Меню Рубрики

Установка учета нефти и газа

СИСТЕМА СБОРА и ПОДГОТОВКИ НЕФТИ и ГАЗА

Продукция нефтяных и газовых скважин – смесь

· механических смесей (горных пород, затвердевшего цемента)

должна быть собрана из рассредоточенных на большой территории скважин и обработана как сырье для получения товарной продукции-

нефтяного газа,

пластовой и сточной воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт.

Сбор и подготовка нефти составляют единую систему процессов и представляют сложный комплекс

· блочного автоматизированного оборудования и

· аппаратов, технологически связанных между собой.

S Предотвращение потерь нефтяного газа и легких фракций нефти от испарения на всем пути движения и с самого начала разработки

S Отсутствие загрязнения окружающей среды, вызываемого разливами нефти и воды

S Надежность работы каждого звена и системы в целом

S Высокие технико-экономические показатели работы

Сбор нефти и газа на промыслах – это процесс транспортирования по трубопроводам нефти, воды и газа до центрального пункта сбора. Они транспортируются под действием напора, обусловленного

давлением на устье скважин,

давлением, создаваемого насосами (при необходимости).

Нефтепроводы по которым осуществляется сбор нефти от скважин называются сборные коллекторы, давление в коллекторе называется линейным давлением.

Выбор схемы внутрипромыслового сбора продукции скважин в зависимости от

систем разработки месторождений,

физико-химических свойств пластовых жидкостей,

способов и объемов добычи нефти, газа и воды.

замера дебитов каждой скважины;

транспорта продукции скважин под давлением, имеющемся на устье скважин, на максимально возможное расстояние;

максимальную герметизацию системы в целях исключения потерь газа и легких фракций нефти.

возможность смешения нефтей различных горизонтов;

необходимость подогрева продукции скважин в случае добычи высоковязких и высокопарафинистых нефтей.

На нефтяных месторождениях в основном применяются однотрубные системы сбора, при которых продукция скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку (ГЗУ), где проводится измерение дебитов (производительность) отдельных скважин, затем по трубопроводу нефть в газонасыщенном состоянии (без отделения нефти) направляется на ЦПС.

Помимо однотрубных систем сбора применяются и двухтрубные, когда после ГЗУ нефть поступает на дожимную насосную станцию (ДНС), где осуществляется первая ступень сепарации нефти (отделение основного количества газа от нефти). После ДНС нефть насосами откачивается на ЦПС, а газ по отдельному газопроводу за счет давления в сепараторе ДНС (обычно 0,6-0,8 Мпа) направляется также на ЦПС, где производится его подготовка к дальнейшему транспорту. Двухтрубные системы сбора продукции скважин применяются на больших по площади месторождениях нефти, когда давление скважин недостаточно для транспортировки продукции скважин до ЦПС.

На некоторых месторождениях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводненных скважин. В этом случае продукция безводных скважин, не смешиваясь с продукцией обводненных скважин, поступает на ЦПС. Также раздельно собирают продукцию скважин, если нежелательно смешение нефтей разных горизонтов, например не содержащих и содержащих сероводород. Продукция обводненных скважин и продукция, которую нежелательно смешивать, по отдельным выкидным линиям и нефтегазосборным коллекторам транспортируется до ЦПС

СИСТЕМА СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ГАЗА

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). Для получения товарной нефти ее необходимо подвергнуть специальной подготовке, а газ перед поступлением к потребителю проходит сепарацию и осушку. Ввиду того, что пластовая вода и различные мех.примеси вызывают износ трубопроводов и оборудования, нефть отделяют от воды, газа и мех.примесей до подачи в магистральный трубопровод.

Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов. На рис.1 изображена типовая схема сбора и подготовки нефти,

Со скважин жидкость (нефть, газ и вода) поступает на замерные установки, где производится учет количества нефти и газа с каждой скважины. С АГЗУ жидкость поступает на дожимные насосные станции (ДНС) или установки предварительного сброса воды (УПСВ). На ДНС осуществляется первая ступень сепарации, газ отводится по отдельному коллектору потребителю или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Частично дегазированная жидкость подается центробежными насосами ЦНС на УПСВ или центральный пункт сбора (ЦПС).

На УПСВ жидкость проходит последовательно две ступени сепарации. Перед первой ступенью сепарации в жидкость подается реагент – деэмульгатор. Газ с обеих ступеней сепарации подается на узел осушки газа, а затем потребителю или на ГПЗ. Жидкость со второй ступени сепарации поступает в резервуарный парк, где происходит частичное отделение мех.примесей и предварительный сброс воды с подачей ее на блочную кустовую насосную станцию (БКНС) для закачки в пласт. На БКНС производится подготовка, учет и закачка воды по направлениям на водораспределительные батареи (ВРБ). С ВРБ вода подается на нагнетательные скважины.

После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку.

Технологические процессы подготовки нефти проводятся на установке подготовки нефти (УПН) или центральном пункте подготовки нефти (ЦППН), и включают в себя следующие процессы:

— сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз;

На УПН (ЦППН) жидкость поступает на узел сепарации. После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Нагревается до 50 о и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары, где происходит гравитационный отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде, и далее направляется на БКНС. Нефть из отстойников направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.

Читайте также:  Высота установки отопительного прибора на лестничной клетке

Нефть с содержанием воды > 10% с установок предварительного сброса воды насосами ЦНС подается на установки подготовки нефти (УПН – 1, 2) в печи-нагреватели ПТБ-10 . В поток нефти, на прием насосов подается дозируемый расход реагента — деэмульгатора в количестве > 20 г/т. Нагрев в печах производится до 45-50 о С, после чего нефть поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти. Нефть, с содержанием воды до 1% и температурой 44-49 о С поступает в сепараторы “горячей сепарации” для дальнейшего разгазирования (стабилизации), оттуда следует в товарные резервуары РВС. Нефтяные резервуары представляют собой емкости, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти. Резервуары типа РВС (резервуар вертикальный стальной). Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов и подается насосами ЦНС через узел учета нефти (УУН) на центральный товарный парк (ЦТП) или в магистральный нефтепровод. С ЦТП нефть подается для окончательной переработки на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

Для подготовки нефти используют следующее оборудование:

— сепарационные установки – двухфазные сепараторы-отделители газа от жидкости типа НГС, сепараторы 2 ступени. Для более глубокой сепарации нефти на УПСВ применяют двухступенчатую сепарацию – смесь последовательно проходит через два сепаратора. Отсепарированный газ направляется через счетчики в газопровод на ГПЗ и ГРЭС как товарный продукт;

— печи – ПТБ – 10 (печь трубная блочная) – предназначены для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и обессоливания, для улучшения процесса разделения эмульсии на нефть и воду;

— блок нагрева БН — предназначен для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и обессоливания;

Кроме сепарации, процесс подготовки нефти включает очистку нефти от свободной воды, механических примесей и солей. Этот процесс осуществляется в отстойниках, аппаратах ОВД – 200. Отстойники предназначены для отстоя нефтяных эмульсий с целью разделения ее на нефть и пластовую воду после нагрева и подачи реагента – деэмульгатора, способствующего облегчению разделения нефтяной эмульсии на нефть и воду.

Используются следующие деэмульгаторы: Дисольван 28/30, Дисольван 34/08, Сепарол WF-41, Сепарол ES-3344, Прошинор DN-15, Дипроксамин, СНПХ. Деэмульгаторы – химические вещества, обладающие поверхностно-активными свойствами, уменьшающие поверхностное натяжение раздела фаз нефть-вода, тем самым способствующие расслоению эмульсии. Для глубокого обезвоживания и обессоливания на установках подготовки нефти применяются электродегидраторы ЭГ – 200 – 10 (объем 200 м 3 , рабочее давление 10 атм.) Электродегидратор отличается от отстойника ОВД – 200 наличием двух горизонтальных электродов, на которые подается напряжение до 44 Кв.

Контроль над качеством товарной нефти и учет ее ведется на объединенном коммерческом узле учета нефти. Подготовленная нефть проходит через автоматическую систему “СМИТ”, обеспечивающую точность учета до 0,1 %. Качество товарной нефти регламентируется ГОСТом 9965-76.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

источник

Моделирование и оценка совместной работы установок подготовки нефти, компрессорных станций и установок подготовки газа нефтегазоконденсатных месторождений

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2017 — № 4(6). – С. 71-75

С.С. Иванов, к.т.н., А.А. Зобнин
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Ключевые слова: моделирование, установка подготовки нефти (УПН), компрессорная станция (КС), установка подготовки газа (УПГ), нефтегазоконденсатные месторождения

Рассмотрены основы моделирования процессов подготовки нефти, газа и воды. Показана необходимость учета фазовых переходов при совместной работе установок подготовки нефти и компрессорных станций (установок подготовки газа) нефтегазоконденсатных месторождений.

Simulation and evaluation of joint work oil treatment plants, compressor stations and gas treatment plants of oil and gas fields

PRONEFT». Professional’no o nefti, 2017, no. 4(6), pp. 71-75

S.S. Ivanov, A.A. Zobnin
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

Keywords: modeling, oil treatment plant, compressor station, gas treatment plant, oil and gas fields

This article describes the basics of modeling processes for the preparation of oil, gas and water. The article shows the need to take account of phase transitions in of oil treatment units and compressor stations (gas processing plant) oil and gas fields.

введение

Процесс добычи углеводородного сырья нефтегазоконденсатных месторождений связан с постоянно меняющимися факторами: количеством добываемого сырья, его составом и физико-химические свойствами, технологическими параметрами систем добычи и подготовки, а также взаимным влиянием совместных процессов подготовки нефти и газа. Эти факторы, несомненно, влияют на результат – выработку товарной продукции при сохранении ее качества – для достижения которого необходимо повышение эффективности работы объектов подготовки.

Особого внимания требуют установки подготовки различных сред (газа, нефти, воды), влияющие друг на друга [1]. Например, при совместной работе установки подготовки нефти (УПН) и компрессорной станции (КС) или установки подготовки газа (УПГ) (рис. 1) углеводородный конденсат, возвращаемый из технологического процесса компримирования или подготовки газа в технологический процесс подготовки нефти, может влиять на товарные свойства нефти: увеличить давление насыщенных паров (ДНП) последней выше товарных кондиций.

Рис. 1. Технологическая схема процесса сбора (ЦПС – центральный пункт сбора)

Инструментом детального рассмотрения протекающих технологических процессов является их математическое моделирование, позволяющее обнаружить «узкие» места и выработать оптимизационные решения.

Основы моделирования

В настоящее время существует ряд программных комплексов (ПК) для моделирования технологических процессов сбора, подготовки и переработки углеводородного сырья: Aspen HYSYS, PetroSIM, «Газконднефть» [2–4] и др. Перечень исходных данных, используемых при моделировании, в большинстве ПК идентичен. Для вновь проектируемых установок он включает:

  • свойства нефти, попутно добываемой воды, нефтяного газа, природного (прорывного) газа, их составы;
  • профили добычи нефти, жидкости, газа и закачки воды;
  • требования к качеству подготовки нефти в точках сдачи, газа, воды для закачки в пласт;
  • параметры на входе установок (давление и температура) и их динамика.
Читайте также:  Установка узла учета тепловой энергии основание

В случае моделирования действующего объекта анализ его технологической схемы, технологического режима за исторический период позволяет определить основные закономерности работы объекта, адаптировать модель с учетом гидрогазодинамических характеристик оборудования и трубопроводов и более точно спрогнозировать поведение системы в будущем c учетом возможных изменений в системе добычи и сбора.

Особое внимание с точки зрения правильности построения технологической модели необходимо уделять компонентно-фракционному составу и физико-химическим свойствам материальных потоков всех стадий процесса подготовки нефти, газа и воды. Для этого необходимо проведение комплекса работ, включающего следующие этапы:

  • отбор проб газовых и жидкостных потоков на каждой ступени технологического процесса;
  • подробные экспериментальные (лабораторные) исследования составов и свойств отобранных проб (газа, нефти, углеводородного конденсата) с учетом уноса капельной жидкости с газом при сепарации, содержания воды, окклюдированного и растворенного газа в нефти после отстоя воды, содержания нефтепродуктов, окклюдированного и растворенного газа в воде после отделения ее от нефти;
  • обработка полученных результатов экспериментальных исследований — получение унифицированного (модельного) состава потоков газа, нефти, углеводородного конденсата, определение наличия примесей в нефти, газе и воде несовершенства технологических процессов и работы оборудования.

Комплексное обследование также позволяет как прямыми, так и косвенными методами оценить эффективность работы имеющегося технологического оборудования. Особое внимание необходимо уделить эффективности работы сепарационного и теплообменного оборудования. Прямые методы определения эффективности работы сепарационного оборудования, описанные в работе [5], позволяют с помощью непосредственных измерений определить качество разделения сырьевого потока на газовую и жидкую фазы. Среди косвенных методов [6] наиболее простым в применении является метод, основанный на сравнении фактического и равновесного компонентно-фракционных составов углеводородного конденсата, отделяемого от газа на последующей ступени сепарации. Унос мелкодисперсной капельной жидкости с газом из сепаратора существенно влияет на компонентно-фракционный состав.

На рис. 2 приведено сравнение экспериментального (полученного в ходе хроматографических исследований) и расчетных (определенных из уравнения фазового состояния) компонентно-фракционных составов газа. Отмечено существенное различие характера кривых, особенно при температуре кипения фракций 20 °С и более. После учета уноса капельной жидкости газом в сепарационном оборудовании кривые приобретают схожий характер. Исходные данные и результаты комплексного обследования являются основой построения математической модели технологического объекта. Современные ПК позволяют моделировать процессы, комплексные технологии и схемы процессов (сепарация, нагрев, охлаждение, ректификация, абсорбция, адсорбция и др.), задавать материальные потоки и их технологические параметры, а также проводить всесторонние расчеты (исследования).

Рис. 2. Экспериментальный (1) и расчетные без учета (2) и с учетом (3) уноса капельной жидкости компонентно-фракционные составы газа сепарации

Моделирование технологических процессов начинается с выбора уравнения состояния, наиболее полно характеризующего моделируемые процессы. Для моделирования процессов сбора, подготовки, транспорта и первичной переработки нефти/углеводородного конденсата и газа рекомендуется использовать пакет свойств Peng Robinson и его модификации [7]. Далее вводится информации о компонентно-фракционном составе и физико-химических свойствах компонентов нефти, газа и воды, расходов материальных потоков и их параметрах (давлении и температуре). Следующим шагом является построение технологической схемы с включением в нее аппаратов, оборудования и технологических трубопроводов. Для каждой единицы оборудования и технологических трубопроводов проводится детализация основных характеристик:

  • двух- и трехфазное сепарационное оборудование: входные/выходные потоки, геометрические характеристики аппарата, его гидравлическое сопротивление (в том числе сопротивление каплеотбойных сеток), унос одной фазы другой, подвод тепла (при наличии);
  • теплообменное оборудование и аппараты воздушного охлаждения: входные/выходные потоки, геометрические характеристики аппарата (размеры корпуса, трубного пучка или поверхности теплообмена), движение потоков по аппарату, гидравлическое сопротивление трубного и межтрубного пространств, тепловые потери (при наличии);
  • эжектор или дросселирующий клапан: входные/выходные потоки, геометрические характеристики проточных частей, обеспечивающих заданные технологические параметры на выходе;
  • насосное оборудование: входные/выходные потоки, к.п.д., мощность привода, требуемое давление перекачиваемой среды на выходе;
  • оборудование: входные/выходные потоки, политропный и адиабатический к.п.д., мощность, требуемое давление перекачиваемой среды на выходе;
  • технологические трубопроводы: входные/выходные потоки, выбор методики расчета гидравлики, спецификация сегментов трубопровода с указанием их геометрических характеристик (арматура, фитинги) и высотных отметок, характеристика окружающей трубопровод среды, тепловой изоляции для расчета тепловых потерь;
  • ректификационные и абсорбционные колонны: входные/выходные потоки, выбор конструкции колонны для технологического процесса, ее геометрических характеристик, числа тарелок, теплового режима работы и др.

После ввода параметров материальных потоков и построения технологической схемы задаются регулируемые значения технологических параметров работы оборудования установки (температура, давление, параметры разделения продуктов), затем осуществляются расчеты.

При моделировании вновь проектируемых установок достоверность построенной модели можно проверить на основе состава пластового флюида путем сопоставления фазовых диаграмм, данных лабораторных исследований процесса сепарации и обезвоживания нефти и паспортных параметров оборудования (уносов капельной жидкости из сепараторов, рабочих характеристик насосов и компрессоров и др.).

При моделировании действующих установок (УПН, КС, УПГ) достоверность построенной модели проверяется сравнением расчетных и фактических технологических параметров работы установки в целом и каждого вида оборудования в отдельности, компонентно-фракционных составов и физико-химических свойств газовой и жидкой фаз каждой ступени процесса, отобранных в процессе обследования, а также товарных свойств продуктов и полупродуктов.

  1. УПН: для нефти — плотность, ДНП, содержание воды; для нефтепромысловой сточной воды — содержание нефтепродуктов и растворенного газа.
  2. КС и УПГ: для сухого отбензиненного газа — температура точки росы по влаге и углеводородам, плотность, состав; для стабильного конденсата — плотность, ДНП; для смеси технической (СПБТ) и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) — состав и давление насыщенных паров; для водометанольного раствора — плотность и содержание метанола. При обнаружении несоответствий фактических (экспериментальных) и модельных данных современные ПК позволяют провести адаптацию моделей следующим образом:
    • «подстройка» критических параметров нефтяных или конденсатных фракций к расчетным фазовым диаграммам путем коррекции критических давления и температуры при сохранении постоянного ацентрического фактора [8];
    • настройка фазовых переходов газ — углеводородная фаза, газ — водная фаза, углеводородная фаза — водная фаза с учетом эффективности работы сепарационного оборудования: фактические либо расчетные значения;
    • корректировка тепловых потерь. Данные операции позволяют более точно моделировать распределение компонентов и фракции по потокам в технологической модели, что повышает степень ее достоверности.
Читайте также:  Установка приборов кип на трубопроводах снип

Особое внимание с точки зрения правильности построения технологической модели необходимо уделять компонентно-фракционному составу и физико-химическим свойствам материальных потоков всех стадий процесса подготовки нефти, газа и воды

Влияние совместной работы УПН, КС и УПГ на качество товарных продуктов

Товарной продукцией УПН является нефть по ГОСТ Р 51858-2002 и нефтяной газ, направляемый потребителю. В случае наличия в составе нефтедобывающего предприятия объектов по подготовке/переработке/компримированию газа дополнительными товарными продуктами могут быть: газ горючий природный по СТО Газпром 089-2010; СПБТ по ГОСТ 52087-2003; ШФЛУ по ТУ 38.101524-93; конденсат газовый стабильный (бензин) (КГС) по ГОСТ Р 54389- 2011; полупродуктами – легкие жидкие углеводороды (ЛЖУ) [9].

При невозможности получения дополнительных продуктов или сбыта ШФЛУ, КГС и ЛЖУ последние из технологического процесса компримирования и подготовки газа возвращаются в технологический процесс подготовки нефти. При определенном количестве ЛЖУ, возвращаемых на УПН, будут происходить фазовые переходы и изменение состава и свойств получаемой нефти – увеличение ДНП выше товарных кондиций. Поддержание ДНП нефти на уровне требований ГОСТ технологическими методами (изменением температуры, давления на ступенях подготовки) приведет к накоплению углеводородов С3…С4 в технологическом процессе УПН, что утяжелит нефтяной газ, который вновь направляется на объекты компримирования и подготовки. В определенный момент возникнет необходимость вывода углеводородов С3…С4 из системы, например, путем сжигания нефтяного газа на факельной установке. Ниже рассматривается влияние состава нефтяного газа (содержания углеводородов С3…С4), газового фактора нефти для различных технологий подготовки и компримирования газа (КС, УПГ) на стабильность работы УПН при совместной эксплуатации и определяются границы, при которых потери углеводородов на факелах будут отсутствовать, т.е. не будут происходить накопление ЛЖУ на УПН и утяжеление нефтяного газа до критических параметров.

Расчетное исследование выполнялось при следующих условиях:

  1. трехступенчатая сепарация нефти с давлением соответственно 0,8, 0,4 и 0,105 МПа на ступенях сепарации и температурой 40 °С;
  2. трехступенчатое компримирование газа до давления транспорта 7,5 МПа и возврат выделяемых ЛЖУ на первую ступень сепарации нефти;
  3. свойства нефти: плотность — 870 кг/м3, газовый фактор (растворенный газ) — 100 м³/т;
  4. изменение газового фактора нефти (за счет прорывного газа) от 100 до 1500 м³/т;
  5. изменение состава нефтяного газа за счет прорывного газа (содержания углеводородов С3+ от 37 до 525 г/м3).

На рис. 3 показано изменение ДНП нефти при возврате ЛЖУ с компрессорной станции в технологический процесс подготовки нефти в зависимости от состава нефтяного газа и газового фактора нефти. Из рис. 3 видно, что утяжеление нефтяного газа (увеличение содержания С3+) и, как следствие, увеличение количества «циркулирующих» ЛЖУ в системе УПН – КС/УПГ приводят к повышению ДНП нефти; фазовые переходы в системе нефть – нефтяной газ с увеличением газового фактора могут как увеличивать, так и уменьшать ДНП.

Рис. 3. Изменение ДНП нефти при возврате ЛЖУ с компрессорной станции в технологический процесс подготовки нефти в зависимости от состава нефтяного газа и газового фактора нефти

При совместной работе УПН и УПГ для стабилизации технологического режима подготовки нефти необходимо получение товарных продуктов СПБТ или ШФЛУ, либо полупродуктов – ЛЖУ.

Проведенные расчеты показали, что при содержании в добываемом нефтяном газе компонентов С3+ более 160 г/м 3 и газовом факторе нефти более 300 м 3 /т необходимо предусматривать вывод углеводородов С3+ из системы УПН – КС (УПГ) для обеспечения работоспособности технологии подготовки нефти и обеспечения товарных свойств нефти. Наиболее рациональный способ – получение дополнительных продуктов и полупродуктов: СПБТ, или ШФЛУ, или ЛЖУ. Для этого требуются модернизация и строительство в границах установок КС/УПГ технологических линий и резервуарных парков по получению сжиженных углеводородных газов (СПБТ или ШФЛУ) либо ЛЖУ, а также определение направлений их сбыта и реализации [10].

Выводы

  1. При совместной работе УПН и УПК (КС) нефтегазоконденсатных месторождений необходимо учитывать влияние циркулирующих в системе ЛЖУ на ДНП нефти и накопление балластного количества циркулирующих углеводородов.
  2. 2. При превышении ДНП нефти сверх регламентированного ГОСТ Р 51858-2002 значения 66,7 кПа необходимо предусматривать мероприятия по выводу из системы ЛЖУ.

Список литературы

  1. Максимов Ю.В., Иванов моделирования и расчета процесса сепарации нефти, добываемой из подгазовых нефтяных оторочек // Нефтяное хозяйство. — 2016. — № 12. — C. 87–89.
  2. Dinu Ajikutira. Jump Start: Aspen HYSYS ® V8.0. A Gu >® V8.0. — A Gu >

Ссылка на статью в русскоязычных источниках:

The reference to this article in English is:

источник

Добавить комментарий

Adblock
detector