Анализ работы различных конструкций клапанных пар скважинного штангового насоса

УДК 622.276.53

В.Н. Ивановский, д.т.н., профессор, Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина

Анализ работы различных конструкций клапанных пар скважинного штангового насоса

С каждым годом нефтяным компаниям необходимо все большее количество оборудования, которое может работать в сложных условиях эксплуатации. Это относится и к штанговым насосным установкам, которыми в России оснащено около 40% нефтяных скважин. При этом до 30% всех отказов штанговых насосных установок связано с клапанными узлами штанговых насосов. Несмотря на то что более 95% всех клапанных узлов штанговых насосов выполнено с запорным элементом в виде шара, в мировой практике используется огромное количество разных конструкций этих клапанов. Отличия заключаются в размерах шара и проходного сечения, в геометрии посадочных поверхностей, в материалах седла и шара клапана.

В статье представлены результаты стендовых исследований клапанных узлов штанговых насосов, имеющих разную конструкцию и выполненных из разных материалов. При испытаниях определялась герметичность клапанов до и после работы в модельной жидкости. Работа в жидкости, содержащей 25 г/л кварцевого песка с твердостью по шкале Мооса 7 единиц, обеспечивала моделирование работы клапанных узлов в скважинах с большим содержанием механических примесей. По результатам испытаний определены лучшие конструкции клапанов, показано, что на эффективность работы клапанов при работе в содержащей абразив жидкости влияют многие факторы, но наиболее важным является возможность приработки пары «седло - шар» в начальный (до 25% от общего времени работы) период времени. Сделан вывод о необходимости проведения стендовых испытаний клапанных устройств до проведения опытно-промысловых испытаний с целью снижения издержек на внедрение новой техники.

Ключевые слова: штанговые насосы, клапанные узлы, герметичность, износ, профилограмма.

V.N. Ivanovskiy, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Doctor of Science (Engineering), Professor; O.Yu. Yelagina, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Doctor of Science (Engineering), Professor; B.M. Gantimirov, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Candidate of Science (Engineering), assistant professor; A.A. Sabirov, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Candidate of Science (Engineering), assistant professor; Yu.S. Dubinov, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Process and Technology Master; T.R. Dolov, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Process and Technology Master

Analysis of operation of different valve couple designs of an oil well sucker-rod pump

Year by year companies need more and more equipment that can operate under severe operating condition. It concerns sucker-rod pumps about 40% of oil wells are equipped with in Russia. At the same time up to 30% of all pump faults is connected with valve units of sucker-rod pumps. Although more than 95% of all sucker-rod pump valve units are executed with globe-shaped gates, a huge number of different designs of these valves are used in the world practice. The differences consist in the ball dimensions, the bore size, the mounting surface geometry, the materials of the valve seat and the valve ball.

The results of bench tests of sucker-rod pump valve units having different designs and made of different materials are presented in the article. The valve leak tightness before and after operation in the model fluid was determined within the tests. Operation in the fluid containing 25 g/l of silica sand with a hardness of 7 in the Mohs scale provided modeling of operation of valve units in wells with a large content of mechanical impurities. According to the test results the best

valve designs were determined. It was demonstrated that many factors influenced the valve operating efficiency when operating in the fluid containing abrasive, but the most important one was a possibility of addition of a «seat - ball» couple during the initial period (up to 25% of the overall operation time). A conclusion on the necessity of performance of valve bench tests before performance of pilot tests to decrease the costs for implementation of new equipment was drawn.

Keywords: sucker-rod pumps, valve units, leak tightness, wear, profilogram.

В настоящее время в России и за рубежом запасы легко извлекаемой нефти во многом истощены, а условия добычи нефти постоянно усложняются. С каждым годом компаниям, занимающимся добычей нефти, необходимо все большее количество оборудования, которое может работать в сложных условиях эксплуатации. Это относится и к штанговым насосным установкам, которыми в России оснащено около 40% нефтяных скважин. Эти насосные установки получили широкое распространение в мировой нефтяной практике благодаря таким факторам, как:

• простота конструкции;

• простота обслуживания и ремонта в промысловых условиях;

• возможность регулирования добычных возможностей;

• малое влияние на работу ШГНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости;

• высокий КПД, низкое энергопотребление;

• возможность эксплуатации скважин малых диаметров, в т.ч. скважин с боковыми стволами малого диаметра (БСМД);

• возможность работы в скважинах со сложной инклинометрией. Эксплуатация этих насосов осложняется рядом проблем, связанных с отказами отдельных элементов установки:

• отказы, связанные с обрывом и отворотом колонны штанг;

• отказы,связанные с негерметичностью клапанных узлов;

• отказы, связанные с износом колонн штанг и НКТ;

• отказы, связанные с некачественным проведением работ на скважине;

• отказы,связанные с негерметичностью пары «цилиндр - плунжер»;

• отказы, связанные с пластовыми условиями (отложения солей, парафина, смол, механических примесей, коррозия).

Отказы, связанные с негерметичностью клапанных узлов, составляют около 30% от общего количества отказов скважин-ных штанговых насосных установок (СШНУ), в связи с чем задача повышения эффективности работы клапанных устройство штанговых насосов является довольно актуальной. Несмотря на большое количество существующих конструкций клапанов, в настоящее время более чем в 95% СШНУ устанавливают клапаны с шаровыми запорными элементами. Они имеют довольно простую конструкцию и хорошо себя зарекомендовали при разных условиях

Рис. 1. Стенд для испытании клапанного узла на герметичность Рис. 2. Стенд для испытании клапанных узлов на износ Fig. 1. A test facility for valve unit leak tightness test Fig. 2. A test facility for valve unit wear test

Ссылка для цитирования (for references):

Ивановский В.Н., Елагина О.Ю., Гантимиров Б.М., Сабиров А.А., Дубинов Ю.С., Долов Т.Р. Анализ работы различных конструкции клапанных пар скважинного штангового насоса // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 9. С. 92-99.

Ivanovskiy V.N., Yelagina O.Yu., Gantimirov B.M., Sabirov A.A., Dubinov Yu.S., Dolov T.R. Analysis of operation of different valve couple designs of an oil well sucker-rod pump (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 9. P. 92-99.

а) a) б) b)

Рис. 3. Клапанный узел № 1: а) до испытаний; б) после испытаний Fig. 3. Valve unit No. 1: a) before tests; b) after tests

а) a) б) b)

Рис. 4. Клапанный узел № 2: а) до испытаний; б) после испытаний Fig. 4. Valve unit No. 2: a) before tests; b) after tests

эксплуатации. На данный момент существует довольно большое количество компаний, занимающихся производством шаровых клапанов, причем каждая компания вносит свои изменения в конструкцию клапана, а именно:

1) применяет специальные материалы седла и шара;

2) модернизирует геометрию посадочной поверхности седла;

3) варьирует диаметр проходного сечения седла и диаметра шара.

В связи с тем что каждая фирма-производитель предлагает свою продукцию как «наилучшую для использования в осложненных условиях эксплуатации», появилась задача определения реальных, а не рекламных рабочим показателей шаровых клапанных устройств СШНУ. К таким рабочих показателям можно отнести герметичность клапанной пары в состоянии поставки и в течение срока службы оборудования; гидравлические сопротивления клапана при работе на реальной пластовой жидкости; износостойкость клапанного узла при работе на реальной пластовой жидкости; силы удара шара по седлу при работе с разными скоростями откачки.

Некоторые из указанных показателей можно определить с помощью математического моделирования [1], другие -при проведении стендовых и натурных испытаний.

Поскольку клапанные пары разных фирм-производителей имеют конструктивные особенности, для получения рабочих характеристик каждой из них была разработана методика испытаний клапанных узлов СШНУ, состоящая из трех этапов:

1) определения геометрических характеристик и герметичности клапанной пары до испытаний на износ;

2) испытаний клапанной пары на износ;

3) определения геометрических характеристик и герметичности клапанной пары после испытаний на износ. Определение геометрических характеристик клапанных пар проводилось на кафедре трибологии и технологий ремонта нефтегазового оборудования РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина на приборе профилограф MarSurf LD 120/UD 120. При этом исследовались

Таблица 1. Сводная таблица параметров клапанных узлов до испытания на износ Table 1. The summary table of parameters of valve units before wear tests

№ No. Обозначение Designation Материал седла Seat material Материал шара BaLL material Диаметр шара (по документации 28,575 мм) Ball diameter (according to documentation 28.575 mm) Масса шара, г Ball weight, g Масса седла, г Seat weight, g Время снижения вакуума от 600 до 400 мм рт. ст., с Vacuum decrease time from 600 to 400 mm Hg, sec

1 Клапанный узел № 1 Valve unit No. 1 Твердый сплав «Интеграл» Integral hard alloy Твердый сплав «Интеграл» IntegraL hard aLLoy 28,368 175,49 110,6 50,24

3 Клапанный узел № 2 Valve unit No.2 Стеллит «Интеграл» Integral steLLite Стеллит «Интеграл» IntegraL steLLite 28,398 106,5 66,5 58,26

4 Клапанный узел № 3 Valve unit No. 3 Стеллит Sichan Grinding Tools Manufacturing Limited Compani Sichuan SteLLite Sichan Grinding Tools Manufacturing Limited Compani Sichuan Нитрид кремния «AНТЕЙ-МСК» SiLicon nitride, «ANTEY-MSK» 27,926 39,6 67 32,28

геометрия посадочной поверхности седла и геометрия шара. Результаты замеров сравнивались с величинами, указанными в стандартах на клапанные узлы штанговых насосов (по ГОСТ Р 51896-2002 и Standart API SPEC 11 X). Характерные профилограммы клапанных узлов штанговых насосов будут представлены ниже. Также до испытаний на износ проводились испытания на величину герметичности клапанных узлов. Для проверки герметичности на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности был разработан стенд, представленный на рисунке 1. Клапанная пара устанавливалась на посадочную поверхность (5), установленную на трубопроводе (3), из кото-

рого при помощи вакуум-насоса (1) и систем задвижек (2, 3, 4) откачивался воздух до значения вакуума 650 мм ртутного столба. Для определения сравнительной герметичности клапанных узлов производился замер времени, за которое давление в системе поднималась от 600 до 400 мм рт. ст. (после вакуумирования).

После исследования геометрии и герметичности клапанный узел устанавливался в стенд для испытаний клапанов на износ (рис. 2).

Данный стенд также разработан на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности. Так как в штанговом насосе две клапанные пары, для имитации работы в цилиндр (3) устанавливается всасывающий (19) и

нагнетательный (18) клапаны. При помощи насоса с регулируемой подачей (1) происходит циркуляция жидкости в системе. За счет задвижек высокого давления (4-8) происходит регулировка работы стенда. Гидропневмоаккумуля-тор (13) обеспечивает прижатие нагнетательного клапана за счет заданного первоначального давления нагнетания (10 атм., или 1,0 МПа). При помощи дроссельной заслонки (10) производится регулировка величины давления в системе, за задвижкой установлен бак (14), в который подаются абразивные частицы (механические примеси). Также имеется бак (12), предназначенный для сброса газа (воздуха) из системы. Замер давлений, возникающих при работе стенда, ведется по манометрам (15, 16).

б) b)

а) a)

Рис. 6. Профилограмма седла (а) и шара (б) клапанного узла № 1 Fig. 6. The profilogram of the seat (a) and the ball (b) of valve unit No. 1

* Под приработкой понимается режим, при котором давление в системе испытательного стенда хаотично менялось от 0,1 до 1,0 МПа

* The running-in should be regarded as the mode, when the pressure in the system of the test facility was chaotically changed from 0.1 to 1.0 MPa (1-10 atm.). After the ball and the seat being added the pressure was stabilized at the level of 0.95-1.0 MPa (9.5-10 atm).

** После остановки стенда давление в системе сохраняется до указанного уровня за счет герметичности испытываемых клапанов в течение 120 с. ** After the test facility being stopped the pressure in the system was preserved at the specified level by means of valve leak tightness within 120 s.

Таблица 2. Параметры клапанных узлов после испытаний на износ Table 2. Parameters of valve units after wear tests

№ No. Обозначение Designation Время снижения вакуума от 600 до 400 мм рт. ст., с, до испытаний на износ Vacuum decrease time from Время снижения вакуума от 600 до 400 мм рт.ст., с, после испытаний на износ Vacuum decrease time from 600 to 400 mm Hg, sec, after wear tests Примечания Notes

600 to 400 mm Hg, sec, before wear tests Нагнетательный клапан Discharge valve Всасывающий клапан Suction valve

1 Клапанный узел № 1 Valve unit No. 1 50,24 102 101,2 Приработка* шла 62 минуты. Далее клапаны вышли на стабильный режим. После снятия нагрузки клапаны держали избыточное давление** 5 атм. The running-in period* lasted 62 minutes. Then the valves operated in the stable mode. The valves were under excess pressure after removal of load** 5 atm.

2 Клапанный узел № 2 Valve unit No. 2 59,86 17,2 10,1 Приработка проходила 1 часа 10 минут, далее клапаны вышли на стабильный режим. После снятия нагрузки клапаны держали избыточное давление** 5,5 атм. The running-in period lasted about 1 h 10 min, and then the valves operated in the stable mode. The valves were under excess pressure after removal of load** 5.5 atm.

3 Клапанный узел № 3 Valve unit No. 3 32,28 12,2 8,1 Приработка проходила около 40 минут, далее клапаны вышли на стабильный режим. После снятия нагрузки клапаны держали избыточное давление** 4 атм. The running-in period lasted about 40 min, and then the valves operated in the stable mode. The valves were under excess pressure after removal of load** 4 atm.

Испытания на модельной жидкости с механическими примесями проводятся в течение 2 часов, что при частоте ходов плунжера насоса = 50 1/мин. составляет 6000 циклов. Для реальных условий эксплуатации СШНУ продолжительность

составит около суток при частоте ходов плунжера штангового насоса 4,5 хода/ мин. Из-за того что концентрация механических примесей составляет 25 г/л (что в 19 раз больше, чем допустимое значение концентрации механических

примесей в откачиваемой пластовой жидкости по ГОСТ Р 51896-2002), эквивалентное время испытаний можно принять за 360 суток. При этом необходимо иметь в виду, что все исследуемые образцы клапанных устройств проходят

а) а) б) b)

Рис. 7. Профилограмма седла (а) и шара (б) клапанного узла № 2 Fig. 7. The profilogram of the seat (a) and the ball (b) of valve unit No. 2

Таблица 3. Параметры седел до и после испытаний Table 3. Parameters of seats before and after tests

Седло клапана № 1 Valve seat No. 1 Седло клапана № 2 Valve seat No. Седло клапана № 3 Valve seat No. 3

До испытаний Before tests

Ra, мкм Mm R , мкм max' R , um max' n Ra, мкм Ra, um R , мкм max' R , um max' n Ra, мкм Ra, um R , мкм max' R , um max' n

0,0441 0,5178 0,0152 0,1624 0,0458 0,73

После испытаний After tests

Ra, мкм Mm R , мкм max' R , um max' n Ra, мкм Mm R , мкм max' R , um max' n Ra, мкм Ra, um R , мкм max' R , um max' n

0,2872 1,7086 0,225 1,426 0,0466 0,4151

0,3046 2,1884 0,2486 1,9851 0,0306 0,2817

0,2485 1,7494 0,2308 1,6395 0,0392 0,3834

Среднее значение Average value

0,2801 1,88213333 0,2348 1,68353333 0,0388 0,36006667

испытание в совершенно идентичных условиях, в связи с чем сравнительная износостойкость клапанов позволяет сделать однозначный вывод о рейтинге разных клапанов в одинаковых условиях эксплуатации.

После испытаний в среде модельной жидкости элементы клапанов проходили визуальный осмотр и замер массы и геометрических размеров. После испытаний на величину износа, так же как на первом этапе исследования, производился замер герметичности клапанных узлов.

Для проведения испытаний по созданной методике были выбраны 14 конструкций клапанных пар, в которых были использованы следующие конструкционные материалы:твер-

дый сплав «Интеграл»; твердый сплав Sichan Grinding Tools Manufacturing Limited Compani Sichuan; стеллит «Интеграл»; стеллит Sichan Grinding Tools Manufacturing Limited Compani Sichuan; нитрид кремния «АНТЕЙ-МСК»; стеллит «Дива-классик»; карбид вольфрама Kaydon; стеллит «Тианма»; твердый сплав «Тианма»; сталь 95Х18. Седла клапанов и шары были изготовлены из указанных материалов,но сочетание материалов пары «седло - шар» было различным.

В качестве примера проведенных испытаний приведены данные по трем клапанным узлам.

Клапанный узел № 1: седло - твердый сплав «Интеграл», шар - твердый сплав «Интеграл». Внешний вид

узла № 1 до и после испытаний представлен на рисунке 3. Клапанный узел № 2: седло - стеллит «Интеграл», шар - стеллит «Интеграл». Внешний вид узла № 2 до и после испытаний представлен на рисунке 4. Клапанный узел № 3: седло - стеллит Sichan Grinding Tools Manufacturing Limited Compani Sichuan, шар - нитрид кремния «АНТЕЙ-МСК». Внешний вид узла № 3 до и после испытаний представлен на рисунке 5. Профилограммы клапанных узлов до испытаний показаны на рисунках 6-8. До проведения испытаний на износ была построена сводная таблица параметров клапанных узлов (табл. 1). Испытания на износ проводились в диапазоне давлений от 10 до 12 атм.

б) b)

а) a)

Рис. 8. Профилограмма седла (а) и шара (б) клапанного узла № 3 Fig. 8. The profilogram of the seat (a) and the ball (b) of valve unit No. 3

Таблица 4. Параметры шаров до и после испытаний Table 4. Parameters of balls before and after tests

Шар 1 Ball 1 Шар 2 Ball 2 Шар 3 Ball 3

До испытаний Before tests

Ra, мкм С Mm R , мкм max' R , urn max' n Rz, мкм RZ, Mm Ra, мкм Ra, um R , мкм max' R , Mm max' n Rz, мкм RZ, Mm Ra, мкм Ra, Mm R , мкм max' R , Mm max' n Rz, мкм Rz, Mm

0,0841 0,8659 0,4464 0,1189 2,1951 0,745 0,078 0,2758 0

0,0957 1,0729 0,6964 0,1057 1,0656 0,55 0,0779 0,2228 0,1989

0,1036 1,3992 1,0545 0,1154 1,9568 0,6738 0,0779 0,2599 0,1724

Среднее значение до испытаний Average value before tests

0,094467 1,11266667 0,73243333 0,113333 1,739167 0,65626667 0,077933 0,252833 0,1237667

После испытаний After tests

Ra, мкм С Mm R , мкм max' R , um max' n Rz, мкм RZ, Mm Ra, мкм Ra, um R , мкм max' R , Mm max' n Rz, мкм RZ, Mm Ra, мкм Ra, Mm R , мкм max' R , Mm max' n Rz, мкм Rz, Mm

0,2267 2,5085 1,0497 0,1725 2,1111 1,01108 0,0854 0,496 0,2905

0,1719 1,7088 0,9902 0,358 4,8008 1,2689 0,086 0,9346 0

0,2044 1,9801 1,0443 0,3664 5,8671 1,5076 0,0856 0,7261 0

Среднее значение после испытаний Average value after tests

0,201 2,0658 1,02806667 0,298967 4,259667 1,26252667 0,085667 0,7189 0,0968333

в течение двух часов (6 тыс. циклов) при работе на модельной жидкости. Модельная жидкость представляла собой техническую воду с добавлением 25 г кварцевого песка 100 Mesh; микротвердость механических примесей составляла HV 1050-1100 (7 единиц по шкале Мооса). После проведения испытаний на износ клапанные узлы прошли вторичное исследование герметичности (табл. 2), также были построены про-филограммы.

Графики изменения давления (вакуума) от времени в исследуемых клапанах до

и после испытаний на износ представлены на рисунках 9-11. Сравнение параметров поверхности седел и шаров клапанов до и после испытаний представлено в таблицах 3 и 4.

ВЫВОДЫ

1. При откачке пластовой жидкости малой вязкости (менее 10 сП) с механическими примесями основной причиной отказа клапанных узлов штанговых насосов является потеря герметичности.

2. Потеря герметичности клапанных узлов мало зависит от исходной и ко-

нечной шероховатости поверхности, от изменения шероховатости поверхности шара и седла клапана, от точности изготовления шара и седла.

3. Герметичность клапанных узлов очень сильно зависит от материала клапанной пары и от возможности их приработки в начальный момент времени (до 20-25% от общего времени работы клапанного узла).

4. Выбор материалов седла и шара, а также сочетание материалов клапанных узлов зависит от конкретных условий эксплуатации СШНУ.

Клапанный узел №1

0 20 40 60 80 100 120 время, сек

•До испытаний  Верхний клапан 1 А Нижний клапан 1

Клапанный узел №2

Время, сек

'До испытаний  Верхний клапан 2 Нижний клапан 2

Рис. 9. Графики изменения давления

Рис. 10. Графики изменения давления

Fig. 10. Compression curves due to wear in valve unit No. 2 before and after wear tests

PUMPS. COMPRESSORS

5. Результаты стендовых испытаний клапанных узлов штанговых насосов являются рейтинговыми, определяющими те объекты, которые рационально выбирать для проведения опытно-промысловых испытаний (ОПИ). Результаты стендовых испытаний могут ответить на вопрос о принципиальной возможности применения той или иной конструкции клапанных узлов штанговых насосов и обеспечить существенное сокращение издержек на проведение ОПИ.

Клапанный узел №3

'До испытаний 'Верхний клапан 3 Нижний клапан 3

Рис. 11. Графики изменения давления

Литература:

1. Байков И.Р., Китаев С.В., Шаммазов И.А. Методы повышения энергетической эффективности трубопроводного транспорта природного газа. СПб.: Недра, 2008. 439 с.

2. Иванов Э.С., Китаев С.В. Ресурсосберегающая технология отключения участка магистрального газопровода в ремонт с выработкой газа компрессорной станцией на ГПА и потребителя через газораспределительную станцию // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 6. С. 32-37.

3. РД 50-213-80. Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами. М.: Изд-во стандартов, 1982. 333 с.

References:

1. Baikov I.R., Kitayev S.V., Shammazov I.A. Metody povyshenija jenergeticheskojjeffektivnosti truboprovodnogo transporta prirodnogogaza [Methods of energy efficiency improvement for pipeline transportation of natural gas]. Saint-Petersburg, Nedra PubL, 2008. 439 pp.

2. Ivanov E.S., Kitayev S.V. Resursosberegajushhaja tehnologija otkljuchenija uchastka magistral'nogo gazoprovoda v remont s vyrabotkoj gaza kompressornoj stanciej na GPA i potrebitelja cherez gazoraspredelitel'nuju stanciju [Energy-saving technology of the main gas pipeline outage to repair with gas production by compressor station to EGU and to consumer through a gas distribution plant]. Territorija «NEFTEGAZ.» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 6. P. 32-37.

3. RD 50-213-80. Pravila izmerenija rashoda gazov izhidkostejstandartnymi suzhajushhimi ustrojstvami [Terms of gas and liquid flow measurement with standard orifice instruments]. Moscow, Standards Publishing House, 1982. 333 pp.

ОРГАНИЗАТОРЫ

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕТТИ и !«i ИМЕНИ H.H.ГУБКИНА

и DECHEMA ^ ЭКСПОЦЕНТР

^^ r.<-u4<u-tu ft ft* fhrffuu Гн- Tnbi ib

Международный салон оборудования и технологий противокоррозионной защиты и коррозионностойких материалов

К0РРУС 2015

27-30 октября 2015 г. ЦБК «Экспоцентр» Москва

COR

20I5

ш

ПРИ ПОДДЕРЖКЕ

www.corrus.ru

ЕВРОПЕЙСКАЯ

ФЕДЕРАЦИЯ

КОРРОЗИИ

РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ ЕСТЕСТВЕННЫХ НАУК

на правах рекламы