Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к составам для повышения нефтеотдачи пласта и способам их применения, и предназначено для использования при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений, а именно, относится к поверхностноактивным веществам (ПАВ), то есть, к химическим соединениям, концентрирующимся на поверхности или границе раздела фаз и обеспечивающим снижение поверхностного натяжения. Помимо применения в добыче остаточных и трудноизвлекаемых запасов нефти, что является предметом настоящего изобретения, настоящее изобретение наравне с аналогами может быть использовано в технических моющих средствах для отмыва масел с поверхности металлических изделий, в автошампунях и других процессах, для которых типично применение подобных ПАВ.

Доля месторождений с остаточными запасами нефти после заводнения, с трудноизвлекаемыми запасами в низкопроницаемых коллекторах и высоковязкими нефтями растёт. Из-за ухудшения структуры запасов и сворачивания работ по освоению эффективных методов увеличения нефтеотдачи происходит постоянное снижение проектного значения нефтеотдачи.

Средняя конечная нефтеотдача пластов в РФ снизилась до 35-38 %. Ежегодная добыча нефти с применением методов увеличения нефтеотдачи (МУН) в РФ в настоящее время составляет всего 2, 0-2, 5 млн т.

Из уровня техники известен состав для повышения нефтеотдачи с использованием композиции ПАВ на основе анионактивного ПАВ - нефтяного сульфоната натрия, полученного из нейтрализованного кислого гудрона в концентрации 5 % и неионогенного ПАВ - полиглицерина. Прирост коэффициента вытеснения после заводнения с использованием 1 объёма пор этой композиции составляет 11,45 %. Недостатком способа является недостаточная эффективность при большом объёме закачки и высокой концентрации ПАВ [Разработка нефтяных месторождений: Изд. в 4 т. - Т. 1. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии / Н. И. Хисамутдинов, М. М. Хасанов, А. Г. Телин и др.; под ред. Н. И. Хисамут динова и Г. 3. Ибрагимова. - М. : ВНИИОЭНГ, 1994. - С. 216-218].

Известен состав для повышения нефтеотдачи и способ его применения в пласт путём последовательного нагнетания композиции ПАВ с последующей закачкой оторочки полиакриламида. Композиция ПАВ состоит из алкилбензолсульфоната (1 %), неионогенного ПАВ Неонола АФ9-6 (2 %), смеси бутиловых спиртов (2 %), щелочного агента Ыа ₂ СОз (6 %), электролита (NH ₄ ) ₂ SO4 (4 %), оторочки полиакриламида (концентрация 0,04 %, молекулярная масса 106 у. е., степень гидролиза 30 %). Недостатком способа являются недостаточная эффективность (прирост коэффициента вытеснения после заводнения всего 8,5 %) и использование в качестве щелочного агента карбоната натрия, который может привести к нарушению солевого равновесия при реакции между ионами СОз ² -и ионами Са ₂ +, содержащимися в пластовой воде, а также образованию вследствие этого труднорастворимых солей карбоната кальция [Адаптация технологии мицеллярно-полимерного заводнения для пласта Дкт Южно -Кубанского поднятия Вахитовского месторождения ПАО «Оренбургнефть» / Р.М. Мусин, А.Н. Елисеев, А.С. Кириллов и др. // Нефтепромысловое дело. - 2018. - № 2. - С. 21-25].

Наиболее близким техническим решением является состав для повышения нефтеотдачи пласта [RU 2612773, Опубликовано: 13.03.2017], включающий неионогенное и анионоактивное поверхностноактивные вещества - НПАВ и АПАВ, кубовый остаток ректификации бутиловых спиртов - КОРБС, водорастворимый полимер - полиакриламид и минерализованную воду, co-держит в качестве НПАВ - Неонол АФ9-8 или АФ9-12, в качестве АПАВ - нефтяные сульфонаты, синтезированные на основе экстрактов селективной очистки масляных погонов N- метилпирролидоном или фенолом, полиакриламид с молекулярной массой (1- 16)406 у. е. и степенью гидролиза от 20 до 30 % и минерализованную воду с минерализацией 0,6 - 142 г/л, при следующем соотношении компонентов, масс. %: указанные нефтяные сульфонаты 0,23-1,49, Неонол АФ9-8 или АФ9- 12 0,13-2,29, КОРБС 0,25-0,84, указанный полиакриламид 0,015-0,087, указанная вода остальное. Данное решение выбрано в качестве прототипа настоящего изобретения.

Однако прототипу присущ следующий недостаток: недостаточная эффективность отмыва остаточной нефти.

Недостатки уровня техники решаются с помощью заявленных изобретений, в которых предложено следующее.

Предложен состав для повышения нефтеотдачи, включающий неионогенное поверхностно -активное вещество НПАВ - Неонол и анионогенное поверхностно-активное вещество АПАВ - нефтяные сульфонаты, в котором новым является то, что он содержит Неонол АФ9-6 и дополнительно в качестве АПАВ смесь альфа-олефинсульфонатов с числом углеродных атомов С14 и С16, смесь сульфированных моноалкилфенола и диалкилфенола в массовом соотношении 30:70 и сульфированный алкилтолуол при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Неонол АФ9-6 45-60 указанная смесь альфа-олефинсульфонатов 7,5-15 указанные нефтяные сульфонаты 7,5-13,5 указанная смесь сульфированных моноалкил- и диалкилфенолов 7,5- 13,5 сульфированный алкилтолуол 7,5-13,5.

Также предложен способ применения состава для повышения нефтеотдачи, включающий закачку оторочки водного раствора состава для повышения нефтеотдачи, в котором новым является то, что закачивают оторочку водного раствора 0,46-1,84 %-ной концентрации заявленного состава по объёмом 0,3 -0,5 объема открытого порового пространства, после чего закачивают водный раствор, содержащий 0,05-0,15 мас.% полиакриламида со степенью гидролиза от 10 до 30 % и 2-7 мас.% диэтаноламина, объёмом от 0,1 до 0,3 объема открытого порового пространства.

В одном из вариантов осуществления способа для приготовления водного раствора заявленного состава и водного раствора, содержащего полиакриламид и диэтаноламин, используют воду пресную или со степенью минерализации до 35 г/л.

В одном из вариантов осуществления способа оторочку водного раствора заявленного состава продавливают оторочкой воды.

В одном из вариантов осуществления способа дозировку водного раствора, содержащего полиакриламид и диэтаноламин, осуществляют в автоматическом режиме в трубопроводы систем поддержания пластового давления.

Технический результат изобретения заключается в создании состава композиции ПАВ и способа его применения в пласт, обеспечивающих высокие значения прироста коэффициента вытеснения после заводнения.

Для обеспечения технического результата решается задача создания композиции ПАВ, в который входит 4 вида АПАВ и 1 вид НПАВ. Общее содержание НПАВ в композиции (Неонол АФ9-6) составляет от 45 до 60 мае. %, АПАВ - от 40 до 55 мае. %, и способа применения, который заключается в последовательном нагнетании оторочки композиции ПАВ, после неё - оторочки полимера с добавкой диэтаноламина. Это позволяет обеспечить максимальный отмыв нефти, когда отмывающую функцию композиции ПАВ усиливает проталкивающая оторочка полимера за счет увеличения капиллярного числа, а диэтаноламин, как щелочной агент, десорбирует анионактивные компоненты композиции ПАВ с поверхности горной породы, не вызывая при этом выпадение карбоната кальция. Конкретнее, для повышения нефтеотдачи, включающий НПАВ - Неонол и АПАВ - нефтяные сульфонаты, в котором НПАВ представлен Неонолом АФ9-6, а в качестве АПАВ использованы альфа-олефинсульфонат, смесь сульфированных моноалкил- и диалкилфенолов, а также алкилтолуола, при следующем соотношении компонентов % мае:

- Неонол АФ9-6 от 45 до 60 %

- Альфа-олефинсульфонат от 7,5 до 15 %

- Указанные нефтяные сульфонаты от 7,5 до 13,5 %

- Указанная смесь сульфированных моноалкил- и диалкилфенолов, от 7,5 до 13,5 %

- Указанный сульфированный алкилтолуол от 7,5 до 13,5 %.

В качестве альфа-олефинсульфонатов смесь продуктов с числом углеродных атомов С14 и С16, в качестве указанной смеси сульфированных моноалкил- и диалкилфенолов - смесь продуктов в соотношении 30:70 %.

Способ применения состава для повышения нефтеотдачи включает закачку состава в виде водного раствора 0,46 - 1,84 % концентрации, причем указанный водный раствор состава закачивают объёмом 0,3 -0,5 порового пространства, после чего закачивают водный раствор 0,05-0,15 % концентрации полиакриламида степенью гидролиза от 10 до 30 %, содержащего от 2 до 7 % диэтаноламина, указанный водный раствор полиакриламида закачивают объёмом от 0,1 до 0,3 порового пространства.

Технический результат достигается именно благодаря синергетическому действию смеси АПАВ и НПАВ. Солюбилизация нефти в мицеллы из индивидуальных ПАВ отличается по механизму от процесса, протекающего в смешанных мицеллах. Смесь АПАВ + НПАВ позволяет образовывать более стабильные мицеллы, способные солюбилизировать больше нефти. Для таких смесей главное - достижение синергетического действия обоих видов ПАВ (критическая концентрация мицеллообразования (далее ККМ) смеси снижается сильнее, чем у индивидуальных ПАВ, соответственно солюбилизация - выше). Также в коктейль ПАВ добавляют высшие жирные спирты (эту же роль могут выполнять эфир-альдегидные и сивушные фракции), понижающие ККМ и поверхностное натяжение, увеличивающие сдвиговую и дилатационную вязкость адсорбционных слоёв АПАВ. В результате происходит стабилизация дисперсий в результате образования водородной связи между гидроксильными группами спирта и сульфогруппой АПАВ.

Достижение технического результата обеспечивается не только оптимизацией компонентов состава и способом его применения. Оптимизация компонентов композиции ПАВ способствует образованию смешанных мицелл, способных солюбилизировать как углеводородные, так и полярные гетероатомные компоненты нефти. Способ применения заключается в последовательном нагнетании оторочки композиции ПАВ, после неё - оторочки полимера с добавкой диэтаноламина. Это позволяет обеспечить максимальный отмыв нефти, когда отмывающую функцию композиции ПАВ усиливает проталкивающая оторочка полимера за счет увеличения капиллярного числа, а диэтаноламин, как щелочной агент, десорбирует анионактивные компоненты композиции ПАВ с поверхности горной породы, не вызывая при этом выпадение карбоната кальция. Экспериментально доказано, что именно такая последовательность закачки обеспечивает эффективность технического решения. Таким образом, состав композиции ПАВ и способ его применения объединены одним замыслом и обеспечивают технический результат.

Так, в экспериментах, проводимых в сопоставимых условиях, состав по прототипу, компоненты которого были взяты в максимальной концентрации по формуле изобретения, показал прирост коэффициента вытеснения 9,3 %. Состав и способ по предложенному техническому решению привёл к приросту коэффициента вытеснения в аналогичных условиях до 21-22 %. Далее обосновываются диапазоны концентрации компонентов, необходимость и последовательность включения в композицию ПАВ полимера и диэтаноламина.

На фиг. 1 приведен внешний вид системы, включающей водный раствор композиции ПАВ, нефть и другие добавки (опыт на выявление фазового поведения композиции ПАВ в присутствии и в отсутствие полимера марки AN 125). Приведём здесь фотографии III фазы по Винзору, согласно классификации микроэмульсий. А именно фотографии коктейля ПАВ с добавкой полимера и без него. Состав с добавкой ПАА образует 2,6 мл средней фазы, а без добавки ПАА - 5,4 мл (Фиг. 1). Таким образом, становится очевидно, что непосредственно в композицию ПАВ полиакриламид вводить нельзя.

Как можно увидеть из фиг. 1, в присутствии полимера объем средней фазы ниже. Добавки диэтаноламина в композицию ПАВ также негативным образом сказываются на объеме средней фазы микроэмульсии. По этой причине диэтаноламин, присутствие которого тем не менее необходимо (для десорбции адсорбированных ПАВ), добавляется в заключительную вытесняющую оторочку, уже после закачанной в нефтяной пласт композиции ПАВ.

В соответствии с проведенными исследованиями, на фиг. 2 и 3 представлено обоснование концентрации органического щелочного агента без учета адсорбции на поверхности породы коллектора (или образца натурного керна при фильтрационных опытах). Концентрация диэтаноламина не может быть менее 2%, а с учетом адсорбции и прочих потерь - в разы больше - до 5 % масс. Для максимальной эффективности используемых композиций ПАВ (способность к отмыванию остаточной нефти) величина pH должна быть около 10. На фигуре 2 можно увидеть достижение этого уровня pH при добавках диэтаноламина от 2 % и выше.

На фигуре 3 можно увидеть, что, начиная с 2 % добавки диэтаноламина, вязкость водной системы вырастает на 20 %, что сокращает вязкостную разность нагнетаемого агента заводнения и пластовой нефти - это положительно влияет на характеристику вытеснения и, соответственно, на Квыт. При увеличении содержания диэтаноламина до 5 %, вязкость системы вырастает на 25 % относительно ситуации, когда отсутствуют добавки органического щелочного агента.

Диэтаноламин, являясь органическим щелочным агентом, во-первых, снижает адсорбцию ПАВ, а во-вторых увеличивает вязкость оторочки реагента для увеличения нефтеотдачи. Однако на поведение или действие самих ПАВ данный щелочной агент играет отрицательно - снижается в 2 раза объем средней фазы микроэмульсии - что уменьшает солюбилизацию и К _выт . По этой причине данный агент необходим, но вносить его нужно не в оторочку ПАВ, а в последующую полимерную доотмывающую нефть оторочку. И это подтверждено фильтрационными экспериментами - без добавок диэтаноламина при проведении фильтрации коктейля ПАВ (при прокачке одинакового объема композиции через одну и ту же пористую среду - составную линейную керновую модель) удаётся достичь только 15,1 % прироста Квыт-, что почти на 30 % ниже опыта с диэтаноламином. Результаты фильтрационных опытов композиции ПАВ оказалась гораздо менее эффективными: прирост К _В ыт. составил 9,1 % и 10,0 % (опыты воспроизводились, результаты близкие).

Диапазоны концентраций индивидуальных ПАВ обосновывали по фазовому поведению композиций в системе водный раствор ПАВ/изовискозная нефть. В частности, для описанных далее примерах осуществления изобретения использовалась Холмогорского месторождения (или изовискозная модель синтетической нефти). В таблице 1 представлены данные по объемам средней фазы микроэмульсии после термостатирования в течение 24 часов при пластовой температуре (90 °C).

Из данных таблицы 1 можно сделать следующие выводы - смесь ПАВ обеспечивает достаточно большой объем средней фазы микроэмульсии в широком диапазоне соотношений концентраций компонентов. Так соотношение НПАВ/АПАВ может варьироваться в диапазоне 0,4 - 1,9 без значительных изменений объема мало вязкой микроэмульсии.

Далее наиболее эффективный диапазон АПАВ суммарно и покомпонентно, согласно претензии формулы изобретения, определен с проведением серии экспериментов, доказывающих как прирост К _В ыт, так и его превосходство относительно рассмотренного в уровне техники прототипа.

Разработанный состав для повышения нефтеотдачи пласта представляет собой темно-желтую вязкую полупрозрачную жидкость с содержанием активного вещества более 90 %.

Для приготовления состава композиции ПАВ использовали следующие АПАВ: альфа-олефинсульфонат, сульфированный ароматический экстракт селективной очистки масел, сульфированная смесь моно- и диалкилфенолов, сульфированный алкилтолуол. Альфа-олефинсульфонат является крупнотоннажным нефтехимическим продуктом, а сульфированный ароматический экстракт селективной очистки масел является компонентом прототипа, синтез которого описан в прототипе.

Получение компонентов коктейля не является предметом настоящего изобретения, поэтому принципиально не имеет значения являются ли НПАВ и АПАВ, описанные в настоящем изобретении в рамках компонентного состава, синтезированными или приобретенным сырьем, подверженным дальнейшему смешиванию.

Композицию ПАВ дозируют через БРХ в систему ППД и закачивают в пласт. Дозировка реагента осуществляется в автоматическом режиме в трубопроводы систем поддержания пластового давления (с использованием гребенок типа БГ).

Дозировка реагента осуществляется непрерывно в техническую воду системы ППД в концентрации 0,5 - 2,0 %. После закачки 30 - 50 % открытого порового объема обрабатываемого участка производится закачка полимерной оторочки с органическим щелочным агентом (30 % открытого порового объема). Концентрация полимера, стабильного в пластовых условиях целевого объекта, может составлять 0,05 - 0,30 %, а диэтаноламина 5,0 ± 2,0 %). Полимерный раствор готовится на устье скважины в ёмкости, снабженной перемешивающим устройством.

Последовательность технологических операций следующая:

1. Заблаговременная технологическая остановка нагнетательной скважины (на срок от 12 до 48 часов);

2. Установка БРХ на технологическую линию системы ППД в БГ.

3. Растворение химических реагентов производится с помощью механического перемешивания электрическими мешалками. Композиция ПАВ загружается в емкости сверху через горловины. Для приготовления растворов химреагентов используется вода системы ППД (минерализация не более 35 г/л). Допускается использование пресной воды.

4. После закачки композиции ПАВ, ее продавливают композицию ПАВ в пласт технической водой системы ППД (объем буферной оторочки воды составляет 5 - 30 м ³ ).

5. На последней стадии закачивают полимерную оторочку с диэтаноламином .

Настоящее изобретение подтверждается рядом примеров, подтверждающих осуществимость изобретения. В таблице 2 приведены сравнительные результаты фильтрационных исследований предлагаемых композиций ПАВ, в том числе, в сравнении с прототипом.

В примерах 1-8 общая концентрация ПАВ в МПВ Холмогорского месторождения 1,84 %.

Пример 1.

Был применен состав для повышения нефтеотдачи со следующим соотношением компонентов:

АОС - 10 %;

Э-1-С-1,5 - 10 %; АФ-2-С-1 - 10 %;

АБ-1-С-2 - 10 %;

Неонол АФ9-6 - 60 %.

Характеристики проницаемости керна:

Проницаемость (*10-3 мкм ² ) по газу 44,21, по нефти 13,97, по воде до ПАВ 3,15, по воде после ПАВ 3,37.

Прирост К выт — 12,5.

Пример 2.

Был применен состав для повышения нефтеотдачи со следующим соотношением компонентов:

АОС - 11,0 %;

Э-1-С-1,5 (ПАВ-1) - 10,0 %;

АФ-2-С-1 (ПАВ 2) - 10,0 %;

АБ-1-С-2 (ПАВ 3) - 10,0 %;

Неонол АФ9-6 (НПАВ)- 59,0 %.

Характеристики проницаемости керна:

Проницаемость (*10-3 мкм ² ) по газу 54,43, по нефти 14,67, по воде до ПАВ 2,54, по воде после ПАВ 2,91.

Прирост Квыт = 22,0.

Пример 3.

Был применен состав для повышения нефтеотдачи со следующим соотношением компонентов:

АОС - 11 %;

Э-1-С-1,5 - 10 %;

АФ-2-С-1 - 10 %;

АБ-1-С-2 - 10 %;

Неонол АФ9-6 - 59 %.

Характеристики проницаемости керна:

Проницаемость (*10-3 мкм ² ) по газу 81,63, по нефти 30,01, по воде до ПАВ 3,97, по воде после ПАВ 3,19. Прирост К выт — 21,2.

Пример 4.

Был применен состав для повышения нефтеотдачи со следующим соотношением компонентов:

АОС - 11 %;

Э-1-С-1,5 - 10 %;

АФ-2-С-1 - 10 %;

АБ-1-С-2 - 10 %;

Неонол АФ9-6 - 59 %.

Характеристики проницаемости керна:

Проницаемость (*10-3 мкм ² ) по газу 81,63, по нефти 27,59, по воде до ПАВ 5,23, по воде после ПАВ 5,42.

Прирост К ВЫТ — 12,8.

Пример 5.

Был применен состав для повышения нефтеотдачи со следующим соотношением компонентов:

АОС - 11%;

Э-1-С-1,5 - 10%;

АФ-2-С-1 - 10 %;

АБ-1-С-2 - 10 %;

Неонол АФ9-6 - 59%.

Характеристики проницаемости керна:

Проницаемость (*10-3 мкм ² ) по газу 49,11, по нефти 13,43, по воде до ПАВ 3,11, по воде после ПАВ 2,96.

Прирост К ВЫТ — 9,6.

Пример 6.

Был применен состав для повышения нефтеотдачи со следующим соотношением компонентов:

АОС - 10 %;

Э-1-С-1,5 - 10 %; АФ-2-С-1 - 10 %;

АБ-1-С-2 - 10 %;

Неонол АФ9-6 - 60 %.

Характеристики проницаемости керна:

Проницаемость (*10-3 мкм ² ) по газу 44,21, по нефти 11,58, по воде до ПАВ 2,07, по воде после ПАВ 2,22.

Прирост К выт — 10,5.

Пример 7.

Был применен состав для повышения нефтеотдачи со следующим соотношением компонентов:

АОС - 11%;

Э-1-С-1,5 - 10 %;

АФ-2-С-1 - 10 %;

АБ-1-С-2 - 10 %;

Неонол АФ9-6 - 59 %.

Характеристики проницаемости керна:

Проницаемость (*10-3 мкм ² ) по газу 81,63, по нефти 26,68, по воде до ПАВ 5,07, по воде после ПАВ 5,15.

Прирост К ВЫТ — 15,1.

Пример 8. Сравнительный. Согласно прототипу.

Был применен состав для повышения нефтеотдачи со следующим соотношением компонентов:

Э-1-С-1,5 - 1,490 %;

Неонол АФ9-6 - 2,290 %;

КОРБС - 0,840 %;

AN 125 - 0,087 %;

Характеристики проницаемости керна:

Проницаемость (*10-3 мкм ² ) по газу 81,63, по нефти 29,84, по воде до ПАВ 4,02, по воде после ПАВ 4,69.

Прирост К ВЫТ— 9,3. В примерах 9-11 общая концентрация ПАВ в МПВ Холмогорского месторождения 0,92 %.

Пример 9.

Был применен состав для повышения нефтеотдачи со следующим соотношением компонентов:

АОС - 11 %;

Э-1-С-1,5 - 10 %;

АФ-2-С-1 - 10 %;

АБ-1-С-2 - 10 %;

Неонол АФ9-6 - 59 %.

Характеристики проницаемости керна:

Проницаемость (*10-3 мкм ² ) по газу 81,63, по нефти 26,39, по воде до ПАВ 5,09, по воде после ПАВ 5,26.

Прирост К выт — 14,6.

Пример 10.

Был применен состав для повышения нефтеотдачи со следующим соотношением компонентов:

АОС - 10 %;

Э-1-С-1,5 - 10 %;

АФ-2-С-1 - 10 %;

АБ-1-С-2 - 10 %;

Неонол АФ9-6 - 60 %.

Характеристики проницаемости керна:

Проницаемость (*10-3 мкм ² ) по газу 44,21, по нефти 13,07, по воде до ПАВ 2,31, по воде после ПАВ 2,91.

Прирост К ВЫТ— 8,3.

Пример 11.

Был применен состав для повышения нефтеотдачи со следующим соотношением компонентов:

АОС - 15,0 %; Э-1-С-1,5 - 13,5 %;

АФ-2-С-1 - 13,5 %;

АБ-1-С-2 - 13,5 %;

Неонол АФ9-6 - 45,0 %;

Характеристики проницаемости керна:

Проницаемость (*10-3 мкм ² ) по газу 54,21, по нефти 13,93, по воде до ПАВ 2,46, по воде после ПАВ 2,19.

Прирост К ВЫТ — 11,1.

В примере 12 Общая концентрация ПАВ в МПВ Холмогорского месторождения 0,46 %.

Пример 12.

Был применен состав для повышения нефтеотдачи со следующим соотношением компонентов:

АОС - 11 %;

Э-1-С-1,5 - 10 %;

АФ-2-С-1 - 10 %;

АБ-1-С-2 - 10 %;

Неонол АФ9-6 - 59 %.

Характеристики проницаемости керна:

Проницаемость (*10-3 мкм ² ) по газу 54,21, по нефти 14,58, по воде до ПАВ 2,69, по воде после ПАВ 2,93.

Прирост К ВЫТ— 6,6.

Таблица 1. - Фазовое поведение композиций ПАВ в системе нефть/МПВ Холмогорского месторождения (критерий - понижение и повышением объема средней фазы МЭ)

ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26) Таблица 2. - Результаты фильтрационного тестирования композиций ПАВ в МПВ Холмогорского месторождения.

17

ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26)