Кислотный гидравлический разрыв пласта - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа
Главная
Геология, гидрология и геодезия
Кислотный гидравлический разрыв пласта
Технология кислотного гидравлического разрыва пласта. Полимеры в нефтяной промышленности при осуществлении процессов интенсификации добычи нефти. Структурная формула гидроксипропилгуара. Основное преимущество природных растительных полисахаридов.
посмотреть текст работы
скачать работу можно здесь
полная информация о работе
весь список подобных работ
Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Кислотный гидравлический разрыв пласта
1. Технология кислотного гидравлического разрыва пласта
В процессе КГРП при давлении, превышающем давление разрыва, в скважину последовательно закачивается высоковязкая жидкость и раствор соляной кислоты. Высоковязкая жидкость (жидкость разрыва), с одной стороны, образует магистральную трещину, а с другой, заполняет каверны и естественные трещины с высокой проницаемостью, не позволяя попадать в них кислоте, поступающей следом. Закачиваемый раствор соляной кислоты разъедает породу вдоль направления трещины преимущественно в низкопроницаемых нефтенасыщенных прослоях, так как высокопроницаемые заполнены гелем. Закачка следующих пачек жидкости разрыва и раствора соляной кислоты еще больше увеличивает протяженность трещины и, таким образом, поверхность фильтрации. Тем самым создаются условия для приобщения ранее неработающих пропластков и повышения производительности скважин. В данной технологии расклинивающие материалы, как правило, не применяются, так как после взаимодействия с соляной кислотой трещина имеет развитую поверхность и смыкается хаотичными выступами, создавая систему сообщающихся гидродинамических каналов, через которые идет фильтрация нефти.
Механизм взаимодействия терригенных и карбонатных пород с кислотами существенно различается. В последнем случае соляная кислота растворяет карбонатные породы с образованием продуктов, которые растворяются в остаточной кислоте. После обработки без затруднений обеспечиваются приток этих продуктов в околоскважинную зону и их подъем на поверхность.
При кислотных обработках терригенных коллекторов частицы пластовых пород осаждаются в порах пласта. Эти частицы нерастворимы в остаточной кислоте, и после обработки от них трудно очистить пласт. При контакте с нефтью они могут образовывать шлам или эмульсию, загрязняющие пласт и сводящие на нет улучшение проницаемости в результате кислотной обработки. В результате этого кислотный ГРП терригенных коллекторов не получил широкое применение.
При обработках соляной кислотой применяются различные добавки: ингибиторы коррозии, ингибиторы осадкообразования, деэмульгаторы, понизители скорости реакции, ПАВ, число которых достигает 5 и более компонентов. Они решают различные проблемы, возникающие при применении кислоты. Это высокое значение коррозии, межфазного натяжения на границе с углеводородами, а также вторичное осадкообразование, повышенная скорость реакции с водонасыщенной породой и образование осадков и эмульсий с пластовыми флюидами.
Гели состоят, по крайней мере, из двух компонентов, один из которых образует непрерывную трёхмерную макромолекулярную сетку, выступающую в роли каркаса, пустоты в которой заполнены низкомолекулярным растворителем - дисперсионной средой.
Хорошими гелеобразователями являются полимеры, которые нашли широкое применение в нефтяной промышленности, в частности при осуществлении процессов интенсификации добычи нефти. При кислотном ГРП полимерный компонент замедляет реакцию соляной кислоты с карбонатной породой, что увеличивает глубину проникновения кислоты, а также повышает вязкость жидкости разрыва для увеличения эффективности преодоления прочности породы на разрыв.
К полимерам, используемым в процессах повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти, предъявляются следующие требования:
· Стойкость к сдвиговой деструкции;
· Высокая растворимость в воде при различных температурах, составах электролита и в присутствии стабилизирующих агентов;
· Низкая степень удерживания (менее 20 мг/г). Все полимеры адсорбируются на породу пласта в той или иной степени, удерживание может быть обусловлено закупоркой, улавливанием, фазовым разделением или другими механизмами;
· Биологическая устойчивость, т.е. способность не разрушаться под действием бактерий.
Гели н а водной основе с использованием гидроксипропилгуара (ГПГ) :
Гаур является природным полимером, получаемым из семян растения Guar plant Cyamopsis tetragonolobus L. Taub (семейство бобовых). Структура гуара представлена на рис. 1.
Основным преимуществом природных растительных полисахаридов является низкая стоимость, однако их технологические показатели невысоки, что сужает область применения. Поэтому используют химически модифицированные производные гуара, обладающие комплексом необходимых технологических свойств.
Одной из таких производных является гидроксипропилгуар, получаемый из гуара вследствие взаимодействия с пропиленоксидом. Эта реакция делает возможной замену в некоторых боковых цепях OH на - O-CH 2 -CHOH-CH 3 , что способствует стабильности геля при повышенных температурах.
Рис. 2. Структурная формула гидроксипропилгуара
В зависимости от характеристик пласта ГПГ применяют совместно с боратным сшивателем (улучшение проницаемости пласта после гидроразрыва), с титановым сшивателем (улучшение контроля жидкости), а также со сшивателями на основе алюминия, бората, хрома и титана (содержимое внутренних буферных систем для легкости перемешивания и самодиспергирования гелеобразователя).
Механизм сшивания представлен на рис. 3.
Соли бората реагируют с гидроксипропилгуаром, формируя комплекс «а» (рис. 3, а). Когда раствор полимера сконцентрируется таким образом, что его молекулы наслаиваются, комплекс «а» вступает в реакцию с наслоенным полимером и они оба сшиваются (рис. 3, б). Поскольку каждое полимерное звено содержит много цисгидроксилов, то полимер может быть сшитым при более чем одной решетке. Развивается сетка с очень большой молекулярной массой, которая предопределяет образование высоковязкой системы.
Нагревание такой жидкости разрыва выше 93 о С обусловливает некоторую потерю вязкости вследствие частичного разрушения полимера. Сшивание боратами носит обратный характер. Разрушение и образование поперечных связей следует друг за другом. Высокие скорости сшивания и вязкость геля служат причиной больших потерь давления на трение во время нагнетания геля в скажину. Поэтому применять сшитые боратом гели не рекомендуют при температурах более 93-107 о С.
Таблица 1. Реологические характеристики водных растворов ГПГ (при скорости сдвига 510 с -1 )
Динамическое напряжение сдвига, дПа
Гели на водной основе с использованием ксантана:
К полимерам, которые наиболее полно отвечают предъявляемым требованиям, относятся микробные полисахариды, сохраняющие вязкостные свойства в растворах кислот. Таким образом, представляется возможным рассматривать их в качестве загустителей кислотных систем с целью их применения в технологиях кислотного гидравлического разрыва пласта.
Особенностью микробных полисахаридов является наличие в их составе большого числа функциональных химически активных групп: гидроксильных, карбоксильных, карбонильных, ацетатных и др. Наличие этих групп в составе их молекул открывает возможность их химической модификации с целью придания им ценных в практическом отношении свойств: поверхностно активных, гелеобразующих, антикоррозионных и др.
Зарубежный опыт показывает, что современная технология получения биополимеров позволяет организовать их производство непосредственно на промыслах. Примечательно, что наряду с химическими фирмами выпуск биополимеров освоен непосредственно такими нефтедобывающими компаниями как Standart Oil, Shell, Petroferm.
Из всех микробных полисахаридов, используемых в добыче нефти, наибольшей совокупностью требуемых технологических качеств обладает ксантан - экзополисахарид фитопатогенных бактерий Xanthomonas Campestris.
Основная цепь ксантана построена аналогично целлюлозе, а в ответвлениях цепи находится трисахарид, а остатки глюкуроновой кислоты и кислые пировиноградные группы придают молекулам ксантана анионный характер. Первичная структура ксантана представлена на рис. 4.
Рис. 4. Первичная структура ксантана
В результате взаимодействия боковых цепочек между собой и с основной цепью образуются высшие структуры ксантана, обусловливающие его свойства (молекулярная масса ксантана варьируется от 2·10 6 до 15·10 6 ). В неионизованных растворах или при температурах выше 75 °С молекулы ксантана приобретают скрученную конформацию, в которой боковые звенья завернуты вокруг основной цепи. Введение в такой раствор даже незначительного количества катионов приводит к формированию молекулами ксантана двойной спирали с ионами металла внутри.
Молекулы ксантана в водных растворах склонны к самоассоциации, и с повышением ионной силы раствора или концентрации полисахарида формируется гель. Он представляет собой трехмерную сетку, образованную из двойных спиралей ксантана, связанных межмолекулярными водородными связями. Уже при концентрации полисахарида 0,1% вязкость системы возрастает на порядок, а при 1,0% - в водном растворе формируется гель.
Этот биополимер имеет ряд преимуществ: увеличивает вязкость раствора уже при небольших концентрациях; имеет хорошую тиксотропность и псевдопластичность; устойчив к окислению и ферментативному разложению; хорошо совместим со щелочами, кислотами, солями, поверхностно-активными веществами, биоцидами, синтетическими и органическими загустителями, безвреден как для окружающей среды, так и для человека. Особый интерес представляет свойство ксантановых полимеров не реагировать на рН среды.
Таблица 2. Значения кинематической вязкости (при 20оС) ксантановых загустителей в зависимости от их концентрации в 12%-ной ингибированной соляной кислоте
Кинематическая вязкость (при 20 о С) растворов ксантанов в 12%-ной ингибированной соляной кислоте, сСт
Были изучены вязкостные свойства ксантанов пяти марок (Хаnthan GUM ХС-СН, Xanthan GUM ХСТ, Ксантановая камедь, Xanthan 4, Xanthan GUM Е-415), которые можно использовать в скважинах с пластовой температурой вплоть до 120 °С. Для этого были определены значения кинематической вязкости ксантановых загустителей с концентрациями 0,25 и 0,5% в 12%-ной ингибированной соляной кислоте на вискозиметре ВПЖ-2. Полученные результаты представлены в табл. 2.
Таким образом, была выявлена зависимость кинематической вязкости (при 20 °С) исследуемых ксантановых загустителей от их концентрации в 12%-ной ингибированной соляной кислоте и доказано, что ксантаны эффективно загущают кислоту. График (рис. 5) наглядно показывает, что при концентрации ксантанов 0,25% мас. значения кинематической вязкости кислотных растворов исследуемых биополисахаридов близки и варьируются в пределах от 3,61 до 21,42 сСт. С повышением концентрации биополисахаридов до 0,5% мас. кинематическая вязкость растворов заметно увеличивается: для растворов Ксантановой камеди и Xanthan GUM Е-415 - в 10 раз (до 193 сСт), Xanthan 4 - в 16 раз (до 162 сСт). Загустители Xanthan GUM ХС-СН и Xanthan GUM ХСТ при увеличении концентрации до 0,5% мас. в растворе 12%-ной соляной кислоты не дали значительного увеличения кинематической вязкости.
Рис. 5. Зависимость кинематической вязкости растворов ксантановых загустителей от их концентрации в 12%-ной ингибированной соляно кислоте
Загущенные кислотные системы, содержащие 0,5% мас. выбранных ксантанов в 12%-ной ингибированной соляной кислоте, были протестированы на вискозиметре Rheotest-2 при различных скоростях сдвига. Полученные результаты динамической вязкости кислотных составов в зависимости от скорости сдвига представлены в табл. 3.
Таблица 3. Значения динамической вязкости (при 20 °С) растворов 12%-ной ингибированной HCl, содержащих 0,5% мас. ксантановых загустителей, в зависимости от скорости сдвига
Динамическая вязкость 0,5%-ного раствора загустителя в 12%-ной ингибированной HCl, мПа-с, при скорости сдвига, с -1
Следует отметить, что показатель неньютоновского течения варьируется в пределах 0,29 (Ксантановая камедь) - 0,48 (Xanthan 4), что, в свою очередь, свидетельствует о высокой структурированности изучаемых систем.
Из графика, представленного на рис. 6, видно, что с увеличением скорости сдвига динамическая вязкость 0,5%-ных солянокислотных растворов ксантанов падает, причем в интервале 1,5-170 с -1 падение вязкости значительно и составляет порядка 100 мПа·с для Ксантановой камеди и Xanthan GUM Е-415 и около 50 мПа·с для Xanthan 4. Отсюда следует вывод, что кислотные составы, загущенные полимерами ксантанового ряда, являются псевдопластичными жидкостями. В течение нескольких секунд после снятия напряжения структура растворов быстро восстанавливается, что свидетельствует о наличии тиксотропных свойств.
Рис. 6. Зависимость динамической вязкости 0,5%-ных растворов ксантановых загустителей в 12%-ной ингибированной соляной кислоте от скорости сдвига
Из представленных данных следует, что полимеры ксантанового ряда обладают хорошей загущающей способностью, химической стойкостью, хорошей структурированностью, псевдопластичностью и тиксотропностью.
Таким образом, по реологическим характеристикам исследованные ксантановые полисахариды могут быть использованы в качестве загустителей кислотных растворов для КГРП.
Для предложения полученных высоковязких кислотных составов в качестве технологических жидкостей в процессе КГРП должны быть изучены реологические свойства этих растворов при различных температурах, в т. ч. и после нейтрализации соляной кислоты, а также исследованы их фильтратоотдача и деструкция.
Гели на углеводородной основе применяют для разрывов в породах, чувствительных к воде, с высоким содержанием глин. В состав таких гелей входят гелеобразователь, сшиватель, активатор. Нефть или дизтопливо, керосин или газоконденсат используются как углеводородная среда. В качестве деструктора выступает соляная кислота.
В промысловой практике распространено применение углеводородных гелей на основе солей органических ортофосфорных эфиров. Их получают растворением в углеводородных жидкостях гелеобразователя - смеси алкилфосфорных эфиров, преимущественно диалкилфосфорных эфиров и активатора на основе соединений металлов, например железа. В результате взаимодействия между гелеобразователем и активатором образуются соли органических ортофосфорных эфиров (рис. 7), которые создают в углеводородах ассоциированные комплексы большой молекулярной массы (рис. 8). Наличием этих комплексов объясняется образование углеводородного геля, применяемого в процессе кислотного ГРП.
Рис. 7. Соль органического ортофосфорного эфира;
R 1 и R 2 - различные углеводородные радикалы, в качестве одного из них может быть водород; а=0-2; b=1-3; a+b=3; Me - атом металла.
Реологические параметры такой системы при разных концентрациях и температурах измерялись на вискозиметре Rheotest-2 и представлены в таблице 4.
Таблица 4. Реологические параметры углеводородного геля
Вязкость, мПа·с, при скорости сдвига, с -1
Как следует из таблицы 4, полученные углеводородные гели в указанном диапазоне концентраций обладают высокой вязкостью при пластовых температурах 40-90 о С.
При взаимодействии кислоты, карбонатной породы и геля образуются продукты разрушенного геля и ионы кальция, что приводит к образованию кальциевых солей алкилфорсфорных эфиров (рис. 9).Эти вещества являются поверхностно-активными и, адсорбируясь на карбонатной породе, препятствуют растворению ее кислотой, тем самым замедляют скорость реакции кислоты с породой и способствуют более глубокому проникновению кислотного состава в пласт.
Рис. 9. Кальциевые соли алкилфорсфорных эфиров
Известно, что при взаимодействии растворов соляной кислоты с нефтью, содержащей высокое количество смол и асфальтенов, происходит образование осадков и эмульсий, кольматирующих поровое пространство коллектора.
В результате взаимодействия углеводородного геля и соляной кислоты и получения контролируемого количества осадков асфальтенов и смол образуется слой, обладающий селективным изолирующим воздействием на водонасыщенные пропластки.
При закачке геля происходит снижение проницаемости образца пористой среды за счет высокой вязкости геля, но еще большее снижение проницаемости обеспечивается при последующей закачке кислоты, за счет образования осадков АСПО.
Углеводородные гели можно использовать при КГРП обводненных скважин. В таком случае, идея использования углеводородного геля для солянокислотного разрыва с изоляцией водопритоков заключается в образовании углеводородорастворимых осадков асфальтенов и смол при взаимодействии углеводородного геля и соляной кислоты в процессе поочередной закачки пачки углеводородного геля и порции соляной кислоты. Это позволит, с одной стороны образовать трещину ГРП, а с другой селективно изолировать ее от воды. Таким образом, целенаправленно изолируются от воды крупные трещины, в которые поступает углеводородный гель. При этом углеводородные осадки растворяются при разбавлении нефтью, что свидетельствует о селективности водоизоляции.
Таким образом, перспективы применения нефтяных гелей большие, несмотря на известные их недостатки, такие как пожарная и экологическая опасность.
12%-ная HCl ингиб. + 4% Неонол 9-10
1) Байков Н.М., Новые технологии кислотных обработок продуктивных пластов // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №3. - С. 114
2) Бронштейн И.Н., Семендяев К.А., Справочник по математике для инженеров и учащихся ВТУЗов. - М: Наука, 1980. - 706 с.
3) Горниковский И.Т. и др., Краткий справочник по химии. - Киев: Наукова думка, 1974. - 990 с.
4) Дерябин В.В., Титов В.И., Гарейшина А.З. и др., Биополимеры для нефтяной промышленности // (Обзор. информ.) Сер. «Техника и технология добычи и обустройство нефтяных месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 39 с.
5) Ибатуллин Р.Р., Глумов И.Ф., Хисаметдинов М.Р. и др., Биополимеры - полисахариды для увеличения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство. - 2006 - №3. - С. 46-47
6) Иванов С.И., Интенсификация притока нефти и газа к скважинам. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. - С. 140-142, 146
7) Козак Н., Микробный полисахарид - ксантан // Полимеры-деньги. - 2006, февраль. - №1 (№15)
8) Магадова Л.А., Лекция по кислотным обработкам на ФПК. - М.: РГУНГ им. И.М. Губкина, 2012.
9) Магадова Л.А., Пономарева В.В., Давлетшина Л.Ф., Мухин М.М., Исследование ксантановых загустителей, применяемых в технологиях кислотного гидравлического разрыва пласта // Технологии нефти и газа. - 2010. - №2. - С. 25-28
10) Магадова Л.А., Силин М.А., Губанов В.Б., Магадов В.Р., Демяненко Н.А., Солянокислотный разрыв в сочетании с изоляцией водопритоков // SPE 117366. - 2008. - С: 9
11) Магадова Л.А., Силин М.А., Давлетшина Л.Ф. и др., Применение ксантановых загустителей в процессах кислотных обработок карбонатных коллекторов // Время колтюбинга. - 2008. - №3 (025). - С. 23-25
12) Магадова Л.А., Силин М.А., Магадов В.Р., Малкин Д.Н., Дьяченко В.С., Исследование углеводородных гелей на основе железных органических ортофосфорных эфиров, применяемых в технологии направленной кислотной обработки карбонатного пласта // Территория нефтегаз. - 2011. - №6. - С: 37
13) Маскет М., Физические основы технологии добычи нефти. - М.: Гостоптехиздат, 1953. - 606 с.
14) Мирсаетов О.М., Федоров Ю.В., Получение и применение наноструктурированных нефтекислотных эмульсий для интенсификации добычи нефти // Международный форум по нанотехнологиям: материалы II Междунар. Форума по нанотехнологиям (6-8 октября 2009; Москва). - М.: ГК «Роснанотех», 2009. - С: 393-395
15) Низова С.А., Чепикова М.В., Водорастворимые полимеры. Структура, получение, свойства, применение // Материалы учебного пособия к лекциям. - М.: РГУНГ им. И.М. Губкина, 2011.
16) Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н., Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. - М.: Недра, 1991. - С. 210
17) Середа Н.Е., Нифантов В.И., Малышев С.В., Оценка параметров трещины при проведении кислотного ГРП в скважинах, вскрывающих карбонатные пласты // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2005. - №7. - С. 17-19
18) Силин М.А., Магадова Л.А., Пономарева В.В., Давлетшина Л.Ф., Мухин М.М., Малкин Д.Н., Мишкин А.Г., Разработка состава, содержащего многофункциональное ПАВ, для кислотного гидравлического разрыва пласта в карбонатных коллекторах // Технологии нефти и газа. - 2009. - №4. - С. 47-48
19) Силин М.А., Магадова Л.А., Пономарева В.В., Давлетшина Л.Ф., Мухин М.М., Исследование ксантановых загустителей, применяемых в технологиях кислотного гидравлического разрыва пласта // Технологии нефти и газа. - 2010. - №2. - С. 25
20) Федоров Ю.В., Повышение эффективности технологии кислотного гидравлического разрыва пласта // Нефтепром. дело. - 2010. - №11. - С. 39
Гидравлический разрыв пласта как средство поддержания продуктивности скважин и интенсификации добычи нефти или газоотдачи. Сущность данного метода, средства и техника, необходимые для его проведения. Пример расчёта гидравлического разрыва пласта. курсовая работа [3,6 M], добавлен 29.11.2010
Геолого-физическая характеристика Мало-Балыкского месторождения. Анализ выработки запасов нефти. Описание технологии проведения гидравлического разрыва пласта. Расчет дополнительной добычи нефти, показателей оценки экономической эффективности ГРП. дипломная работа [1,8 M], добавлен 22.01.2014
Сущность метода гидравлического разрыва пласта, заключаемого в нагнетании в проницаемый пласт жидкости при высоком давлении. Сопротивление горных пород на разрыв. Применяемые для ГРП жидкости. Определения ширины и объема вертикальной трещины пласта. презентация [1,0 M], добавлен 29.08.2015
Общие сведения о месторождении, его стратиграфия, тектоника, нефтегазоводоностность. Свойства и состав нефти, газа, конденсата, воды. Физико-химические свойства пластовых вод. Гидравлический разрыв пласта, применяемое при нем скважинное оборудование. дипломная работа [1,1 M], добавлен 18.04.2014
Общая характеристика и геологическое строение Когалымского месторождения. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Описание технологии гидравлического разрыва пласта, применяемое оборудование. Выбор скважины расчет основных параметров. дипломная работа [458,5 K], добавлен 31.05.2015
Геолого-физическая характеристика Майского нефтяного месторождения Томской области. Анализ основных методов интенсификации работы скважин. Гидравлический разрыв пласта: технология проведения, необходимое оборудование, анализ эффективности метода. дипломная работа [3,2 M], добавлен 10.06.2015
Характеристика и текущая стадия разработки Ельниковского месторождения. Выбор и обоснование применения гидравлического разрыва пласта для условий месторождения. Факторы, определяющие эффективность гидроразрыва пласта, расчет прогнозируемых показателей. дипломная работа [1,9 M], добавлен 23.08.2008
Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д. PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах. Рекомендуем скачать работу .
© 2000 — 2021
Кислотный гидравлический разрыв пласта курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат: Гидросистема прицепного скрепера. Скачать бесплатно и без регистрации
Курсовая работа: Понятие, предмет и метод Гражданского права. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат Пример Заключения
Реферат по теме Венедикт Ерофеев
Ошибки В Написании Сочинения
Забвению Не Подлежит Темы Сочинений Цитаты
Курсовая Работа На Тему Фондовая Биржа И Механизм Ее Деятельности
Контрольная работа по теме Афинский Акрополь, Парфенон
Реферат: Использование электретов в медицине
Единая Россия Реферат
Контрольная Работа На Тему Таможенные Пошлины
Сочинение Про Старую Книгу
Курсовая работа по теме Фестиваль как способ международных культурных связей
Предприятия Основное Звено Экономики Курсовая
Реферат: Лоббизм в политике. Скачать бесплатно и без регистрации
Две Любви Обломова Сочинение
Курсовая работа: Бухгалтерская финансовая отчетность, как источник информации о финансовом положении и финансовых результатах деятельности организации
Автор Картины Т Н Яблонской Сочинение
Контрольная работа по теме Управление безопасностью жизнедеятельности
Астафьев Царь Рыба Сочинение
Анатомия органов, сочетающих неэндокринную функцию c эндокринной - Биология и естествознание презентация
Искитимский район - География и экономическая география реферат
Экономическая география и экономика природопользования - География и экономическая география курс лекций