Зм іст
Вступ
1.Загальні відомості про родовище
1.1 Коротка геолого-промислова характеристика родовища
1.2 Геолого-фізичні властивості покладу і флюїдів
1.3Характеристика і стан фонду свердловин
2.Аналіз розробки покладу
2.1 Система розробки
2.2 Режими роботи нафтових і газових покладів
2.3 Розрахунок
3.Методи інтенсифікації
3.1 Кислотна обробка
3.2 Гідророзрив пласта
4. Технологічні режими експлуатації покладу
4.1 Способи експлуатації нафтових і газових родовищ
4.2 Встановлення технологічного режиму
5.Техніка безпеки та охорона навколишнього середовища
Висновок
Література
Вступ
нафтовий свердловина родовище пластовий флюїд
Історія світового нафтового господарства бере свій початок з 1859 року. Завдяки своїм унікальним властивостям нафта з часом перетворилась в один з найважливіших сировинних ресурсів сучасної економіки, а операції з нею у "найбільший бізнес двадцятого століття".
Разом з газом нафта, як і раніше займає сьогодні провідні позиції у структурі енергоспоживання більшості країн світу.
Щорічний світовий видобуток, який ведеться майже у 80-ти країнах світу досяг гігантських масштабів і становить понад 3 млрд. тон нафти та близько 2-х трильйона м3 газу. Високий рівень щорічного видобутку нафти і газу може привести до швидкого використання їх запасів із надр Землі, тому перед людством стоїть завдання вирішити проблему раціонального та економічного їх використання.
Правда на сьогоднішній день розвідані не всі запаси нафти і газу. Є ще великі території, та переважно акваторії морів, де можуть бути відкриті нові родовища. Недостатньо розвідані також великі глибини земних надр. Це дає змогу з оптимізмом дивитись на подальший розвиток нафтогазової промисловості.
Більшість родовищ, які експлуатуються на Україні перебувають на заключних стадіях розробки. Видобуток нафти, газу і конденсату забезпечують в нафтовидобувних підприємствах.
Забезпечення України паливно-енергетичними ресурсами при формуванні державної незалежності і переході до ринкових відносин належать до найактуальніших питань економічної політики. Сьогодні власний видобуток нафти сягає 4,3 млн. т, або 7% від потреб. Це зумовлено виснаженням великих родовищ, тривалістю відкриття і освоєння нових родовищ, або важковилучуваними запасами, що привело до зменшення поточних дебітів свердловин і обсягів видобутку нафти.
1. Загальні відомості про родовище
1.1 Коротка геолого-промислова характеристика родовища
Пролетарське родовище в адміністративному відношенні знаходиться у Магдалинівському районі Дніпропетровської області, за 20 км на північ від с.м.т. Магдалинівка.
В районі досліджень з 1949 року проводилися гравіметричні, магнітометричні, електророзвідувальні, сейсморозвідувальні роботи, структурно-картировочне, структурно-пошукове, параметричне і пошуково-розвідувальне буріння. В 1959 році була опублікована геологічна карта масштабу 1:200 000. Комплексна геолого-гідрогеологічна зйомка масштабу 1:200000 була проведена в 1964-1966 рр. Харківською експедицією „Дніпрогеологія".
З 1955 р. в районі проводилися сейсморозвідувальні роботи, що входять в комплекс геолого-розвідувальних робіт на нафту і газ. За цей час сейсморозвідкою були виявлені і підготовлені до пошукового буріння цілий ряд антиклінальних піднять – Іллічівське, Голубівське, Левенцівське, Орільське, Богатойське і ін.
З 1958 р. в районі проводилося пошуково-розвідувальне буріння на нафту і газ. В результаті в південній частині району були виявлені нафтогазові родовища: Пролетарське, Левенцівське, Голубівське, Перещепинське, Богатойське, Ульянівське.
У 1965 р. трестом "Полтаванафтогазрозвідка" Пролетарська площа введена у пошукове буріння, а 1966 р. з пошукової свердловини 1 був отриманий промисловий приплив газу. У 1968 р. на підставі попереднього підрахунку запасів газу, родовище введено у дослідно-промислову експлуатацію .
У травні 1969 р. ДКЗ СРСР затвердила запаси газу родовища в об'ємі 17,65 млрд.м3. За категорією В затверджено 8,24 млрд.м3, а за категорією Сі -9,41 млрд.м3 [2].
В 1971 р. згідно складеного УкрНДІГазом проекту розробки [3], родовище введено у промислову розробку. За період розробки (1968-1984 р.) з родовища відібрано 77,2% початкових запасів газу.
У 1984 р. рішенням Мінгазпрому СРСР на базі продуктивних горизонтів М-7, Б-5 і Б-9 створене Пролетарське підземне сховище газу (ПСГ). Залишкові запаси газу по всіх горизонтах родовища були з Держбалансу списані (наказ Мінгазпрому СРСР від 16.08.1984 р.). Залишкові запаси газу горизонтів М-7, Б-5, Б-9 переведені в буферний газ, а залишкові запаси горизонтів Б-12, В-15, В-17-18-19 планувалося використати для створення буферного об'єму у горизонтах зберігання шляхом перепуску газу, чи подачі газу місцевим споживачам. При спробі у 1985 р. почати перепуск газу, з'ясувалося, що у процесі інтенсивної експлуатації у вище позначених горизонтах пластові тиски значно знизилися, а самі горизонти обводнилися і не можуть бути задіяні для перепуску. Тому, експлуатаційні свердловини старого видобувного фонду (70, 71, 72, 73, 77 та інші) були законсервовані.
У 2001 р. ТОВ "Дніпрогазресурс" свердловини 70, 71, 72, 73, 77 були розконсервовані, і в них проведений комплекс дослідницьких робіт.
Матеріал для магістерської роботи був зібраний за період проходження виробничої практики в Пролетарському виробничому управлінні підземного зберігання газу.
Рис.1.1 Загальний вид Пролетарського родовища
Рис. 1.2 Структурна карта
Рис. 1.3 Геологічний розріз
Територія району розташована в основному в межах крайньої південно-східної частини Дніпровсько-донецької западини, де розвинена могутня осадова товща, складена породами палеозойського, мезозойського і кайнозойського віку. Найбільша потужність осадових порід за геофізичними і геологічними даними в північній частині району досягає 6000 м. На південь у зв'язку з підняттям кристалічного фундаменту відбувається зменшення потужності осадової товщі до 450 м.
В геоструктурному відношенні дана площа розташовується в межах крайньої південно-східної частини Дніпровсько-Донецької западини, в південній прибортовій зоні Донецького грабену.
Дніпровсько-донецька западина є обширним прогинанням, що утворилося по розломах у фундаменті південно-західної частини восточно-європейської платформи між Українським щитом і Воронежською антиклізою.
Осьова частина западини, є грабен, паралельно якому протягуються бортові частини западини (Чирвінська, 1954). Ці основні тектонічні елементи відрізняються специфічними рисами будови осадового чохла.
Області грабену відповідає зона регіональних максимумів сил тяжкості значної інтенсивності. Зона регіональних мінімумів гравітаційного поля відповідає зоні оздоблення грабену. Бортові частини западини характеризуються мозаїчними гравітаційними аномаліями.
Велика частина території розташовується в зоні оздоблення, в південній прибортовій зоні Дніпровського грабену, що розглядається як зона східчастих порушень. В межах південного борту западини лежить лише південна частина площі, північна межа якої може бути проведена по регіональному розлому, встановленому сейсмічними наглядами в районі с. Голубовки, який проходить через всю територію. Центральному грабену відповідає крайній північний район описуваної території.
У ранньо- і середньокам’яновугільний час на описуваній території переважали низхідні коливальні рухи, що зумовили трансгресію моря і накопичення могутніх товщ теригенних відкладів. В кінці піздньокам’яновугільної епохи, в уральську фазу герцинського орогенезу, починається формування основних тектонічних елементів Донецької складчастої системи. В Дніпровсько-донецькій западині цій фазі відповідає утворення ослаблених зон, в які спрямувалася сіль з центральних частин западини, що привело до виникнення соляних куполів як відкритого, так і закритого типів, і розвитку соляних штоків.
Подальше опускання западини відбувається впродовж всього мезозою. Короткочасне підняття території, що супроводжувалося накопиченням континентальних відкладень і вулканічною діяльністю, відбулося в середньокеловейський час.
На описуваній території чітко простежуються три структурні поверхи: нижній - докембрійський фундамент, середній, складений могутньою товщею моноклинально залягаючих палеозойських і мезозойських порід, і верхній, представлений майже горизонтально залягаючими відкладеннями кайнозою, потужність яких в 10-20 разів менше потужності палеозойських і мезозойських відкладень.
Тектоніка кристалічного докембрийського фундаменту описуваного району, як і всієї площі Дніпровсько-донецької западини, вивчена слабо і трактується головним чином за даними геофізичних досліджень, на підставі яких передбачається широкий розвиток подовжніх диз'юнктивних порушень. Останні зумовили східчасту будову кристалічного фундаменту, яка підтверджується, зокрема, наявністю численних розломів, встановлених в товщі карбону при розвідці Новомосковського і Павлоградського кам'яновугільних родовищ.
Згадуваний вище подовжній регіональний розлом в районі с. Голубівки, що прослідив сейсморозвідкою на ділянці від с. Новоселовки на заході до п. Ілліча на сході, має амплітуду зсуву кристалічного фундаменту до 1000 м (Шипелькевіч, 1933).
Середній структурний поверх є величезну моноклиналь, ускладнену рідкісними структурами. Залягаючі в нижній частині цього поверху кам'яновугільні відкладення досить добре вивчені в структурному відношенні в процесі пошуково-розвідувальних робіт на вугілля.
До числа найкрупніших диз'юнктивних порушень відносяться скидання: Карабіновський (амплітуда вертикального зсуву 300 м) з апофізою "А", Булаховський (амплітуда 120-135 м), Центральний (амплітуда 300 м), Кочережський (амплітуда від 30 до 250 м) і Павлоградсько-Вязовський (амплітуда зсуву від 75 до-380 м).
Описані порушення не є одновіковими і виникли, ймовірно, в ті ж орогенні фази, що і в Донбасі. Оскільки більшість порушень січе нижній і середній карбон, а іноді і тріас (апофиза Кочережського скидання), то природно пов'язувати їх виникнення з другою серією горотворних рухів у відкритому Донбасі (пізня пермь - кінець тріасу). Разом з тим крупні тектонічні переміщення, відповідні першій фазі орогенезу в Донбасі, мали місце в ранньому карбоні, на межі раннього і пізнього Серпухова.
Мезозойські відкладення залягають моноклинально і падають на північ і північний схід, тобто у бік осьової частини западини, причому простягання пластів більш молодих відкладень знаходить поступове відхилення від широтного напряму до північно-західного. Нахил мезозойських відкладень не перевищує в межах моноклиналі 15-18 м на 1 км. Загальний вид моноклинального залягання мезозойських порід порушується окремими антиклінальними підняттями (Голубівське, Новоселівське, Іллічівське, Миронівське і ін.).
1.2 Геолого-фізичні властивості покладу і флюїдів
При обгрунтуванні системи розробки (обєктів експлуатації та кількості експлуатаційних свердловин) враховано також практику сусідніх родовищ.
Діаметр експлуатаційної колони : 140/168 мм.(глибина стиковки3600 м)
Діаметр насосно-компресорних труб: 89/73 мм.(глибина стиковки1500м)
Таблиця 1.1 - Характеристика виділених об’єктів експлуатації
№ п/п |
Експлуатаційний об’єкт | К-сть. експлуатац. св-н (№ свердл. ) | Глибина проектних свердловин, м | Продуктивні горизонти | Запаси газу. млрд. м3 |
| 1 | I | 1 (№6) | 4900 (пр-кт) 5400) | В-16 | 0,430 |
| 2 | II | 2 (№5, №9) | 5150 | В-17 | 0,878 |
| 3 | III | 3 (№2, 3, 10) | 5200 | В-18 | 0,970 |
| 4 | IV | 11 (проект) | 5200 | В-19 | 0,270 |
Глибина спуску насосно-компресорних труб в свердловинах № 2, 3, 10, що експлуатують В-12: 4900 – 5140 м (10-20 м над верхніми отворами перфорації).
Дебіт газу замірявся за допомогою 2’’ діафрагмового вимірювача критичної течії.
Результати випробувань приведемо в таблиці 1.2.
Таблиця 1.2 - Результати випробування на продуктивність свердловини №3, інтервал 5148-5168м, горизонт В-12
| Діам. діафр., мм | Час стаб., Год. |
Тиск, МПа | Туст , К |
Q, тис. м3 /добу |
Qк , м3 /добу |
Коеф.фільтр. | |||
| Ртр | Рзтр | Рвиб | А | В | |||||
| 6,0 | 30 | 22,02 | 21,06 | 32,58 | 289 | 54,2 | 6,0 | 1,2 | 0,11 |
| 7,2 | 30 | 20,68 | 21,20 | 31,01 | 289 | 64,6 | 6,5 | ||
| 8,0 | 30 | 19,01 | 19,94 | 29,19 | 289 | 67,8 | 6,8 | ||
| 8,6 | 31 | 18,44 | 19,46 | 28,17 | 289 | 89,3 | 8,1 | ||
| 10,0 | 36 | 14,98 | 15,14 | 24,38 | 289 | 101,4 | 8,9 | ||
| 12,0 | 30 | 12,34 | 14,02 | 23,28 | 289 | 109,2 | 9,1 | ||
За дослідженням горизонт В-12 по продуктивності відноситься до групи низькодебітних. Максимальний дебіт газу, отриманий при роботі свердловини на діафрагмі 12,0 мм, склав 109 тис м3/добу при депресії на пласт 14,6 МПа, робочому тиску 12,34 МПа.
Коефіцієнти фільтраційних опорів склали:
А=1,2 (МПа2·добу)/тис.м3 ,В= 0,11 ((МПа·добу)/тис.м3)2
Проникність пласта, розрахована за даними дослідження свердловини №3 на продуктивність, дорівнює Кпр = 10,2 10-15 м2.
Пластовий тиск, розрахований згідно статичного (Рст =31,6 МПа) на середину інтервалу перфорації (5158 м) дорівнює Рпл=37,9МПа.
Після дослідження на продуктивність свердловину було закрито та виконано запис КВТ. Визначені коефіцієнти a=1056,25 МПа2, b = 46,1 МПа2/с.
За результатами обробки КВТ та кривої відновлення тиску визначаємо параметр провідності пласта kh/m=21,03 (Д·м)/сП, та проникність Кпр=12·10-15 м2.
Горизонт В-12 визначається продуктивним, за даними ГДС, в свердловинах №2, 3, 5, 9, 10, його продуктивність доведена випробуванням у свердловинах №2, 3.
Таблиця 1.3 – Характеристика порід колекторів
| №свердл. | Глибина залягання, м | Товщина, м | Проходка з відбором керну, м | Винос керну | КП погдс | Характеристика порід-колекторів | Характер на-сиченості горизонту по гдс |
Примітка | |||||||
| загальна, м | ефек-тивна, м | м | % | Пористість, % від – докільк. визнач. | Середнє значення | Проникність 10-15 м2 від – до кільк. визнач. | Сере-днє значення | карбонатність, від - до кільк. визнач. | Середнє значення | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 |
| Горизонт В-12 | |||||||||||||||
| 5 | 4795-4803,4 | 8,4 | 5,2 | 4793-4803 | 6 | 60 | 20 | 13.5-29.56 | 23,7 | 5. 7-1876 | 130,2 | 0,4-96 | 7 | піск. газонос. | |
| 4815,5-4819 | 3,5 | 2,0 | 25 | ||||||||||||
| 4830,3-4836 | 5,7 | 2,9 | 25 | піск. водонас. | |||||||||||
| 4890-4900 | 10 | 5,7 | 20 | піск. водонас. | |||||||||||
| 6 | 4872-4880 | 8 | 6,1 | 4865-4875 | 7,5 | 75 | 25 | 14,7-28,111 | 23,4 | 2,08-18020 | 67.6 | 0.8-8,319 | 5,8 | піск. водонас. | |
| 9 | 4910-4919 | 19 | 13,5 | - | 20 | піск. газонос. | |||||||||
| Горизонт В-13 | |||||||||||||||
| 2 | 5020-5041 | 21 | 15,6 | 5024-5032 | 6,45 | 82 | 9,5 | 11,1 | 10 | 0,24-5 | 3,4 | 2,50 | 2,5 | піск. газонос | |
| 5063-5076 | 13 | 11,5 | 5060-5068 | 7 | 88 | 12,5 | 15 | 13,6 | 0,56-16 | 10 | 2,5 | 2,5 | піск. газонос | ||
| 3 | 5140-5160 | 20 | 15 | 5150-5157 | 5,6 | 76 | 7,2 | 9,5 | 8,2 | 1-14,5 | 8,3 | 2 | 2 | піск. газонос | |
| 10 | 5070-5077 | 7 | 6,8 | 5066-5075 | 7,2 | 82 | 12,8 | 15 | 13 | 6-10,3 | 9,1 | 2 | 2 | піск. газонос | |
При випробуванні відібрані проби газу, лабораторний аналіз приведено у таблиці 1.4.
Таблиця 1.4 - Результати фізико-хімічних досліджень газу в продуктивних горизонтах свердловини №3 (при стандартних умовах Т= 20 ˚С, Р=760 мм рт. ст.)
| Горизонт | Густина газу (кг/м3 ) |
Густина газу по повітрю | Нижня теплота згоряння | Компонентний склад (% об.) | |||||||||
| Метан | Етан | Пропан | Ізобутан | Н-бутан | Гексани+вищі | Азот | Діоксид вуглецю | Гелій | Водень | ||||
| В-12 | 0,774 | 0,643 | 8744,5 | 89,227 | 4,712 | 1,996 | 0,228 | 0,572 | 0,561 | 0,71 | 0,33 | 0,072 | - |
| В-13 | 0,774 | 0,643 | 8744,5 | 89,055 | 5,220 | 2,238 | 0.302 | 0,621 | 0,882 | 0,906 | 0,336 | 0,065 | - |
| В-14 | 0,725 | 0,622 | 8744,5 | 90,941 | 4,510 | 0.457 | 0,320 | 0,168 | 0.577 | 0,426 | 0,201 | 0,069 | - |
| В-15 | 0,749 | 0,602 | 8395,0 | 86,090 | 6,469 | 1,803 | 0,189 | 0,363 | 0,07 | 0,388 | 0,266 | 0.061 | - |
1.3Характеристика і стан фонду свердловин
На державний баланс родовище прийняте у 1966р. Всього пробурено 13 пошукових і розвідувальних свердловин, якими розкрито розріз від мейоз-кайнозою до кристалічного фундаменту протерозою.
В 1968р. розпочата дослідно-промислова експлуатація, а в 1971 р.—розробка покладів. Максимального видобутку газу досягнуто в 1972 р. (11,2% від початкових запасів). Річний відбір газу—1,4-2,0 млрд. куб. м газу утримувався на протязі 1970-1974 рр. і забезпечувався 21 експлуатаційною свердловиною. Поклади розроблялися окремими сітками свердловин (лише горизонтів С-13 і С-15 спільно) в режимі природного виснаження з високим темпом зниження пластового тиску і виходу стабільного конденсату. З родовищ відібрано 77,2% початкових запасів газу і 60% конденсату.
З 1984 р. родовище використовується як підземне газосховище.
2. Аналіз розробки покладу
2.1 Система розробки
Система розробки - це комплекс технологічних і технічних заходів з метою управління рухом газу від свердловини до споживача, що включає розміщення і порядок введення видобувних, нагнітальних і спостережних свердловин; встановлення і підтримання технологічних режимів експлуатації свердловин, наземних споруджень і багатьох інших заходів, спрямованих на здійснення і керування розробкою покладу. Система розробки родовища вважається раціональною, якщо вона забезпечує виконання заданих обсягів видобутку газу і конденсату з найбільшою економічною ефективністю. Раціональна система розробки передбачає досягнення максимальної економічно виправданої повноти вилучення газу і конденсату із пластів, дотримання вимог охорони надр і навколишнього середовища.
Залежно від рівня газових відборів газу прийнято виділяти три періоди: наростання видобутку, стабілізація і його падіння.
Для того щоб уникнути консервації значних матеріальних ресурсів, розробку родовищ починають ще під час їхнього розбурювання й облаштування. Із введенням в експлуатацію нових свердловин, пунктів внутрішньопромислового збору, компресорних станцій, газопроводів видобуток, газу з родовища зростає. Тому період розбурювання і облаштування родовища, називають періодом зростаючого видобутку.
Після введення в експлуатацію всіх потужностей щодо видобутку газу, величина яких визначена техніко-економічною доцільністю, настає період постійного видобутку. З великих родовищ за цей період відбирається 60 і більше відсотків запасів газу.У міру виснаження запасів газу і пластової енергії дебіти свердловин знижуються, виводяться з експлуатації обводнені свердловини, видобуток газу з родовища зменшується. Цей період розробки родовища називають періодом спадного видобутку. Він продовжується доги, поки відбір газу не стає нижче рентабельного рівня.
Періоди зростаючого постійного і спадного видобутку газу характерні для великих родовищ, запаси яких обчислюються мільярдами кубометрів. Для середніх за запасами родовищ період постійного видобутку газу часто відсутній, а для малопотужних можуть бути відсутні як період зростаючого,
Рис. 2.1 Основні показники розробки Пролетарського родовища
На початку розробки родовищ пластовий тиск буває достатнім, щоб за його рахунок транспортувати газ від свердловин до устаткувань підготовки газу, а від них подавати газ прямо в газопровід для далекого транспортувань. Цей період розробки називають безкомпресорним У цей час для далекого транспортування використовуються труби, розраховані на робочий тиск 5,5 і 7,5 МПа, проектуються газопроводи з робочим тиском 10... 12 МПа. У міру падіння пластового тиску настає час, коли для подавання газу в магістральний газопровід виникає необхідність використання дотискної компресорної станції. З цього періоду починається компресорний період розробки родовища.
Система розробки нафтових родовищ охоплює комплекс технологічних і технічних заходів з управління процесом розробки покладів нафти, направлених на досягнення високого вироблення запасів нафти з продуктивних пластів і дотриманні умов охорони надр. Система розробки встановлює кількість об'єктів самостійної розробки в розрізі родовищ, кількість, розміщення свердловим, а також послідовність їх буріння, обґрунтовує необхідність і вибір методу штучного впливу на продуктивні пласти, визначає спосіб експлуатації свердловин і основні заходи щодо регулювання процесу розробки для досягнення високої нафтовіддачі, встановлює комплекс заходів з дослідницьких робіт на покладах нафти і з контролю за станом вироблення.
Таблиця 2.1 Основні показники розробки Пролетарського родовища
Оскільки для одного й того ж родовища може бути безліч систем розробки, які відрізняються кількістю видобувних свердловин, розташуванням свердловин на структурі, методом впливу на продуктивні пласти тощо, необхідно сформулювати поняття раціональної системи розробки. Воно формулюється таким чином: раціональна система розробки повинна забезпечувати потреби держави з видобутку нафти і газу з мінімальними витратами і, у міру можливості, високими коефіцієнтами нафтовіддачі.
Проектування розробки нафтового родовища полягає в розгляді великої кількості варіантів розробки, які відрізняються кількістю і темпом розбурювання родовищ, методом підтримування пластового тиску та способами експлуатації, а потім серед них вибирається варіант, який би відповідав вимогам раціональної системи розробки.
2.2 Режими роботи нафтових і газових покладів
Водонапірний режим пов'язаний з витісненням нафти і переміщенням її по капілярах в пласті за рахунок підпору води, що з нею контактує. Розрізняють жорсткий і пружний водонапірний режими. При жорсткому водонапірному режимі нафта до свердловин переміщується за рахунок підпору крайніх і підошовних пластових вод. При цьому в процесі експлуатації покладу кількість води в пласті поновлюється за рахунок атмосферних опадів і поверхневих водойм. У такому режимі експлуатації вода витісняє нафту з капілярів у пласті. При жорсткому водонапірному режимі експлуатації досягають найвищого коефіцієнта нафтовіддачі пласта 0,5—0,8. Коефіцієнт нафтовіддачі пласта характеризує собою повноту виймання нафти з покладу і є відношенням об'єму видобутої з покладу нафти до її початкового об'єму в пластах покладу. Чим вищий коефіцієнт нафтовіддачі, тим більша ефективність розробки нафтового родовища. Пружний водонапірний режим експлуатації базується на пружному стисненні рідини (води) і гірських порід пласта в природному стані і накопиченні ними пружної енергії. При відборі рідини (нафти) із пласта відбувається пружне розширення гірської породи і самої рідини, що зумовлює її переміщення капілярами пласта до вибою свердловини. Хоч пружне розширення гірських порід і рідини щодо одиниці їх об'єму незначне, але враховуючи величезні об'єми гірських порід і рідини, їх пружна енергія
29-04-2015, 00:38