11 700 экз. Заказ 572/717-5. Цена 80 коп.

Ордена «Знак Почета» издательство «Недра», 103633, Москва, Третьяковский про*

Московская типография № 11 Союзполиграфпромг при Государственном комитете СССР¹

по делам издательств, полиграфии и книжной торговли. 113105. Москва, Нагатинская

Методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические и тепловые.

ны), а также при фильтрации вязких нефтей. К этому виду воздействия относят различные методы прогрева ПЗС.

Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев (фильтров), призабойной зоны, НКТ от солевых, пара-финисто-смолистых отложений (термоклслотные обработки) и продуктов коррозии при освоении скважин с целью их запуска, а также для увеличения проницаемости пород.

При взаимодействии соляной кислоты и карбонатных пород происходят следующие реакции:

Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами — дву-хлористый кальций (СаС1₂) и двухлористый магний (MgCl₂) — хорошо растворимые в воде, а также остаток непрореагировавшей кислоты при промывке скважины извлекаются на поверхность. Углекислый газ (СС^) в зависимости от давления либо растворяется в воде, либо выделяется в виде свободного газа и легко удаляется из скважины.

Под воздействием соляной кислоты в породах ПЗС образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно, и производительность нефтяных (газовых) и приемистость нагнетательных скважин.

Концентрированную соляную кислоту разбавляют водой до заданного содержания НС1 (рабочий раствор) на месте ее хранения (базе) или непосредственно у скважины перед ее обработкой.

Так как соляная кислота, поступающая с заводов, может иметь различную концентрацию (т, е. различное содержание

НС1 в воде), необходимо определить количество воды, потребное для ее разбавления до заданной концентрации.

Объем концентрированной товарной кислоты V_T, необходимый для получения объема У_р рабочего раствора заданной концентрации (в м³), определяют по формуле

Добавки ингибитора, стабилизатора, хлористого бария и ин-тенсификатора обычно настолько незначительны, что поправки на объемы этих реагентов не вводят.

К рабочему раствору соляной кислоты, как указывалось, добавляют следующие реагенты.

1. Ингибиторы — вещества, снижающие коррозионное воздей
ствие кислоты на оборудование. Обычно ингибиторы добавля
ют в количестве до 1%.

В качестве ингибиторов используют: формалин (0,6%);уни-кол (0,1%); реагент И-1-А (0,4%) в смеси с уротропином (0,8%); катапин А (0,1%) и др. Указанные ингибиторы снижают коррозионную активность соляной кислоты от 7—8 (формалин) до 20 раз (катапин А).

2. Интексификаторы — поверхностно-активные вещества
(ПАВ), снижающие в 3—5 раз поверхностное натяжение на
границе нефть — нейтрализованная кислота, ускоряющие и об
легчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и
от отреагировавшей кислоты.

В качестве интенсификаторов применяют некоторые ингибиторы, такие как катапин А, катамин А. ОП-10. ОП-7 и др.

3. Стабилизаторы — вещества, необходимые для удержания
в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции приме
сей раствора НС1 с железом, цементом и песчаниками, а также
для удаления из раствора соляной кислоты, вредной примеси
серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария:

где рт — плотность товарной кислоты, кг/м³; р — плотность готового рабочего раствора, кг/м³ (находят по табл. VI.1, исходя из заданного содержания (концентрации) HCI в рабочем растворе).

Зная объем концентрированной товарной кислоты, нетрудно определить количестве воды, необходимое при смешивании с товарной кислотой для получения рабочего раствора заданной концентрации:

где х — количество воды, необходимое для разбавления товарной.кислоты до нужной концентрации, м³.

Раствор заданной концентрации приготавливают следующим образом.

Соответственно расчету в емкость наливают воду, добавляют ингибитор, стабилизатор и техническую соляную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий, снова перемешивают до исчезновения хлопьев этого реагента, что контролируют анализом проб. Затем добавляют интенсификатор, перемешивают и далее дают раствору отстояться до полного, осветления и осаждения сернокислого бария.

В этом случае раствор НС1 перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (ВаС1₂). Образующийся сернокислый барий (BaSO₄) удерживается в растворе и удаляется в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции.

В качестве стабилизатора используют уксусную и плавиковую кислоты.

Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, рбразует соли алюминия, а с цементом и песчаником — гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для удержания во взвешенном состоянии солей алюминия и геля кремниевой кислоты используют стабилизаторы — уксусную (СН₃СООН) и плавиковую (фтористоводородную— HF) кислоты.

Различают следующие разновидности кислотных обработок: кислотные ванны, простые кислотные.обработки; обработки под давлением; ленокислотные; серийные; поинтервальные (ступенчатые); кислотоструйные (гидромониторные); термохимические и термокислотные.

Кислотные ванн-ы предназначены для очистки поверхности открытого забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, кальциевых отложений из лластовътх вод, а также для очистки

фильтра в скважине со спущенным перфорированным хвостовиком в интервале продуктивного объекта, освобождения прихваченного пробкой подземного оборудования, очистки забоя и фильтровой части после ремонтных работ.

Кислотная ванна отличается от других видов солянокислот-ных обработок тем, что объем рабочего раствора составляет не более объема ствола (или колонны) в заданном интервале, закачивают его до забоя, не продавливая в пласт. При этом раствор кислоты выдерживают в интервале обработки в течение 16—24 ч. Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции удаляют из скважины обратной промывкой.

Скважины с открытым стволом обычно обрабатывают кислотным раствором с содержанием НС1 от 15 до 20%, а обсаженные скважины — раствором с содержанием НС1 от 10 до 12%. В качестве промывочной жидкости применяют воду.

Простые кислотные обработки предназначены для воздействия на породы призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости. Процесс ведется с обязательным задав-ливанием кислоты в пласт.

Подготовка скважины заключается в удалении с ее забоя пробки. Для очистки стенок колонны и труб от продуктов коррозии в скважину закачивают раствор соляной кислоты и, не продавливая в пласт, выдерживают ее в течение нескольких часов [кислотная ванна). Затем кислоту вымывают обратной промывкой.

Процесс солянокислотной обработки скважины заключается следующем (рис. VI.1). Вначале закачивают нефть или воду (см. рис. VI.1, о), затем при открытом кране на отводе за-трубного пространства — расчетное количество приготовленного рабочего раствора соляной кислоты. При этом объем

первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта (см. рис. VI.1, б). После этого закрывают кран на отводе за-трубного пространства и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт (см. рис. VI.1, б). Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту продавливают в пласт нефтью или водой (см. рис. VI. 1, г).

Объем рабочего раствора соляной кислоты устанавливают в зависимости от толщины и физических свойств пласта, химического состава пород и числа предыдущих обработок. Рекомендуемые средние объемы кислотного раствора на 1 м обрабатываемого интервала пласта (кислота 8—15%-ной концентрации) для карбонатных пород, установленные на основании имеющегося опыта по обработкам, приведены в табл. VI.2.

Для последующих обработок объем кислотного раствора увеличивают на 20—40% или повышают концентрацию рабочего раствора.

Необходимо учитывать, чтобы уровень кислоты в затрубном пространстве в период закачки и продавки ее в пласт находился только в пределах интервала ствола, выбранного для обработки.

Важное условие успешности солянокислотных _фобработок — срок выдержки кислоты в пласте, который зависит от многих факторов и для различных условий различен.

Ориентировочно можно рекомендовать следующие сроки выдержки: при оставлении последней порции кислоты в открытом стволе скважины—от 8—12 до 24 ч; при задавливании кислоты в пласт с температурой забоя 15—30 °С —до 2 ч, с температурой от 30 до 60 °С — 1 — 1,5 ч.

Сроки выдержки кислоты на реагирование устанавливают опытным путем для каждого эксплуатационного объекта на основе определения остаточной кислотности раствора после различных сроков выдержки его в пласте.

Кислотные обработки под давлением применяют с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта. При простых солянокислотных обработ-

ках кислота проникает в хорошо проницаемые пропластки, а плохо проницаемые пропластки остаются не охваченными обработкой. Кислотные обработки под давлением устраняют этот недостаток, обусловленный слоистой неоднородностью пласта. Этот вид обработки проводят с применением пакера.

При открытом кране на отводе затрубного пространства и непосаженном пакере в скважину закачивают кислоту в объеме труб и подпакерного пространства, после чего пакером герметизируют затрубное пространство и закачивают кислоту в объеме спущенных труб с максимальным повышением гемпа закачки. Затем, не снижая давления, вслед за кислотой прокачивают расчетный объем продазочной жидкости и закрывают кран на головке арматуры. Скважину оставляют в покое до полного спада или стабилизации давления.

Пе но кислотные обработки применяют при значительной толщине пласта и низких пластовых давлениях. Сущность этого вида обработок заключается в том, что в призабой-ную зону скважины вводят аэрированный раствор кислоты и ПАВ б виде пены. При таких'обработках используют кислотный агрегат, передвижной компрессор (или воздух из газо-воздухо-распределительной- будки ГВРБ) и аэратор. Схема обвязки оборудования устья скважины показана на рис. VI.2.

Аэратор (рис. VI.3) предназначен для перемешивания раствора соляной кислоты с воздухом (аэрации) и образования пены. Чтобы получить пену, к раствору кислоты добавляют 0,1 — 0,5% ПАВ от объема раствора при средней степени ' аэрации, т. е. объема воздуха в кубических метрах на 1 м³ кисл-отного раствора в пределах 15—25 м. В качестве ПАВ применяют сульфанол, ОП-7, ОП-10, катапкн, дисолван и др. Пенокислот-

ная обработка имеет следующие преимущества перед обычной обработкой:

1) кислотная пена значительно медленнее растворяет карбо
натный материал, чем обычная кислота; это способствует более
глубокому проникновению активной кислоты в пласт, что при
водит к увеличению проницаемости удаленных от скважины зон
пласта и их приобщению к дренированию;

2) кислотная сена обладает меньшей плотностью (400—
800 кг/м³) и повышенной вязкостью, чем обычная кислота; это
позволяет увеличить охват воздействием всей продуктивной
толщины пласта, что особенно важно при большой его толщине
и низких пластовых давлениях;

3) содержание в пене ПАВ снижает поверхностное натяже
ние кислоты на границе с нефтью, а сжатый воздух, находя
щийся в пене, расширяется ъо много раз при понижении давле
ния после обработки; все это в совокупности 'способствует улуч
шению условий притока нефти в скважину и значительно облег
чает ее освоение.

Многократные обработки заключаются в том, что призабойную зону скважины обрабатывают несколько раз с интервалами между обработками в 5—10 сут с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок.

По интервальные (ступенчатые) обработки — последовательные обработки нескольких интервалов пласта значительной толщины с целью полного охвата пласта или отдельных его продуктивных пропластков. После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации, принудительно-направленным способом воздействуют на следующий интервал или пропласток и т. д., пока полностью не будут охвачены вся толщина пласта или все его пропластки.

Поинтервальные обработки применяют в нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах с открытым забоем, а также в скважинах, закрепленных обсадной колонной. Проводить их целесообразно в скважинах после выхода их из бурения или в начальный период эксплуатации.

Обработки, проводимые через гидромониторные насадки (сопла). В этом случае растворяющее действие активной кислоты и механическое разрушающее действие струи большого 'напора способствуют: очистке стенок скважины от цементной и глинистой корок; разрушению и удалению плотных забойных песчаных пробок струями жидкости, направленными в пробку; интенсивному разрушению пород с созданием каналов растворения в заданном интервале пласта для последующего направленного гидравлического разрыва пласта.

При таких обработках необходимо обеспечивать максимально возможную для данного диаметра сопла скорость выходящей струи.

Термохимические обработк и — обработки скважин горячей соляной кислотой, нагрев которой происходит за счет теплового эффекта экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами (МЛ-1, МА-1 и др.) в специальном реакционном наконечнике, спущенном на НК.Т в пределы интервала, намеченного под обработку. Такие обработки применяют для очистки призабойкой зоны скважин от ас-фальто-смолистых, парафиновых и других материалов.

Термо кислотные обработки — комбинированный процесс, в первой фазе которого осуществляется термохимическая обработка, во второй (без перерыва во времени после термохимической) —обычная (простая) солянокислотная обработка.

Термохимическую обработку наиболее целесообразно применять в скважинах при температуре забоя не более 40 °С.

При растворении 1 кг магния в соляной кислоте выделяется 18,9 МДж тепла. Для растворения 1 кг магния необходимо 18,6 л 15%-ной соляной кислоты, которая при этом полностью нейтрализуется и выделившимся теплом (18,9 МДж) нагревается до температуры 308 °С. Оптимальным для обработки считают такое соотношение количества магния и соляной кислоты, при котором остаточная концентрация НС1 составляет 11 —12%, а температура кислотного раствора на выходе из наконечника 75—80 °С. Такое соотношение (при температуре на забое скважины 20—30 °С) достигается, если на 1 кг магния приходится

от 70 до 100 л 15%-ной соляной кислоты. В табл. VI.3 приведены данные о необходимых количествах кислоты.

Для проведения термокислотной обработки наполненный магнием реакционный наконечник спускают на трубах в скважину и устанавливают против обрабатываемого интервала пласта. Затем зак£чивают нефть и вслед за ней без всякого перерыва 15%-ный раствор соляной кислоты, регулируя скорость закачки в соответствии с расчетным режимом.

Обычно в наконечник загружают от 40 до 100 кг магния в зависимости от обрабатываемого интервала пласта и желаемой температуры. При этом прокачивают от 4 до 10 м³ 15%-ного раствора НС1.

Скорость прокачки раствора НС1 должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная остаточная кислотность раствора. Это условие трудно выполнимо, так как по мере прокачки кислоты через наконечник непрерывно изменяется масса магния в нем, поверхность контакта с кислотой, температура, концентрация кислоты и т. д.

Для загрузки наконечника используют магний,в виде стружек или брусков квадратного или круглого сечения. Если давление на глубине установки реакционного наконечника превышает 3 МПа, то рекомендуется применять магний в виде стружки. Следует учитывать, что чем больше давление, тем мельче и тоньше должна быть магниевая стружка. Если давление ниже 3 МПа, то рекомендуется применять магний в виде брусков или круглого сечения. При этом чем ниже давление, тем больше может быть площадь поперечного сечения этих брусков. Так, при давлении до 1 МПа используют бруски с площадью 10— 15 см². При давлении от 1 до 3 МПа размеры брусков уменьшают так, чтобы площадь сечения каждого из них была I—5 см².

ЧТО И КАК ПИСАЛИ О МОДЕ В ЖУРНАЛАХ НАЧАЛА XX ВЕКА Первый номер журнала «Аполлон» за 1909 г. начинался, по сути, с программного заявления редакции журнала...

Живите по правилу: МАЛО ЛИ ЧТО НА СВЕТЕ СУЩЕСТВУЕТ? Я неслучайно подчеркиваю, что место в голове ограничено, а информации вокруг много, и что ваше право...

Что будет с Землей, если ось ее сместится на 6666 км? Что будет с Землей? - задался я вопросом...

Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: