Глава XVI Воздействие на нефянойт пласт теплом

Идея искусственного воздействия на нефтяной пласт теплом с целью более эффективной выработки
запасов нефти возникла давно. В 20-30-е годы прошлого столетия выдающиеся ученые отечественной
нефтяной геологии И.М. Губкин, А.Д. Архангельский и Д.В. Голубятников пывалиредсказ большую роль

тепловых методов при рааботкезр месторождений высоковязких нефтей. Основоположниками фундаментальных теоретических и экспериментальных исследований термогидродинамических процессов в нефтяных пластах в нашей стране были А.Б. Шейман, ИА. Чарный, Л.И. Рубиейнншт и другие. Большой вклад в развитие тепловых методов добычи высоко вязких нефтей внесли ученые Г.Е. Малофеев, Ю.В. Желтов, Э.Б. Чекалюк, А.А. Боксерман, Н.Л. Раковский, К.А. Оганов, Н.К. Байбаков, А.Р. Гарушев, А.Х. Мирзаджанзаде, Я.А. Мустаев, И.М. Аметов и другие.

Практика освоения месторождений высоковязкой нефти как у нас в стране, так и за рубежом показала, что наиболее эффективными спсообами теплового воздействия на пласты с высоковязкой нефтью являются паротепловая обработка призабойной зоны добывающих скважин (ПТОС), нагнетание пара в пласт, перегретой воды с созданием тепловых оторочек (ПТВ, ВГВ) и внутрипластовое горение (ВГ). Тепловые (термические) методы постоянно совершенствуются. В настоящее время сущестютву несколько способов, но наибоеельш развитие получили способы нагнетания теплоносителя в пласт.

Войствиезед на пласт теплоносителем питривод к проявлению целого ряда факторов, способствующих увеличению нефтеизвлечения. К ним относятся: снижение вязкости пластовой нефти, дистилляция и испарение, термическое расширение, снижение поверхностного натяжения и другое.

Термический метод - это метод интенсификации добычи нефти, при котором проявляются гидродинамическое воздействие, когда происходит изотермическое воздействие на пласт и термодиническоеам, когда возникают сложные условия влияния на пласт, в результате чего изменяется не только давление, но и температура. Известно, что нефтеизвлечение зависит от ее отношения вязкостей нефти и воды:

Многие авторы на основе анализа зависимости вязкостной характеристики нефти от температуры делают вывод, что увеличение температуры приводит к существенному увличениюе коэффициента вытеснения нефти. Поэтому добыча вязких нефтей наиболее технологически эффективной может быть при

использоивани тепловых методов.

Эффективность теплового воздействия на нефтяной пласт, в значительной степени зависит от
правильности выбора рабочего агента, способствующего более высокой степени нефтеизвлечения, с учетом
геолого-промысловых характеристик объекта воздействия. На основе анализа ртатовезуль исследования по

вытеснению нефти паром и горячей водой следует, что без глубокого изучения нефтяного месторождения и существующего уровня развития техники нельзя отдавать предпочтение пару или горячей воде. Все зависит от геолоескогогич строения месторождения и физико-химических свойств нефти и конкретных условий с учетом экономических показателей и перспектив разработки месторождения. Ненныйасыщ водяной пар по сравнению с горячей водой имеет большую энтальпию, то есть большее теплосодержание, и при одинаковых массовых расходах вытесняющих агентов количество вводимого в пласт тепла при паре выше. Кроме этого при вытеснении нефти паром в большей степени проявляется механизм дистилляции легких фракций углеводородов, что приводит к увеличению коэффициента нефтевытеснения. Однако только на этом основании однозначного вывода о преимуществе пара над горячей водой делать нельзя. В некоторых случаях нагнетание горячей воды может оказаться предпочтительней нагнетания пара. Выбор теплоносителя необходимо осуществлять с учетом физико-химических свойств нефти и гео лого-физических свойств породы коллектора. Если при добыче легкой нефти большое знание имеет термическое расширение, то есть величина вязкости До при этом слабо зависит от температуры, то в случае вязкой нефти наоборот -величина д, резко падает с ростом теературымп, а тепловое расширение значительно меньше влияет на эффективность процесса. Поэтому для конкретной нефти имеется свой диапазон температур, где наблюдается интенсивное снижение величины вязкости нефти до и другое. При воздействии на пласт горячей вйодо или паром в пласте образуется водонефтяная эмульсия. При одинаковых температурах пара и горячей воды эмульсии, полученные при нагнетании пара, значительно устойчивее, чем эмульсии, образовавшиеся при закачке горячей воды, что приводит к увеличению затрат на деэмульсацию нефти. Нефти, в которых содержится большое количество парафино-асфальтено-смолистых веществ, как правило, относятся к неньютоновским системам. Фильтрация их в пористой сдере затруднена из-за наличия начального градиента давления, что является одной из причин низкого нефтеизвлечения из таких залежей. Исследованиями уостановлен, что повышение температуры нефти сопровождается значительным уменьшением градиента динамического давления сдвига, а также увеличением подвижности нефти. Исследования свойств аномальных нефтей при различных температурах показали, что наибольшие

изменения реологических параметров нефти наблюдаются при температурах до 50° С, дальнейшее же увеличение температуры более 50° С сопровождается незначительными изменениями вязкости нефти.

При выборе теплоносителей следует руководствоваться экономическими соображениями. Так, к воде, используемой для выработки пара в парогенераторах, предъявляются более высокие требования, чем к воде, используемой в обычных водогрейных установках. Например, при выработке пара со степенью сухости пара Х=0,7 концентрация остающихся в воде солей увеличивается в 3,5 раза, приX= 0,8 - возрастает в 5 раз, X = 0,9 - в 10 раз. Таким образом, затраты на подготовку воды для парогенератора будут значительно выше, чем для водогрейных установок, так как использование солесодержащей воды для них невозможно из-за конструктивных особенностей.

Таким образом, в зависимости от конкретных условий логического строения залежи, физико-химических свойств нефти, экономических результатов применение горячей воды в качестве теплоносителя может быть предпочтительнее других видов теплоносителей. Т.Е. Малофеев установил, что тепловой эффект нагнетания горячей воды тем больший, чем больше толщина пласта и выше скорость фильтрации, то есть, с точки зрения эффективности использования вводимого в пласт тепла, наиболее предпочтительными являются пласты толщиной более 6 метров. При меньшей толщине длительное воздействие на пласт теплом неэффективно вследствие высоких теплопотерь через кровлю и подошву пласта.

Установлено, что с увеличением темпа нагнетания теплоносителя эффективность прогрева однородного пласта увеличивается. В слоисто-неоднородном пласте эффективность прогрева определяется потерями тепла в окружающие пласт породы и потерями тепла с добываемой жидкостью. При низком темпе ввода теплоносителя возможны значительные потери тепла в окружающие породы, при высоких темпах увеличиваются потери с добываемой жидкостью, поэтому изменения коэффициента вытеснения в зависимости от скорости нагнетания теплоносителя может быть различным и в зависимости от конкретных условий. По результатам исследования влияния температуры на капиллярную пропитку сделан вывод, что пропитка увеличивается с нарастанием температуры, но мало зависит от темпа нагнетания. В любом случае пропитка эффективнее при малых скоростях перемещения фронта вытеснения.

В России и за рубежом накоплен немалый практический опыт по применению теплоносителей с целью повышения конечного нефтеизвлечения. Нагнетание пара и горячей воды в опытно-промышленных и промышленных масштабах применяется на нефтяных месторождениях о. Сахалин, в Казахстане, Коми, Удмуртии. Краснодарском крае и так далее.

Обширные исследования и промышленное внедрение тепловых методов проводились за рубежом. В бывшем СССР опытно-промышленное испытание и промышленное внедрение тепловых методов повышения нефтеизвлечения осуществлялось на 49 объектах. Крупномасштабные работы проводились на месторождениях Каражанбас и Кенкияк (Казахстан), Усинское (Коми) и Гремихинское (Удмуртия). Известно, что залежь - это нефтенасыщенный пласт или гидродинамически единая система нефтенасыщенных пластов. При классификации залежей по характеристикам пластовых нефтей особая роль отводится одному из физических параметров ее свойств - динамической вязкости. Динамическая вязкость пластовой нефти является одним из главных определяющих факторов активности ее фильтрации по порам и трещинам нефтенасыщенного коллектора в процессе разработки залежи. От величины вязкости пластовой нефти зависят дебиты нефти в добывающих скважинах и показатели конечного нефтеизвлечения. В настоящее время условно залежи нефти в зависимости от их динамической вязкости подразделяют на:

- залежи маловязких нефтей, когда величина вязкости не превышает 10 мПа*с в пластовых условиях;

- залежи с повышенной вязкостью нефти - от 10 до 30 мПа*с;

- залежи вязких нефтей - 30-50 мПа*с;

- залежи высоковязких нефтей - более 50 мПа*с.

Тепловые методы разработки нефтяных месторождений делятся на два различных вида. Первый, наиболее широко применяемый в России и за рубежом, основан на нагнетании (с поверхности) теплоносителей в нефтяные пласты, и второй, основанный на внутрипластовых процессах горения, создаваемых путем инициирования горения коксовых остатков в призабойной зоне нагнетательных скважин (с применением забойных нагревательных устройств) с последующим перемещением фронта горения путем нагнетания воздуха (сухое горение) или воздуха и воды (влажное горение). Методы нагнетания теплоносителя в нефтяные пласты имеют две принципиальные разновидности технологии. Первая основана на вытеснении нефти теплоносителем и его оторочками. Такая разновидность получила в зависимости от вида используемого теплоносителя наименование паротеплового воздействия на пласт (ПТВ) и воздействия горячей водой (ВГВ).

Вторая - на паротепловой обработке призабойной зоны пласта добывающих скважин (ПТОС). В этом случае в качестве теплоносителя используется насыщенный водяной пар. В качестве теплоносителя для теплового воздействия на нефтяной пласт обычно используется насыщенный водяной пар или горячая вода с высокими температурными параметрами. Эти агенты обладают высокими параметрами по теплосодержанию, они экологически чистые, технически и технологически хорошо освоены промышленностью. Пар при условиях, близких к стандартным (нормальным), обладает значительно большим теплосодержанием (энтальпией), чем горячая вода. Однако с повышением давления, то есть при режимах нагнетания теплоносителя на залежах нефти, различие теплосодержания между паром и водой той же температуры значительно сокращается. Оценивать преимущество пара или воды как агента воздействия

на пласт только по их теплосодержанию, как делают некоторые авторы, ошибочно и недопустимо. При
выборе тепосителялон как агента воздействия на нефтяной пласт необходимо исходить из учета
особенностей технической вооруженности (типа парогенераторов, наличия термо-изованныхлиро насосно-
компрессорных труб, теплоизолиющихру материалов для изоляции поверхностных трубопроводов),
геолого-физической характеристики и свойств пластовой нефти объекта разработки и применяемой
технологии нагнетания теплоносителя. Важнейшая особенность теплового метода заключается в передаче
тепловой энергии в нефтяной пласт с постепенным повышением его температуры. Передача тепловой
энергии осествляущется через систему паронагнетательных скважин закачкой в них теплоносителя,
приготовления и последующей закачки теплоносителя требуется значительный расход топлива для
теплогенерирующих установок. В качестве топлива используется природный или попутный нефтяной газ,
тяжелые фииракц перегонки нефти или нефть. В применяемых отечественных парогеныхнератор установках
типа УПГ 9/0и12 и УПГ 60/160 для приготовления теплоносителя температурой 260°С, при суточной
номинальной производительности УПГ 9/120 - 212 т теплоносителя и УПГ 60/160 - 1440 т потребляемое
количество природного газа составит, соответственно, 8,4 и 55,7 тыс. м³ или мазута 7,3 и 48,8 т. Из этого
следует, что теплоноситель как агент воздействия на пласт имеет сравнительно высокую стоимость, а
поэтому его расход при разработке залежи нефти должен носить рациональные объемы в соответствии с
достигнутыми темпами добычи нефти. Следовательно, одной из важных задач при тепловых методах
является снжениеи объемов закачик теплоносителя на тонну добытой нефти и пияолучен при этом
наивысшег фтеизвлеченонеия и высоких экономических показателей. В процессе нагнетания теплоносителя
через фонд нагнетательных скважин вокруг каждой такой скважины формиряутсе динамическая
(постепенно расширяющаяся) тепловая зона. При этом в связи с существующими систематическими
потерями тепла в скелет пород продуктивного пласта и в окруюужающ его среду (через кровлю и подошву
продуктивного пласта) процесс теплопереноса отстает от массопереноса. То есть формируются два
внутрипластовых фронта вытеснения - фронт холодного вытеснения и фронт теплоовог вытеснения. В
процессе товогоелп воздействия на пласт тепловой фронт значительно отстает от ронтаф холодного
вытеснения. Эти особенности требуют при проектировании систем разработки залежеыватьй учит динамику

расширения тепловых полей в пласте и, с учетом этого, определять формы сеток скважин и расстояния между скважинами.

Суммарные объемы закачки теплоносителя в каждую нагнетательную скважину определяются расчетным путем, исходя из необходимости прогрева продуктивного пласта от нагнетательной скважины до окружающих добывающих скважин.

1. Паротепловое воздействие на пласт(ПТВ) и воздействие горячей водой (ВГВ)

Применяемый традиционный способ паротеплового воздействия на нефтяной пласт заключается в закачке расчетного объема теплоносителя через нагнетательные скважины, создание тепловой оторочки и последующее продвижение ее по пласту в сторону добывающих скважин закачиваемой ненагретой водой. Увеличение нефтеизвлечения из продуктивного пласта при нагнетании в него теплоносителя происходит за счет изменяени свойств нефти и воды, находящихся в пласте, в результате повышения температуры. С увеличением температуры вязкость нефти, ее плотность и межфазовое отношение понижаются, а упругость паров повышается, что положительно влияет на нефтеизвлечение. В качестве рабочего агента применяется водяной пар или горячая вода, которые обладают высокой удельной теплоемкостью и хорошими нефтевытесняющими способностями. В процессе закачки пара нефтяной пласт нагревается в первую очередь за счет использования скрытой теплоты парообраиязован. При этом пар, поступая в поровое пространство, конденсируется. Нагевр пласта в дальнейшем осуществляется уже за счет использования теплоты горячего конденсата, вследствие чего конденсат охлаждается до начальной температуры пласта. При втесынении нефти паром имеет место улучшение испарения углеводородов за счет снижения их парциального давления. Снижение парциального давления связано с наличием в зоне испарения паров воды. Из остаточной нефти испаряются легкие компоненты и переносятся к передней границе поровой зоны, где они снова конденсируются и растворяются в нефтяном валу, образуя оторочку растворителя, которая обеспечивает дополнительное увеличение нефтеизвлечения. При температуре 375° и атмосферном давлении может дистиллироваться (перегонять до 10% нефти плотностью 934 кг/м³). При паротепловом вотвииздейс в пласте образуются три зоны:

1) зона вытеснения нефти паром;

2) зона горячего конденсата, где реализуется механизм вытеснения нефти водой в неизотермических
условиях;

3) зона, не охваченная тепловым воздействием, где прсходитои вытеснение нефти водой пластовой
температуры.

Все эти зоны испытывают взаимное влияние. Повышение нефтеизвлечения из продуктивного пласта при закачке пара, достигается за счет снижения вязкости нефти, в результате увеличивается охват пласта воздетвйсием; за счет расширения нефти, перегонки ее паром и экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения. Встьязок нефит значительно снижается с увнием елчеитатурыемпер, особенно в интевалер 30-80° С. Сравнительно высокая скорость снижения вязкости нефти наблюдается при начальном увеличении температуры (выше пластовой). С повышением температуры вязкость нефти уменьшается более интенсивно, чем вязкость воды, что также положительно влияет на пеовышени

нефтеизвлечения. Снижение вязкости нефти при ее нагреве приводит к увеличению коэффициента подвижности нефти, что существенно влияет на коэффициент охвата пласта вытесняющим агентом как по толщине пласта, так и по площади.

На рис. 129 приведены кривые заисвимости объемного коэффициента охвата пласта вытесняющим агентом от температуры для тяжелой и леойгк нефти.

Как видно, коэффициент охвата учивавелиется интенсеивне для тяжелой нефти.

В процессе закачки пара нефть в зависимотис от ее состояния может раятьсясшир, за счет чего появляется допонительнаял энергия для вытеснения пластовых жидкостей.

а)

б)

А

I

170 230 50 HO 170 230

Температура. °С

Рис. 129. Зависимость остаточной нефтснасыщенности (а) и объ­емного коэффициента охвата пласта вытесняющим агентом (6) от температуры пластового флюида (проницаемость пласта 1 мкм , начальная водонасыщенность 25%, водонефтяной фактор бо­лее 50): 1,2- нефть плотностью, соответственно, 876 и 986 кг/м\

При вытеснении легко испаряющейся нефти высокотемпературным паром более легкие фракции нефти переходят в паровую фазу, т.е. возможна перегонка нефти. В более холодной зоне пласта эти фракции кондируенсются, образуя впереди паровой зоны вал растворителя или свающимешийся вал.

Увеличению нефтеизвлечения пир паротепловом воздействии могут способствовать эффект газорнапоного режима, изменение отноьныхсител проницаеймосте и их подвижностей и др.

По мере подвиженияр через пласт пар нагревает породу и содержащуюся в ней нефть и вытесняет ее по направлению к добывающим скважинам.

Эффективостьн процесса вытесненяи нефти теплоносителями зависит от термодинамических условий пласта, свойств пластовых жидкостей, пористой среды, преняемойим технологии; и других факторов и может изменяться в широких пределам. На механизм вытеснения нефти (жидкости) существенно влияют повеосрнхтные свойства системы нефть-вода-пороад. С пением овшытмпеературы уменьшается толщина адсорционногоб слоя поверхстноно-активных молекул нефти на поверхности поровых каналов, вследствие чего проницаемость пласта для нефти увеличивается. Лабораторными исследованиями установлено, что капиллярная пропитка образцов керна происходит как при низких, так и при высоких температурах. В то же время с повышением температуры капиллярнпая проитка их происходит значительно быстрее. При принятии решения об использовании паротепвоголо воздействия необходимо учитывать, что нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта должна быть не менее 6 м. Процесс вытеснения нефти паром (в случае если толщина пласта менее 6 м) будет неэкономичным из-за значительных потерь теплоты через кровлю и подошву залежи. Глубина залегания пласта должна пртьевыша 1000 м из-за потерь теплоты в стволе скважины, которые достигают примерно 3% на каждые 100 м глубины скважины, и больших технических трудностей по обеспечению прочности колонны.

Если общие потери теплоты в стволе скважины и в пласте превышают 50% от поступившей к устью скважины теплоты, то процесс паротеплового воздействия будет неэффективным и неэкономичным. Проницаемость пласта не должна быть менее 0,1 мкм².

Увеличению нефтеизвлечения при ПТВ способствуют несколько факторов. Влияние отдельных факторов на нефтеизвлечение при вытеснении нефти паром примерно принято считать следующее:

- за счет снижения вязкости нефти;

- за счет эффекта термического расширения;

- за счет эффекта дистилляции;

- за счет газонапорного режима;

- за счет увеличения подвижности нефти.

В процессе закачки теплотеляноси (ПТВ, ВГВ) в продуктивный пласт неизбежны большие потери теплоты, а также температуры теплоносителя при его закачке от устья до забоя скважины. Одним из важнейших параметров является энтальпия (теплосодержание на единицу массы) теплоносителя, непосредственно поступающего в продуктивный нефтяной пласт. Для определения энтальпии необходимо

знать тепловые потери в наземных коммуникациях (от парогенераторов до устья паронагнетательной скважины), в стволе скважины, а также тепловые потери в продуктивном пласте. Учитывая, что точность определения теплопотерь низкая, пользуются упрощенными (приближенными) расчетами. Пар или нагретая вода подается в скважины по поверхностным теплоизолированным трубопроводам или по трубопроводам, заглубленным в землю. При стационарном режиме течения теплоносителя в трубопроводе процессы конвективного теплообмена (перенос тепла) на поверхности трубы сравнительно быстро стабилизируются и устанавливаются стационарный тепловой и гидродинамический режимы течения внутри трубопровода.

В случае заглубления трубопровода в землю (без термоизоляции) окружающая среда может практически неограниченно поглощать отдаваемую трубопроводом теплоту. Снижение температуры (охлаждение) горячей воды при закачке в пласт можно рассчитать по упрощенной расчетной схеме А.Ю. Намиота:

где Т(Z,t) - соответствующая температура на заданной глубине через t часов после начала закачки горячей воды, °С; Т₀ - приведенная к устью скважины температура нейтрального слоя земли, °С; Ту -температура закачиваемой горячей воды на устье скважины, °С; Г - геотермический градиент, °С/м; z -глубина от устья в м; (3 - показатель, характеризующий теплообмен с окружающей средой с размерностью м^-1 и равный:

где q - расход нагнетаемой воды, м³ /ч; Стр_т - объемная теплоемкость воды, кДж/м³*°С; X - средний коэффициент теплопроводности среды, окружающей трубу, по которой закачивается горячая вода, кДж/(м-час-°С); d - наружный диаметр трубы, по которой осуществляется закачка горячей воды, м; Z(t) - радиус

2тг

qC_mPm 2Z(r) '

Л

тепловлияния, зависящий от времени закачки теплоносителя, м:

Z(t)« 2yfxt,

где t - продолжительность закачки, ч; x - средний коэффициент температуропроводности среды, окружающей трубу, по которой производится закачка горячей воды, м²/ч.

Результаты расчетов по формуле (121) показаны на рис.130. Из рисунка 130 следует, что температура на забое при нагреве вначале повышается и через некоторое время стабилизируется. Потери температуры на глубине 500 м составляют примерно 10°С, на глубине 1000 м- 17°С, а на 1500 м - 25° С. Динамика прогрева продуктивного пласта показана на рис .131.

г.. "С 17(1

1 ПО 240 МО х,н

 

_--------- —'

I»¹,." щ, 201) /. сут.

Рис. 130. Изменениетемпера- Рис. 131.Динамика прогрева туры на забое от длительностипласта: 1 - через 1 год; 2 - че-закачки (Q = 600м³/сут) горя- рез 2 гола; 3 - через 3 года; 4 -чей воды с температурой на через 8 лет устье 180" С на разных глубинах(диаметр 168 мм): 1 - 500 м; 2 -1000 м; 3-1500 м

Принимается, что начальная пластовая температура 20°С, температура на забое 170°С (постоянная), фильтрация горячей воды по пласту происходит с постоянной скоростью 0,006 м/ч при суточной закачке 720 м³/сут через нагнетательные скважины, расположенные на 1000 м друг от друга. Толщина пласта 10 м. Как видно из рис. 131, тепловой фронт при таких параметрах через год продвинется в глубь пласта на 80 м. Впереди этого фронта температура пласта остается первоначальной, и вытеснение нефти будет происходить при обычных условиях.

Технологически при ПТВ формируется так называемая тепловая оторочка вокруг каждой нагнетательной скважины, которая затем перемещается посредством закачки холодной воды в эти же нагнетательные скважины. Объем оторочки теплоносителя для каждого месторождения определяется расчетным путем с учетом логического строения залежи, типа коллектора, физико-химических свойств нефти и так далее. Обычно ее принимают равной - 0,8 объема пор пласта и затем закачивают два-три объема порового пространства холодной воды. Коэффициент нефтеизвлечения с использованием термических методов на месторождениях с высоковязкими нефтями составляет 0,25-0,27. Паротепловое воздействие (ПТВ) и воздействие горячей воды применяются на месторождениях глубиной 700-800 метров. В среднем при ПТВ и ВГВ на извлечение одной тонны нефти расходуется от 6,5 до 10 тонн теплоносителя. Себестоимость добычи нефти при ПТВ и ВГВ в 2-3 раза выше, чем при заводнении. Критерии эффективного использования методов нагнетания теплоносителя в нефтяные пласты, содержащие высоковязкую нефть, приведены в таблице 20.

Таблица 20. Геолого-физические критерии для эффективного использования методов нагнетания теплоносителя в пласт.

№п/п	Наименование геолого-физических характеристик	Количественные и качественные показатели
	Динамическая вязкость пластовой нефти	30 мПа*с и более
	Плотность пластовой нефти	Характеристики нефтей высокой вязкости
J	Газонасыщенность пластовой нефти	Без ограничения
	Содержание смол и парафина	Без ограничения
	Общая и эффективная нефтенасыщенная толщина объекта воздействия	Не менее 6 метров
	Текущий термодинамический режим объекта	Пластовое давление и температура объекта должны обеспечивать технологическую и экономическую эффективность процесса при используемых технических средствах
	Коллекторские свойства продуктивного пласта	Должны обеспечивать заданный темп нагнетания теплоносителя
	Нефтенасыщенность пластов на начало процесса	Должна быть достаточной окупаемости затрат и получения прибыли
	Глубина залегания залежи	700-800 м

Поиск по сайту: