2003_МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Хи др.-Основы технологии добычи г / 2

ницаемость по нефти определяли как проницаемость по жидкой фазе (см. табл. 2.26).

Установлено, что при увеличении продолжительности продувки нефтенасыщенных образцов газом относительная проницаемость по газу растет (рис. 2.34, 2.35). Причем по мере ухудшения фильтрационных свойств пористой среды интенсивность роста фазовой проницаемости по газу снижается. Полу- ченные по результатам опытов кривые изменения фазовых проницаемостей полностью соответствуют аналогичным кривым, исследованным другими авторами.

Проведение эксперимента позволило оценить связь между интенсивностью изменения водо- и нефтенасыщенности, фильтрационными свойствами пористой среды и продолжительностью вытеснения нефти из пористой среды газом при заданной депрессии на пласт. Полученные зависимости имеют огромное значение для прогнозирования дебитов нефти и газа, при прорыве газа к скважине через перфорированный нефтеносный интервал. Для получения подобной информации в пластах с разными фильтрационными свойствами эксперименты необходимо продолжить в широком диапазоне изменения депрессий на пласт, свойств нефти, воды и газа.

2.7. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН МЕТОДОМ УСТАНОВИВШИХСЯ ОТБОРОВ

ПРИ ДЛИТЕЛЬНОЙ СТАБИЛИЗАЦИИ ДАВЛЕНИЯ И ДЕБИТА

В скважинах, вскрывших пласты с низкими коллекторскими свойствами, перераспределение давления при их пуске и остановке происходит медленно. Это приводит к значительной затрате сил и средств для испытания таких скважин методом установившихся отборов, поэтому их исследование при стационарных режимах фильтрации становится нецелесообразным. Для применения метода установившихся отборов в скважинах с длительной стабилизацией забойного давления и дебита предложены различные модификации этого метода, позволяющие ускорить процесс исследования таких скважин. Каждая из модификаций допускает возможность использования нестабилизированных значе- ний давления и дебита скважины. Следовательно, неточности определяемых параметров пласта, коэффициентов фильтрационного сопротивления будут обусловлены правильностью принятых допущений о возможности использования нестабилизированных значений пластового и забойного давлений и дебитов на разных режимах работы скважин.

Как известно, метод установившихся отборов требует полной стабилизации забойного давления и дебита скважин на каждом режиме и полного восстановления давления между режимами. Стабилизированным считается режим, если в течение определенного отрезка времени забойное давление и дебит практически не изменяются. Но иногда изменение давления и дебита используемыми приборами не фиксируется. Условия стабилизации соблюдаются достаточно надежно только в случае применения высокочувствительных приборов.

Характер изменения давления на устье после пуска скважины и перед

201

Рис. 2.36. Кривые изменения давления на устье (1) и перед диафрагмой на ДИКТ (2) в процессе стабили-

зации режима работы после пуска скважины

диафрагмой на диафрагменном измерителе критического течения (ДИКТ) в процессе стабилизации режима работы иллюстрирует рис. 2.36.

Далее описаны наиболее известные ускоренные методы исследования скважин при длительной стабилизации давления и дебита – изохронный и экс- пресс-методы.

ИЗОХРОННЫЙ МЕТОД ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Для двучленного закона фильтрации газа к скважине результаты испытания изохронным методом обрабатывают по формуле

pïë2 − pç2(tð ) = a(tð )Q (tð ) + b(tð )Q 2(tð ),

(2.234)

ãäå ðç(tð) – забойное давление, соответствующее времени tp; tp – время работы скважины, не превышающее 60 мин и одинаковое на всех режимах испытания скважины; à(tð) – коэффициент фильтрационного сопротивления, зависящий от свойств пористой среды и насыщающих ее жидкостей и газов, а также радиуса дренирования; Q(tð) – дебит скважины, соответствующий време-

íè tp.

В данном случае изменчивость коэффициента à(tð) обусловлена не только радиусом зоны дренирования, который зависит от продолжительности работы скважины tp на разных режимах. При значении tp, равном tñò – времени полной стабилизации давления и дебита, радиус зоны дренирования доходит до контура питания. Чем больше tp, тем ближе значения à(tð) к истинному значе-

íèþ àèñò.

Рассмотрим структуру коэффициента à(tð):

à(t! ) =	µzp	=2	Ò	Cë	ln	R(t! )	,	(2.235)
	πkhT					r
			“2			“

ãäå rc – радиус скважины; R(tð) – радиус зоны дренирования, охваченной скважиной за время работы tp.

При постоянстве всех параметров, входящих в формулу (2.235), величина à(tð) зависит только от R(tð). В зависимости от коллекторских свойств пласта и продолжительности работы скважины на разных режимах, изменение значения à(tð) может составлять от нескольких процентов до нескольких раз.

Значение b также зависит от продолжительности стабилизации давления и дебита скважины. Однако эта зависимость настолько несущественна, что ею

202

можно пренебречь. Для подтверждения изложенного рассмотрим структуру коэффициента b для совершенной скважины:

b(t! ) =

ρ

“2

p

=2

zÒ

Cë

1

−

1

ln

,

(2.236)

R(t

2π

2

lh

2

T

r

!

)

“

“2

ãäå l – коэффициент макрошероховатости, зависящий от пористости, проницаемости, формы и извилистости фильтрационных каналов.

Коэффициент макрошероховатости l можно определить только экспериментальным путем. Предложенные формулы для расчета l дают весьма приближенное значение и базируются на обобщении опытных и промысловых данных зависимости l от пористости, проницаемости и диаметра частиц.

Представим коэффициент b â âèäå

		1		1
	b = b		−			,	(2.237)
	rc			R(tp )

ãäå
b = ρ	ñò	p	àò	Ò	ïë	z /(2π2 lh2T ).	(2.238)
						ñò

Для выяснения причины быстрой стабилизации коэффициента b оценим влияние радиуса зоны дренирования R(tð) и радиуса скважины на значение b. Радиус rc для газовых скважин колеблется в пределах 0,075–0,150 м. Если принять в среднем rc =0,1 ì, à R(tð) равным хотя бы нескольким десяткам метров (например, радиус зоны дренирования при испытании скважин изохронным методом пластов с очень низкими коллекторскими свойствами равен 50 м), то нетрудно убедиться, что

b = b (1/0,1 – 1/50) ≈ 10b .

Это означает, что радиус зоны дренирования практически не влияет на коэффициент b.

Приведенный пример показывает, что коэффициент b практически не зависит от продолжительности работы скважины на режимах. Следует под- черкнуть, что за время tp (как правило, не более 60 мин) радиус R(tð) составляет не менее нескольких десятков метров. Поэтому возможность пренебречь влиянием продолжительности периода стабилизации на значение b практически всегда будет оправдана даже для пластов с наилучшими коллекторскими свойствами.

Это оправданное пренебрежение позволяет определить коэффициент b по нестабилизированным значениям забойных давлений и дебитов на

разных режимах. Обработав результаты испытания в координатах [pïë2 − − pç2(tð )] / Q(tð ) – Q(tð) определяют коэффициент a(tð) как отрезок, отсекае-

мый на оси ординат, и коэффициент b как тангенс угла наклона прямой. Практически точное значение b, найденное по нестабилизированным значениям забойных давлений и дебитов, позволяет без труда определить и истинное значе- ние aèñò. Для этого можно применить два метода.

1. При известном коэффициенте b необходимо на одном из режимов дождаться полной стабилизации забойного давления и дебита, а затем использовать уравнение

aèñò = [pïë2 − pç2(tñò )] / Q(tñò ) − bQ(tñò ),

(2.239)

ãäå ðç(tcò) – забойное давление на выбранном режиме после полной стабилизации работы скважины; Q(tñò) – дебит скважины после полной стабилизации работы на данном режиме; tñò – время, необходимое для полной стабилизации давления и дебита на одном из режимов работы скважины; b – коэффициент при квадратичном члене уравнения притока газа к скважине, определяемый по результатам испытания скважины изохронным методом.

Определив по результатам испытания скважины с применением изохронного метода значение a(tð), соответствующее нестабилизированным значениям забойных давлений и дебитов, искомый коэффициент можно вычислить по формуле

aèñò = a(tð) + β ln(tñò/tð),

(2.240)

где β – тангенс угла наклона кривой восстановления давления, обработанная в координатах pƒ2 (t) – lg t;

t

“2

=

ñr 2mµ/(kp

Cë

), èëè t

“2

= cr 2

/ ;

(2.241)

*

*

t

!

= 0,348 10

−3 kp

“!

t/(mµr2 );

(2.242)

*

c – численный коэффициент, изменяющийся в пределах 0,122 ≤ c ≤ 0,350 в зависимости от условий задачи, принятых разными авторами.

При испытании скважины с применением изохронного метода одним из обязательных условий является полное восстановление давление между режимами. При этом получают столько кривых, сколько режимов, поэтому для определения коэффициента aèñò необходимо одну из кривых восстановления дав-

лений обработать в координатах pƒ2 (t) – ñ. Далее, определив β, tñò è tp, ïî ôîð-

муле (2.240) вычисляют значение aèñò.

2. Если на кривую восстановления давления влияет зона с ухудшенной проницаемостью пласта, т.е. эта кривая состоит из двух участков, то

a,“2 = a(t! ) +β1 ln(t1/t! ) +β2 ln(t“2 /t1),

(2.243)

ãäå β1, β2 – угловые коэффициенты первого и второго прямолинейного участков КВД; t1 – время, соответствующее точке пересечения двух прямолинейных уча-

стков КВД, построенной в координатах pƒ2 (t) – lg t.

Технология испытания скважин с применением изохронного метода (рис. 2.37) заключается в следующем: перед началом испытания скважины измеряют пластовое давление или определяют его расчетным путем, измерив статическое давление на устье. Далее скважину пускают в работу с дебитом Q1 на время tp ≈ 30 ч 60 мин. К концу этого времени измеряют затрубное и буферное давления, при возможности – забойное давление глубинным манометром, температуру газа, а также давление и температуру газа на ДИКТ. Если расход газа измеряется дифманометром, то измеряют давление и температуру перед диафрагмой и перепад давления на диафрагме. Величину дебита на первом режиме при испытании скважины через ДИКТ следует оценить по формуле

Q1 = Ñ pä δ/ z ρTä ,

(2.244)

204

Рис. 2.37. График изменения давления во времени, полученный при использовании изохронного метода (1–6 – режимы испытания)

ãäå Ñ – коэффициент расхода диафрагмы; ðä – давление газа перед диафрагмой;

δ – поправка на адиабатическое расширение газа; z – коэффициент сверхсжимаемости газа при ðä è Òä; ρ – относительная плотность газа; Òä – температура

газа перед диафрагмой.

При расчете Q1 взамен ðä можно использовать статическое давление на устье скважины и ориентировочное значение параметра z ρTä , которое колеб-

лется в пределах 12–13. В зависимости от заранее предусмотренного числа режимов следует выбрать значение дебита на первом и последующих режимах.

При известных ðä ~ ðñò è z ρTä дебит скважины на первом режиме будет за-

висеть от диаметра диафрагмы и линии измерения дебита. Зная диаметр ДИКТ и выбирая диаметр диафрагм, можно определить коэффициент расхода Ñ, от которого в основном зависит расход газа.

При выборе режима испытания следует обратить особое внимание на следующие факторы.

1. Дебиты скважины на всех режимах испытания должны обеспечить вынос с потоком газа жидких и твердых примесей и исключить возможность загрязнения призабойной зоны пласта, образования жидкой и песчаной пробки. Образование пробки или очищение от нее забоя в процессе испытания приводит к изменению коэффициентов фильтрационного сопротивления, что в свою очередь является одним из факторов, влияющих на форму индикаторных кривых.

Ò à á ë è ö à 2.28

Данные обработки результатов исследования изохронным методом

Номер режи-			ð2	− ð2 (t		) ,	3		ðïë2 − ðç2(tð)
ìà	ðçàò, ÌÏà	ðçàá, ÌÏà	Cë	ƒ	!		Q(tð), òûñ. ì /ñóò		Q(tð)
				ÌÏà2
1	11,59	13,48		13,47			52,0		0,259
2	10,89	12,89		29,29			94,6		0,309
3	9,92	11,57		61,56			158,8		0,387
4	8,48	10,17		92,01			203,0		0,453
5	7,33	8,52		122,85			243,5		0,502
6	6,36	7,34		141,56			266,5		0,531

Рис. 2.38. Зависимости, полученные в результате исследования скважины изо-

хронным методом:

1 – ∆ð2 îò Q(tp); 2 – ∆ð2/Q îò Q(tp)

2.Параметры режима должны исключить возможность образования кристаллогидратов в призабойной зоне пласта и в стволе скважины.

3.Режим скважины должен исключить возможность подтягивания конуса подошвенной воды в процессе испытания.

На втором и последующих режимах, аналогично первому, по истечении времени tp измеряют давление, температуру, расход газа и закрывают скважину

до полного восстановления давления. Таким образом, пуск скважины на разных режимах на время

tð1 = tð2 = tð3 = … = tðï

и остановка между режимами до полного восстановления давления позволяют получить представление о характере изменения устьевого давления во времени (рис. 38).

Основной недостаток изохронного метода – необходимость полного восстановления давления между режимами. Если считать, что время, необходимое для полной стабилизации, равно времени восстановления давления, то применение изохронного метода позволяет сократить продолжительность испытания скважины почти в 2 раза.

Пр и мер. Рассмотрим порядок обработки результатов испытания скважины изохронным методом на шести режимах. Время работы скважины на режимах tp = 3600 ñ; ðïë = 13,98 МПа. Параметры стабилизированного режима: ðç(tñò) =10,35 ÌÏà; Q(tñò) =105,4 òûñ. ì3/сут. Результаты обработки приведены в табл. 2.28. По рис. 2.28 определены значения a(tð) = à(3600) = 0,17 è b(tð) = = b(tñò) = 0,0015. Çíàÿ b(tð), Q(tñò) è ðç(tñò), можно вычислить aèñò:

àèñò = [13,982 – 10,352 – 0,0015 105,42]/105,4 = 0,68. Cравним значения a(tð) è aèñò: aèñò/a(tð) = 4,7.

ЭКСПРЕСС-МЕТОД ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Исследование скважин изохронным методом проводят с обязательным восстановлением давления между режимами. Для пластов с низкими коллекторскими свойствами, требующих восстановления давления после каждого режима иногда в течение 10 ч, исследование скважины на пяти – восьми режимах продолжается несколько дней. Так, если продолжительность процессов полной

206

стабилизации давления и дебита и полного восстановления после каждого режима составляет 10 ч, то при числе режимов, равном шести, и испытании скважины изохронным методом, общая продолжительность исследования достигает 66 ч. Для скважин, не подключенных в систему сбора и подготовки газа, как, например, на поисково-разведочных площадях и при первичном испытании эксплуатационных скважин с выпуском газа в атмосферу, исследование в тече- ние продолжительного времени недопустимо. Выпуск газа в атмосферу запрещен законом об охране окружающей среды и природных ресурсов, особенно в том случае, если в составе газа присутствует сероводород. С учетом этого предложен экспресс-метод, который значительно сокращает длительность процесса исследования скважин [85].

Уравнение притока газа к скважине при соблюдении условия экспрессметода имеет вид

pïë2 − pç2(tp ) = a(tp )Q (tp ) + bQ 2 (tp ) + βc(tp ).

(2.245)

Коэффициент ñ(tð) зависит от числа режимов и порядкового номера режима. Его можно легко определить.

Значения ñi(tð) для каждого режима вычисляют по следующим формулам: c1 = 0; c2 = 0,176Q1; c3 = 0,097Q1 + 0,176Q2;

c4 = 0,067Q1 + 0,097Q2 + 0,176Q3;

c5 = 0,051Q1 + 0,067Q2 + 0,097Q3 + 0,176Q4; c6 = 0,041Q1 + … ;

(2.246)

c7 = 0,034Q1 + … ; c8 = 0,030Q1 + … ; c9 = 0,026Q1 + … ; c10 = 0,024Q1 + … ;

c11 = 0,021Q1 + … .

Если скважина перед исследованием экспресс-методом значительное время продувалась, а затем закрывалась непродолжительное время, в течение которого пластовое давление не полностью восстановилось, то при этом зависимость pCë2 − pƒ2 (tp ) = ∆pi2 îò Qi отсекает на оси ординат отрезок, равный

ci = βQïð ln	tïð + tîñò	,	(2.247)
	tîñò

ãäå Qïð – дебит скважины при продувке перед закрытием на исследования; tïð, tîñò – продолжительность продувки и остановки после продувки.

В этом случае результаты испытания экспресс-методом следует обрабатывать по формуле

pïë2	− pç2i (tð ) = a(tð ) Qi (tð ) + bQi2 (tð ) + β[ci (tð ) + c0 ].	(2.248)
Обработка	результатов испытания в координатах [pCë2	– pƒ2i (t! ) –

βñi(tð)]/Qi(tð) èëè [pCë2 – pƒ2i (t! ) – β(ñi(tð) + c0)]/Qi(tð) – Qi(tð) позволяет опре-

делить коэффициенты фильтрационного сопротивления à(tð) è b. Как видно из формулы (2.245), результаты испытания экспресс-методом обрабатывают только при известном коэффициенте β, определяемом как тангенс угла наклона

кривой восстановления давления, обработанной в координатах pƒ2 (t) îò lg t. Следовательно, для обработки результатов испытания этим методом требуется

снять хотя бы одну КВД. Если такая кривая по какой-либо причине не снята и коэффициент β неизвестен, то поступают следующим образом. Первую точку принимают за начало отсчета и вводят обозначения

y

= [p2

− p2

(t

ð

)]/Q

(t

ð

);

y

m

= [p2

− p2

(t

ð

)]/Q

m

(t

ð

);

1

ïë

çi

1

ïë

çm

xm = cm (tð )/Qm (tð ) .

(2.249)

Затем полученные результаты испытания обрабатывают по формуле

ym − y1 = xm [Qm (tð ) −Q1(tð )].

(2.250)

Построив зависимость (ym – y1)/xm îò Qm(tð) – Q1(tð), определяют коэффициент β как отрезок, отсекаемый на оси ординат, и коэффициент b как тангенс угла полученной прямой.

Если в скважине перед началом испытания экспресс-методом давление полностью не восстановилось, то

xm = [cm (tð ) − c0 ]/Qm (tð ).

(2.251)

Истинное значение коэффициента à(tð) при испытании скважины экс- пресс-методом определяют так же, как и при изохронном методе, используя формулы (2.240)–(2.243).

Технология испытания скважин экспресс-методом следующая (рис. 2.39). Перед началом испытания измеряют пластовое давление или определяют его по известному статическому давлению. Если нет возможности дожидаться до полного восстановления давления, то необходимо фиксировать продолжительность продувки или работы скважины tïð и продолжительность остановки tîñò. Далее скважину пускают в работу с дебитом Q1 на время tð1 = 1200ч1800 с. К концу времени tð1 измеряют затрубное и буферное давления, при возможности забойное давление следует определить глубинным манометром, давление и температуру – на ДИКТ или дифманометре, перепад давления – на дифманометре. Дебит на первом режиме оценивают предварительно по формуле (2.244). Затем скважину закрывают на время tâ1. Время работы скважины на режимах и время остановки между режимами следует принимать одинаковым, т.е. tp = tâ. Тогда результаты испытания получаются более корректными, формула для обработки

Рис. 2.39. График изменения давления во времени, полученный при использовании экспресс-ме- тода (1–6 – режимы испытания)

становится менее сложной. Следовательно, одним из условий испытания экс- пресс-методом является

tð1 = tð2 = tð3 = … = tpï = tâ1 = tâ2 = tâ3 = tâï = const.

Далее скважину пускают в работу на втором режиме на время tð2. К концу времени tð2 фиксируют затрубное и буферное давления, давление и температуру на ДИКТ или давление, перепад давлений и температуру на дифманометре. Затем скважину закрывают на время tâ2. Аналогичные действия проводят и на последующих режимах работы скважины. Полученные результаты обрабатывают по формуле (2.245) или (2.248).

Чтобы определить коэффициент β, необходимый для обработки результатов испытанным экспресс-методом, следует снять одну КВД перед началом испытания, либо после последнего режим. Это же значение коэффициента β следует использовать при определении коэффициента aèñò по формуле (2.240). Для приближенных расчетов, в случае отсутствия возможности снятия КВД, по которой определяют коэффициент β, можно использовать его значение, найденное при более ранних исследованиях скважин.

Преимущество экспресс-метода заключается в том, что он практически до минимума доводит продолжительность испытания скважин. Например, если продолжительность процессов полной стабилизации давления и дебита и полного восстановления давления после каждого режима равна 10 ч, то при шести режимах на испытание скважины экспресс-методом требуется всего 6 ч, из которых 3 ч занимают остановки между режимами и 3 ч – продувка на шести режимах. В принципе экспресс-метод можно использовать на всех месторождениях, если даже процесс стабилизации давления и дебита на режимах и восстановления давления между режимами продолжается 1 ч и более.

Однако при некачественном определении значения β слагаемое βñi(tð) в формуле (2.245) может оказаться больше слагаемого pCë2 – pƒ2i (t! ) . Тогда ре-

зультаты испытания экспресс-методом не поддаются обработке. Например, результаты испытания скважин севера Тюменской области экспресс-методом не обрабатываются, так как разность квадратов давления при депрессиях, харак-

терных для этих скважин, значительно меньше значений βñi(tð).

Пр и мер. Рассмотрим порядок обработки результатов испытания экс- пресс-методом. Скважина исследована на пяти режимах. Продолжительность работы на каждом режиме и остановки между режимами одинакова: tði = tâi = = 1800 с. Пластовое давление pïë = 14,67 МПа. Параметры стабилизированного режима: pç(tñò) = 9,59 ÌÏà; Q(tñò) = 35 òûñ. ì3/сут. Определенный по кривой восстановления давления коэффициент β = 1. Результаты обработки приведены в табл. 2.29. По рис. 2.40 определяем à(tð) = à(1800) è b = 0,0010.

Ò à á ë è ö à 2.29

Данные обработки результатов исследования экспресс-методом

Номер	ðçàò,	ðç(tp),	pƒ2 (t! ),	pCë2 − pƒ2 (t! ),		β ñi	2	Q(tð), òûñ.		p2 − βci
ðåæè-	ÌÏà	ÌÏà	ÌÏà2	ÌÏà2	ñi		∆ð – β ñi	3		Q(tp)
ìà								ì /ñóò
1	12,19	14,34	205,56	9,65	0	0	9,65	11,0		0,877
2	11,72	13,88	192,56	22,65	1,93	1,93	20,72	21,5		0,964
3	10,79	12,65	160,04	55,17	2,91	2,91	52,26	43,0		1,215
4	9,75	11,45	131,20	84,01	10,30	10,30	73,71	54,0		1,365
5	8,87	10,42	108,67	106,67	15,60	15,60	90,94	63,5		1,432

209

Рис. 2.40. Зависимости, полученные в результате исследования скважины экспресс-методом:

1 – ∆ð2 – βñi îò Q(tp); 2 – ∆ð2/Q îò

Q(tp)

Истинное значение коэффициента по известному коэффициенту b è pç(tñò),

Q(tñò)

àèñò = (14,672 – 9,59 – 0,001 352)/35 = 3,48.

2.8. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ ФИЛЬТРАЦИОННОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ПО ДАННЫМ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

В настоящее время основным способом определения параметров пласта являются газогидродинамические методы исследования. Необходимость установления этих параметров существует на всех этапах работы месторождения. Задачи и объемы этих исследований на различных этапах разработки месторождения разные. В периоды разведки и опытно-промышленной эксплуатации месторождения проведение газогидродинамических исследований считается обязательным условием. В процессе разработки залежи с целью контроля за разработкой также проводятся газогидродинамические исследования скважин. В этот период объем исследовательских работ, проводимых в целях анализа разработки и контроля за разработкой, зависит от изменения параметров пласта во времени.

Как правило, коэффициенты фильтрационного сопротивления определяют по результатам испытания скважин методом установившихся отборов или с применением модификации этого метода при длительной стабилизации забойного давления и дебита. Продолжительность испытания газовых скважин методом установившихся отборов на шести – восьми режимах в зависимости от коллекторских свойств пласта колеблется от нескольких часов до нескольких недель. Проведение исследований за столь короткий срок (по сравнению с продолжительностью всего процесса разработки залежи) методически оправдано, так как за это время некоторые параметры пласта и свойства насыщающих его жидкостей и газов практически не изменяются. На основании этого можно утверждать, что коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяемые

210