Фрагменты доклада Ю. А. Богданова (ООО «Юг-нефтегазгеология») "Поиски скоплений углеводородов методом геополяритонного зондирования на базе использования беспилотной техники", сделанного на конференции 2-го Московского международного форума «Беспилотные многоцелевые комплексы в интересах ТЭК» «UVS-TECH 2008»
В последние годы резко возрос интерес к неклассическому направлению электроразведки. Одним из них является новый метод пассивного геополяритонного зондирования (ГПЗ), который создавался и апробировался автором в течение длительного времени при производстве опытно-методических и поисковых работ на нефтегазовых структурах Украины (полевые сезоны 1993–2007 годов) и в других странах. Метод предполагает использование авиационных носителей, обеспечивающих высокую продуктивность и информативность работ, а также независимость от рельефа, но допускает также проведение пешеходной, автомобильной и корабельной съемки.
Основу метода составляет положение о том, что переход атомов, молекул (квантовых осцилляторов) в веществе из одного энергетического состояния в другое сопровождается излучением или поглощением кванта энергии какой-либо природы (электромагнитной, акустической и пр.). Нарушение термодинамического состояния вещества происходит при его возбуждении. Возбудить вещество можно разными способами, в том числе механическим воздействием.
Существующие геофизические интерпретации естественного электромагнитного излучения недр основаны на представлении о том, что геологическая среда механически неподвижна, а излучение рассматривается в рамках теории линейного отклика. Вместе с тем наличие тектонических движений, вызывающих механическую переработку и возбуждение вещества недр, хорошо известный факт, являющийся предметом пристального внимания геофизиков. Причиной неадекватности существующих геофизических взглядов на природу естественного электромагнитного излучения земной коры является пробел в области фундаментальных знаний - отсутствии электродинамики хрупкой и пластической деформации. Ныне существует электродинамика напряженной среды для случая линейных упругих деформаций, однако её нельзя применять к геотектоническим процессам, поскольку типичное протекание геологических процессов сопровождается трещинообразованиями, характерными для нелинейных деформаций.
Тектонические процессы, происходящие в земной коре, приводят к возникновению разного рода колебаний и волн. Очень хорошо известно акустическое проявление тектонических движений - сейсмические волны, наиболее яркое проявление которых - это землетрясения. Гораздо менее известны электромагнитные проявления тектонических движений. Это обусловлено достаточно низким уровнем напряженности поля для типичных значений тектонических возмущений. Исследованию этих явлений в последнее время уделяют все больше внимания. В значительной степени это связано с надеждами использовать эти эффекты для прогноза землетрясений.
Землетрясения в последнее время связывают с явлением самоорганизованной критичности, обусловленным накоплением деформации земной коры вследствие взаимного движения плит или границ крупных разломов. Однако даже вдали от зон субдукции и крупных разломов земная кора подвержена деформации и накоплению напряжений вследствие взаимного движения вещества мантии и земной коры, а также благодаря действию гравитационных сил. Для поддержания общего равновесия в системе эти напряжения должны релаксировать. Иногда такой механизм реализуется посредством землетрясений, но обычно большая часть напряжений гасится вследствие рождения и последующего движения различного типа дефектов кристаллической структуры или медленных взаимных подвижек блоков земной коры. Каждый акт рождения дефекта и каждый элементарный акт движения дефектов сопровождается возбуждением колебаний кристаллической решетки.
Следует отметить, что в твердом теле со сложной кристаллической решеткой (более одного атома в элементарной ячейке) существует два типа механических колебаний – акустические и оптические. Последние характеризуются тем, что атомы в элементарной ячейке при k→0
колеблются навстречу друг другу, в противофазе, так что их колебания в ионных кристаллах приводят к изменению дипольного момента кристалла, а значит к генерации электромагнитных волн. Взаимодействие электромагнитных волн и оптических колебаний решетки особенно велико в области, где волновые вектора и энергии фотонов и фононов близки друг к другу. В этом случае говорят, что по кристаллу распространяется «смесь» электромагнитных и поперечных оптических колебаний решетки, элементарные возбуждения которой называют поляритонами. Горные породы являются именно такими твердыми телами, в которых содержится два и более атома в элементарной ячейке, а это значит, что по горным породам могут распространяться поляритоны.. Применительно к горным породам такое излучение логично назвать геополяритонным.
Как отмечено выше, при рождении и движении дефектов возбуждаются как акустические, так и оптические колебания решетки. Из практики известно, что скорость рождения дефектов определяется деформацией кристалла. Это значит, что при механическом воздействии на диэлектрические кристаллы возбуждаются и электромагнитные волны, и акустические сигналы. Наиболее интенсивный электромагнитный сигнал генерируется наиболее напряженным материалом. Многочисленные эксперименты и полевые наблюдения показывают, что любые механические воздействия на горную породу приводят к появлению сопутствующего электромагнитного излучения. Поэтому нет оснований противопоставлять или разграничивать акустическую и электромагнитную составляющие поля недр. Следовательно, тектонические явления сопровождаются как акустическим, так и электромагнитным проявлением и в какой-то мере несут общую информацию.
В связи с этим встает вопрос о сравнительной информативности этих проявлений. Оценка информативности при выходе излучения из недр в простейшем случае определяется по величинам коэффициентов пропускания поверхностью раздела земная кора-атмосфера.
Из сравнения соответствующих значений следует, что коэффициент пропускания электромагнитного излучения поверхностью раздела порода-атмосфера в сотни миллионов раз больше чем акустического. Иными словами электромагнитное излучение выходит из недр практически без ослабления. Поэтому электромагнитное излучение, сопутствующее различным природным, в том числе и геологическим процессам (сдвиги и разломы коры, землетрясения, лавины, оползневые подвижки грунтов и пр.), может рассматриваться как обширный источник информации о геодинамических процессах.
Существует еще одно важное обстоятельство. Земная кора находится под воздействием квазистатических напряжений, т.е. напряжений, медленно меняющихся со временем. Большинство обсуждаемых в литературе механизмов генерации электромагнитных сигналов исходят из этого факта, и поэтому объяснение генерации сравнительно высокочастотных электромагнитных колебаний сталкивается с принципиальными трудностями.
В то же время, при рождении и уничтожении дефектов кристаллической решетки генерируется весь спектр присущих кристаллу колебаний – от нулевых частот до частот порядка дебаевской. Конечно, колебания различных частотных диапазонов имеют различное затухание, и большая часть этих колебаний выходит на дневную поверхность, имея равновесный тепловой спектр. Однако наблюдаемый в экспериментах механизм самоусиления электромагнитных волн совместно с существованием «окон прозрачности», вероятно, смогут объяснить наблюдающееся сверхдальнее распространение электромагнитных волн в земной коре.
Таким образом, в новом методе основной акцент сделан на регистрации сигналов, обусловленных нелинейными процессами генерации и распространения излучения. В частности, это позволяет исследовать земные недра во всем интервале глубин, доступных для бурения и добычи полезных ископаемых, и на больших глубинах (кристаллический фундамент, поверхность Мохоровичича). В отличие от других геофизических методов, метод ГПЗ позволяет обнаруживать не только ранее сформировавшиеся нарушения (сбросовые разломы и др.), но и формирующиеся в настоящее время.
Опытно - методические работы методом ГПЗ выполнялись с помощью беспилотного авиационного комплекса (БАК) «Астрогон Sky». БАК входит в состав измерительно-информационной системы аэрогеофизических исследований и предназначен для синхронной многопозиционной регистрации активности геополяритонного излучения (ГПИ) с беспилотных летательных аппаратов (БПЛА).
Группа беспилотных ЛА (до 4-х) способна осуществлять совместные полёты и маневрирование над сушей и над поверхностью моря при заданном взаимном расположении ЛА в воздушном пространстве друг относительно друга (строем).
Беспилотный авиационный комплекс образуют системы и подсистемы технических и программных средств “Astrogon-Sky” в составе семейства однотипных беспилотных ЛА “SkySurveyor” (4 шт.) с комплектом наземного оборудования и снаряжения (НКК), и экипаж.
Измерительно-вычислительный комплекс устанавливаемый на БПЛА, включает пороговый анализатор активности геополяритонного поля «Астрогон-S»[22] с широкополосной антенной, DGPS и интерфейсный адаптер.
Запись навигационных параметров и данных анализатора осуществляется с использование пакета DGPRS фирмы Trimble. Интервал считывания сигнала электромагнитного излучения – 1с.
Использование широкополосных сигналов – принципиальная особенность геополяритонного зондирования (ГПЗ), позволяющего регистрировать пассивное электромагнитное излучение на оптимальной для данной глубины частоте. Основные источники излучения – дислокации, механические напряжения и зоны контакта горных пород с различными физико-механическими свойствами.
В самом приборе, установленном на БПЛА реализован принцип счета пересечений уровнем сигнала заданного порога. Этот принцип использует особенности электромагнитного излучения земной коры, благодаря очевидной аналогии с лазерной генерацией. Хорошо известно, что с дальнейшим ростом накачки излучение лазеров переходит от непрерывного режима в режим излучения цуга коротких импульсов. Для обоснования «накачки» в горных породах используется простая феноменологическую модель, суть которой состоит в том, что дефекты в кристалле рождаются некоторым внешним воздействием с интенсивностью К. В свою очередь, электромагнитная волна с плотностью энергии U рождается при уничтожении дефекта, возможен также процесс рождения дефекта при взаимодействии электромагнитного поля с кристаллом. В отсутствие излучения наличие дефектов связано с «накачкой» К и «залечиванием» дефектов, благодаря тепловым процессам в кристалле. В свою очередь, «накачка» К при наличии внешних сил, приложенных к кристаллу, прямо связана с деформацией кристалла. Конечно, любое рождение дефекта сопровождается излучением, однако следует пренебречь таким «спонтанным» излучением в отличие от «вынужденного» излучения, обусловленного взаимодействием с электромагнитной волной.
Именно такого типа излучение регистрируется вблизи разломов земной коры, т.е. в наиболее напряженных и деформированных местах земной коры.
Такой же механизм можно предположить для описания усиления акустических волн, которые генерируются совместно с генерацией электромагнитных волн при рождении/уничтожении дефектов. Более того, не исключено, что именно такой механизм приводит к рождению магистральной трещины при разгрузке напряжений во время землетрясений. Косвенным подтверждением этому может служить тот факт, что в момент землетрясения наблюдаются очень мощные электромагнитные импульсы, интенсивность которых превышает обычную во много раз, причем импульсы распространяются на очень большие расстояния.
В приборе, построенном по принципу счета пересечений уровнем сигнала заданного порога за время Т, также оценивается уровень сигнала, поскольку имеется монотонная зависимость числа пересечений от уровня сигнала.
В сентябре 2007 г. с использованием БПЛА «Sky-Surveyor” проводились опытные геолого-геофизические исследования на Керченском полуострове, в соответствии с планом отработки новых технологий выделения нефтегазопроявлений в районе грязевого вулкана Булганак. Измерения по выявлению структуры вулкана выполнялись методом аэропрофилирования. Высота полета самолета составила 300 м, интервал измерения 1 с, что обеспечивает шаг по профилю порядка 30 м. Расстояние между профилями: 500 м. Для регистрации использована аппаратура “Астрогон-S».
Осуществляется корректировка зарегистрированного сигнала ГПЗ. Для этого используются различного рода тарировочные зависимости к исходной информации, которые адаптируют аппаратный комплекс к условиям измерения, а также устраняющие аппаратурную погрешность. Их целью является получение истинных геофизических параметров исследуемых геологических объектов.
Необходимый материал получают методами статистического анализа особенностей электромагнитного поля для данной территории или путем решения прямых геофизических задач для точечных, распределенных и площадных объектов. Технически для этих целей устанавливается неподвижная (вариационная) станция «Астрогон V».
Впоследствии все указанные модели могут претерпевать изменения (адаптироваться) по ходу интерпретации полевых измерений (за счет наличия соответствующей обратной связи).
Петрофизические модели – это модели связей типа «керн-скважинная геофизика». Они могут быть двумерными или многомерными. Их назначение состоит в обеспечении перехода от геофизических (например, активности ГПИ, поляризации ГПИ и др.) к геологическим параметрам пластов (напряженности, пористости и т.д.).
Пространственные модели (графические и аналитические) используют на этапе площадной интерпретации. Они служат для изучения пространственного распространения коллекторов, а также для определения местоположения контура нефтегазоносности – нефтеводяного контакта (НВК), газоводяного контакта (ГВК). Для этого строят карты и профильные разрезы. различного назначения, при этом очень важно, чтобы корреляция изучаемых разрезов была проведена надежно.
Математические модели, задающие основной инструментарий (базовые функции для разложения и восстановления исходного геополяритонного поля) метода ГПЗ, например, вейвлет-разложения или сингулярный спектральный анализ, являются примерами пространственных моделей. Они, во многом, определяют выбор технологии процесса интерпретации. На начальном этапе обработки они, как правило, априорные, могут быть графическими и аналитическими. Далее в процессе обработки геологогеофизической информации априорная пространственная модель уточняется в соответствии с реальными свойствами среды.
Динамические модели служат для геофизического построения тектонических разрывных нарушений.
Интерпретационные модели (графические и аналитические) либо отражают петрофизические связи между геофизическими параметрами и геологическими свойствами среды или между различными геофизическими параметрами, либо служат целям самого интерпретационного процесса. В этой связи они делятся на экспериментальные (обоснованные путем анализа графических данных аппаратурного комплекса, то есть корреляционными связями типа «геофизика–геофизика») и теоретические (основанные на привлечении различных математических методов при решении задач обработки).
К теоретическим интерпретационным моделям, прежде всего, следует отнести модели принятия решений в условиях неопределенности, а также различные стохастические модели, получаемые с помощью методов статистического моделирования. В качестве примера теоретических моделей можно указать на модель выбора наиболее вероятного значения НВК или ГВК пласта из набора вейвлет-разложений, получаемых на различных классах базовых функций.
Экспериментальные интерпретационные модели подразделяются в зависимости от их назначения, то есть геологических свойств объектов, которые необходимо определить в процессе обработки данных ГПЗ (стратиграфия, водонасыщенность, сжатие, растяжение).
Чувствительность и помехоустойчивость БАК обеспечивается с помощью пространственно-когерентную обработки сигнала, или базового метод измерений направления прихода сигнала, как это делается в радиоастрономии.
В результате выполнения программы получены новые данные о распределении электромагнитных полей над тектоническими структурами, выделены ряд локальных неоднородностей земной коры и уточнены схемы структурно-тектонического районирования изучаемой территории.
Первичной информацией для построения геологогеофизических разрезов служат координаты и глубина локальных излучателей. Учет амплитуды и формы аномалий позволяет выделять зоны сжатия и растяжения, разрывные нарушения, слои повышенной пористости и т. д. Для выделения литологических слоев используется также метод равных фаз (внешне результат аналогичный временному разрезу по данным сейсморазведки). В отличие от сейсморазведки, метод ГПЗ позволяет регистрировать прямые признаки углеводородов (аномалия типа «залежь»). Аномалия представлена сочетанием сигналов специфической формы, соответствующей слоям с повышенными коллекторскими свойствами, и наличием серии сигналов примерно с одной и той же глубины, указывающих на наличие контакта углеводород – вода. Тип углеводородов – нефть, газоконденсат, газ – также влияют на форму сигнала.
Проведена первичная обработка полученных данных и построены предварительные геолого-геофизические разрезы в районе вулкана Булганак.
Исследуемая толща достаточно неоднородна по интенсивности излучения. Наибольшая интенсивность излучения характерна для верхних слоев (примерно до глубины 1200 м в центральной части). Эта толща также является существенно неоднородной: слои повышенного излучения чередуются со слоями очень низкого излучения. Особенно заметно это в пределах сопочного поля (кальдеры), а также на краях разреза (верхняя часть отложений P3-N11, неоген).
Далее до глубины порядка 3500 м (в центральной части) расположена зона низкоинтенсивного излучения.
Можно допустить, что здесь преобладают достаточно пластичные глинистые отложения.
Несмотря на низкую интенсивность излучения, здесь достаточно уверенно выделяются геофизические слои, различающиеся, скорее всего, коллекторскими свойствами (водонасыщенностью: открытая пористость и трещиноватость). Показанные на разрезе геофизические слои соответствуют кровле таких отложений.
На больших глубинах интенсивность излучения снова заметно возрастает (вблизи кровли перми).
Можно выделить несколько «этажей» в формировании вулкана. До глубины порядка 3500 м (при движении снизу вверх) уверенно фиксируется купольная структура без проседания, южный край опущен. Однородные геофизические слои прослеживаются вплоть до центральной части.
На глубинах до 2200 м появляются первые признаки проседания вблизи центральной части вулкана. Несмотря на это, однородные геофизические слои по-прежнему прослеживаются достаточно уверенно.
Интервал глубин от 2200 м до 1000 – 1200 м можно назвать переходным. Здесь также еще можно выделить отдельные блоки вмещающих пород, однако, в целом, слои не просматриваются.
На меньших глубинах распределение излучения существенно меняется. Видимо, эта часть является собственно кальдерой, заполненной вулканической брекчией, которая переслаивается субгоризонтальными (с прогибом к центральной части) слоями других пород.
Движение газо-грязевой смеси на большой глубине происходит вдоль разломов. Начиная с некоторой глубины, газо-грязевая смесь поднимается почти вертикально. В некоторых местах по ходу каналов наблюдаются локальные положительные аномалии излучения, выше которых канал уже не прослеживается. Данную аномалию можно трактовать как канал, перекрытый крупными обломками. Так как вулкан сохраняет активность, на этих местах в будущем можно ожидать прорыва извергающейся массы. Вдоль некоторых каналов сформировались субвертикальные зоны повышенного излучения.
Кроме показанных на разрезе нарушений, по краям от сопочного поля фиксируются многочисленные разрывы (на разрезе не показаны), которые, возможно не образуют сплошной плоскости нарушений, тем не менее, они оказывают влияние на распределение свободной воды.
С южной стороны породы являются преимущественно водонасыщенными, наличие ловушек газа можно допустить лишь на глубине более 4000 м. С северной стороны в приразломной зоне имеются признаки скопления углеводородов на глубинах порядка 1600, 2500, 2800, 4100 и 4600 м.
В целом, над известными структурами построенные разрезы правильно отражают геологическое строение участков, полученное другими геофизическими методами и бурением. Наклон литологических слоев, положение грязевых вулканов близки к фактическим. Выделены залежи углеводородов на глубинах до 4,5 км.
В целом, метод ГПЗ позволил получить новые результаты, которые будут полезны для анализа грязевого вулканизма Черного моря и пригодны для практического использования в области нефте- и газоразведки.
Микропроцессорная система автоматического регулирования давления (в дальнейшем - САРД) является программно-техническим комплексом автоматического регулирования, построенным с использованием программируемого логического контроллера САРД (далее по тексту КСАРД) на базе контроллера серии ЭК-2000 или DCS-2000.
САРД предназначена для функционирования в составе системы автоматизации нефтеперекачивающих станций (НПС) или нефтепродуктоперекачивающей станции (ППС) и выполняет следующие функции:
- автоматическое ПИД-регулирование давления на приеме и выходе станции или регулирование в ручном режиме путем управления положением регулирующих органов (заслонок, клапанов и т.п.);
- автоматическая корректировка уставок регулирования и прикрытие регулирующих заслонок при пуске магистрального насосного агрегата;
регистрация и архивация значений технологических параметров (давления на входе, в коллекторе и на выходе станции, положений регулирующих органов);
- обмен информацией с системой автоматизации станции в соответствии с требованиями Заказчика.
Скорость обмена информацией по сети (интерфейс RS-485) может достигать до 576000 бит/с.
В состав САРД входят:
- программируемый логический контроллер КСАРД;
- блок ручного дистанционного управления положением регулирующего органа (БРУ);
- преобразователь частоты общепромышленного применения;
- электропривод регулирующих заслонок (как правило, асинхронный с червячным редуктором);
- датчики избыточного давления на входе, выходе и в коллекторе станции;
- электронный регистратор.
Система автоматического регулирования давления (САРД), как правило, выполняется в напольном шкафу. В шкафу САРД устанавливается КСАРД, БРУ и электронный регистратор.
На лицевой панели устанавливаются:
- панель оператора (как правило, BKDR-16 UniOP), предназначенная для задания режима работы, отображения процессов работы, настройки САРД;
- блок ручного управления, состоящий из ключей выбора режима работы «автоматический – ручной» и кнопок «открыть – закрыть» регулирующую заслонку;
- независимый электронный регистратор с автономным программным обеспечением.
Частотные преобразователи монтируются как в шкафу САРД, так и вне его.
Система САРД выполняется в вариантах управления двумя или тремя регулирующими органами.
По желанию Заказчика в систему САРД может быть включено управление задвижками на входе/выходе регулирующих заслонок, управление «открыть – закрыть» задвижки может осуществляться как с панели оператора, так и от системы автоматики.
Поставщик используемого в САРД электропривода (фирм Schiebel, Rotork, Auma, Drehmo и др.) согласовывается с Заказчиком.
Возможна комплексная поставка САРД с заслонками типа Biffi, Gulde, Vanessa или аналогичные.
Система САРД рассчитана на круглосуточный режим работы при сохранении условий эксплуатации, имеет систему гарантированного электропитания, которая обеспечивает работу ПЛК, первичных и вторичных преобразователей САР давления в течение не менее 1-го часа с момента пропадания основного напряжения питания. По материалу "ЭМИКОН"
Для безопасного хранения СУГ. Резервуары предназначены для безопасного хранения сжиженного углеводородного газа. Резервуары удовлетворяют Директиве 97/23/EG, которой установлены технические требования к оборудованию, работающему под давлением. Оценка соответствия резервуара осуществляется согласно Инструкции 97/23/EU, модулю B+D CE 0036, категории IV.
Технические параметры:
Макс. рабочее давление: 16 бар;
Предельное наполнение: 85 %;
Рабочая температура: -40 ºC /45 ºC;
Рабочая среда: Сжиженный газ согласно DIN 51622 / EN 589
Арматура резервуара. Арматура в стандартном исполнении установлена и испытана на герметичность – предохранительный клапан, уровнемер, впускной клапан, клапан для отбора газовой фазы с манометром и клапан для отбора жидкой фазы. Основная арматура может быть дополнена фланцем для отбора жидкой фазы, в зависимости от цели использования резервуара.
Обработка поверхности. Внутренняя сторона: высушена, без поверхностной обработки. Внешняя сторона резервуара: пескоструйная обработка SA 2,5 и защитное покрытие:
- у подземных и полуподземных резервуаров - эпоксидное покрытие ILAEPOX > 1 мм согласно DIN 4681. Толщина покрытия измерена и покрытие испытано методом неразрушительного пробоя напряжением макс. 25 кВ
- у надземных резервуаров - полиуретановая краска LACOR > 0,120мм, белая (RAL 9010) или светло-зеленая (RAL 6019) По материалу Deltagaz
Измерение дебита скважин. Одним из направлений деятельности ИМС является производство и поставка установок для замера дебита скважин, обеспечивающих учет углеводородного сырья непосредственно со скважины. Данные установки способны производить измерения при пониженном газосодержании, высокой вязкости и многократном пенообразовании нефтегазовой смеси, обеспечивая:
1. Определение массы добытой смеси.
2. Контроль производительности скважин раздельно по нефти, газу, воде.
3. Передачу полученных результатов по каналу связи на диспетчерский пункт.
4. Измерение дебита скважин, объединенных в группы (кусты).
• Основные особенности установки
Нечувствительна к влияющим факторам: изменению давления, температуры и вязкости жидкости, наличию растворенного и свободного газа, пульсациям давления и расхода, режимам течения нефтеводогазовой смеси.
Воспроизводимые СИ единицы физических величин соответствуют принятым во взаиморасчетах между поставщиком и потребителем (тонны, тонны в сутки).
Не оказывает влияния на технологический процесс добычи жидкости из скважины.
Не создает аварийных ситуаций в связи с возможными неисправностями, в том числе провоцирование разрыва трубопровода.
Обеспечивает измерение дебита жидкости при отсутствии попутного нефтяного газа и измерение нефтяного газа при отсутствии жидкости.
Гарантирует представительность отбора проб жидкости.
Классифицируется как рабочее средство измерения с нормированной относительной погрешностью, подтверждаемой при выпуске из производства и в условиях эксплуатации за счет простого и эффективного метрологического обеспечения.
Имеется возможность поставки образцовых средств измерения по каналу измерения массы в комплекте поставки установки.
Имеет локальную поверочную схему, утвержденную Госстандартом РФ, обеспеченную эталонными средствами.
Средства измерений сертифицированы Госстандартом РФ.
Имеется возможность контроля полноты сепарации.
• Принцип действия
Работа установки основана на сепарационном методе согласно п. 8.4.2.2 ГОСТ Р 8.615 - 2005.
Масса сырой нефти измеряется прямым методом динамических измерений.
Содержание воды в сырой нефти (объемная доля) измеряется поточным влагомером.
Объем нефтяного газа определяется прямым методом динамических измерений.
Лаборатория переходных процессов «ИМС» проводит математическое моделирование сложных гидравлических систем на трубопроводном транспорте, результаты которого позволяют определить основные параметры и местоположение систем защиты. К числу проблем, решаемых лабораторией по исследованию переходных процессов в трубопроводах, относятся:
• разработка универсальной математической модели нефтепровода;
• анализ переходных процессов, возникающих в процессе эксплуатации трубопроводов из-за отключения насосных агрегатов на нефтеперекачивающих станциях, открытия / закрытия секущих задвижек и т.д;
• анализ функционирования систем сглаживания волн давления (ССВД) на магистральном трубопроводе;
• определение параметров настройки ССВД;
• выбор оптимальных режимов последовательности запуска НПС и насосных агрегатов;
• исследование запуска и работы нефтепровода на режиме раскачки сбросных ёмкостей;
• разработка принципов технологического управления нефтепроводом при стационарных и переходных процессах;
• выбор оптимальных условий и времени перехода с одного режима транспортировки нефти на другой;
• анализ и выбор местоположения и объемов сбросных ёмкостей на НПС трубопровода и др.
Причины возникновения волн давления:
• Быстрое закрытие задвижек;
• Запуск или остановка, аварийная остановка насосных агрегатов.
Возможные последствия волн давления:
• Осевое разъединение фланцевых соединений;
• Усталостное разрушение труб;
• Нарушение целостности сварных швов;
• Образование продольных трещин в трубах;
• Нарушение соосности насосов и подводящих/отводящих труб;
• Серьезные повреждения трубопроводов и опорных конструкций;
• Повреждение других компонентов трубопроводов, таких, как наливные рукава, шланги, фильтры, сильфоны и т.п.
Системы сглаживания волн давления (ССВД) и защиты от гидроудара (СЗГУ). Данные системы относятся к классу систем защиты магистральных трубопроводов, работающих на жидких средах.
При эксплуатации таких трубопроводов, в момент изменения режима перекачки, расхода по трубопроводу, в нем происходят сложные волновые процессы.
Изменение режима перекачки может быть вызвано открытием/закрытием задвижек и/или изменением режимов работы насосных агрегатов. Наибольшее разрушающее действие оказывают на трубопровод волны повышения давления, возникающие, например, в магистральных нефтепроводах и на нефтеналивных терминалах.
Современные комплексные решения, разработанные и внедренные группой компаний «ИМС» – ССВД, – уже решают проблемы защиты трубопроводов «АК «Транснефть», позволяя существенно увеличить пропускную способность, ресурс и надежность трубопроводных систем.
В состав оборудования входят: регулирующие клапаны, система управления клапанами и система контроля состояния ССВД (СЗГУ), установленные на единой раме. По желанию Заказчика, в комплект оборудования может входить блок-бокс (здание) со всеми необходимыми системами жизнеобеспечения, контроля и сигнализации.
Принцип работы систем основан на своевременном сбросе рабочей жидкости через регулирующие (сбросные) клапаны, расход через которые контролируется и корректируется системой управления.
Клапаны запорно-регулирующие гидравлические «ИМС» в настоящее время нашли широкое применение в системах сглаживания волн давления (ССВД) отечественного производства.
Скорость реакции регулирующих клапанов исчисляется десятками долей секунды, что позволяет в любых ситуациях (штатных и внештатных) стабильно поддерживать требуемые рабочие параметры.
В случае работы регулирующих клапанов в составе ССВД при стационарном режиме перекачки клапаны находятся в закрытом состоянии. При возникновении резкого повышения давления в магистральном нефтепроводе клапаны мгновенно открываются и сбрасывают часть нефти в станционные резервуары, тем самым предотвращая дальнейшее резкое повышение давления сверх заданной величины. Процесс закрытия клапанов зависит от настройки системы управления ССВД, и протекает с плавным уменьшением потока сброса нефти через клапаны в резервуары до его полного закрытия. По материалу «ИМС»
УСН-175 Установки для нижнего слива нефти и нефтепродуктов различных модификаций. Установки УСН-175 и УСН-175-6м предназначены для нижнего слива нефтепродуктов из железнодорожных вагонов-цистерн на нефтеналивных станциях нефтебаз с зоной обслуживания 4 и 6 метров соответственно.
Установки с пароподогревом УСНПп-175 и УСНПп-175-6м предназначены для нижнего слива нефтепродуктов из железнодорожных вагонов-цистерн с универсальными сливными приборами с использованием пара для разогрева нефтепродукта с зоной обслуживания 4 и 6 метров соответственно. Максимальное давление пара в паровой рубашке не более 0,2 МПа (2,0 кгс/см²).
Плавающие захваты обеспечивают плотное соединение присоединительной головки.
Усовершенствованные двухрядные шарниры с наплавленной дорожкой из нержавеющей стали делают подшипниковые узлы суперстойкими к износу и обеспечивают максимальную долговечность работы изделия.
ФЖУ-25 и ФЖУ-40 Фильтр жидкостный универсальный. Фильтры ФЖУ (далее - фильтры) предназначены для очистки от механических примесей ньютоновских неагрессивных жидкостей с кинематической вязкостью от 0,55 до 300 мм²/с (сСт), в стационарных технологических установках, наземных передвижных средствах заправки и перекачивания нефтепродуктов.
Новые типоразмеры ФЖУ имеют сварную стальную конструкцию.
МПУ-0,7/1,7-4-А, МПУ-0,7/2,3-5-А Мостик переходной универсальный с амортизатором. Мостик переходной универсальный МПУ-0,7 (далее - мостик), предназначен для перехода людей со сливо-наливной железнодорожной эстакады на вагон-цистерну.
Особенности конструкции позволяют использовать мостик в диапазоне от +30° вверх, и -15° вниз от горизонтали, при этом ступени сохраняют горизонтальное положение.
Мостики могут комплектоваться механизмом продольного перемещения МПП для удобного доступа к горловине цистерны. По материалу Армавирского опытного машиностроительного завода
Массовые кориолисовые расходомеры и плотномеры Micro Motion. Кориолисовые расходомеры и плотномеры предназначены для прямого измерения массового расхода, плотности, температуры, вычисления объемного расхода жидкостей, газов и взвесей. Все измерения выполняются в реальном времени. Какого либо дополнительного оборудования для измерений не требуется. Кроме высокой точности и повторяемости результатов измерений, сенсоры кориолисовых расходомеров характеризуются низкой стоимостью эксплуатации. Сенсоры не накладывают особых требований по монтажу, не требуют прямолинейных участков или специального оборудования для формирования потока, в них нет движущихся деталей.
Широкий набор преобразователей включает модели, сконструированные на основе MVD™ технологии (Multi Variable Digital цифровая многопараметрическая) и предназначены для установки в опасных зонах, требующих обеспечения взрывобезопасности, а также модели, которые интегрально монтируются на сенсоре. Преобразователи поддерживают коммуникаци онные протоколы HART®, Modbus®, FOUNDATION™ fieldbus и Profibus.
ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ КОРИОЛИСОВЫХ РАСХОДОМЕРОВ И ПЛОТНОМЕРОВ
▪ Измерение массового расхода
Кориолисовый расходомер состоит из датчика расхода (сенсора) и преобразователя. Сенсор напрямую измеряет расход, плотность среды и температуру сенсорных трубок. Преобразователь конвертирует полученную с сенсора информацию в стандартные выходные сигналы.
Сборки магнитов и катушек соленоидов, называемые детекторами, установлены на сенсорных трубках.
Катушки смонтированы на одной трубке, магниты на другой.
Каждая катушка движется сквозь однородное магнитное поле постоянного магнита. Сгенерированное напряжение от каждой катушки детектора имеет форму синусоидальной волны. Эти сигналы представляют собой движение одной трубки относительно другой.
Измеряемая среда, поступающая в сенсор, разделяется на равные половины, протекающие через каждую из сенсорных трубок. Движение задающей катушки приводит к тому, что трубки колеблются вверх вниз в противоположном направлении друг к другу.
Как результат изгиба сенсорных трубок генерируемые детекторами сигналы не совпадают по фазе, так как сигнал с входного детектора запаздывает по отношению к сигналу с выходного детектора.
Разница во времени между сигналами (ΔT) измеряется в микросекундах и прямо пропорциональна массовому расходу. Чем больше ΔT, тем больше массовый расход.
▪ Измерение плотности
Соотношение между массой и собственной частотой колебаний сенсорной трубки это основной закон измерения плотности в кориолисовых расходомерах.
В рабочем режиме задающая катушка питается от преобразователя, при этом сенсорные трубки колеблются с их собственной частотой. Как только масса измеряемой среды увеличивается, собственная частота колебаний трубок уменьшается; соответственно, при уменьшении массы измеряемой среды, собственная частота колебаний трубок увеличивается.
Частота колебаний трубок зависит от их геометрии, материала, конструкции и массы. Масса состоит из двух частей: массы самих трубок и массы измеряемой среды в трубках. Для конкретного типоразмера сенсора масса трубок постоянна. Поскольку масса измеряемой среды в трубках равна произведению плотности среды и внутреннего объема, а объем трубок является также постоянным для конкретного типоразмера, то частота колебаний трубок может быть привязана к плотности среды и определена путем измерения периода колебаний.
Частота колебаний измеряется выходным детектором (рис.6) в циклах в секунду (Гц). Период колебаний, как известно, обратно пропорционален частоте. Измерить время цикла легче, чем считать количество циклов, поэтому преобразователи вычисляют плотность измеряемой жидкости, используя период колебаний трубок в микросекундах. Плотность прямо пропорциональна периоду колебаний сенсорных трубок.
Когда расход отсутствует, синусоидальные сигналы, поступающие с детекторов, находятся в одной фазе.
При движении измеряемой среды через сенсор проявляется физическое явление, известное как эффект Кориолиса. Поступательное движение среды во вращательном движении сенсорной трубки приводит к возникновению кориолисового ускорения, которое, в свою очередь, приводит к появлению кориолисовой силы. Эта сила направлена против движения трубки, приданного ей задающей катушкой, т.е. когда трубка движется вверх во время половины ее собственного цикла, то для жидкости, поступающей внутрь, сила Кориолиса направлена вниз. Как только жидкость проходит изгиб трубки, направление силы меняется на противоположное. Таким образом, во входной половине трубки сила, действующая со стороны жидкости, препятствует смещению трубки, а в выходной способствует. Это приводит к изгибу трубки.
Когда во второй фазе вибрационного цикла трубка движется вниз, направление изгиба меняется на противоположное.
Сила Кориолиса и, следовательно, величина изгиба сенсорной трубки прямо пропорциональны массовому расходу жидкости. Детекторы измеряют фазовый сдвиг при движении противоположных сторон сенсорной трубки. По материалу "МЕТРАН"
Измеритель расхода и обводненности нефти проточный ПИРОН. Предназначен для автоматизированного сбора, обработки и хранения информации на нефтедобывающих скважинах, ГЗУ, контроля давления и температуры жидкости, измерения дебита нефтедобывающих скважин, определения процентного содержания нефти и воды в добытой жидкости без сепарирования сопутствующего газа и передачи значений параметров на диспетчерский пункт.
Измеритель изготавливается в соответствии с требованиями на взрывозащищенное электрооборудование группы II.
Измеритель состоит из блока сопряжения (БС) и соединенного с ним посредством многожильного кабеля блока измерения и обработки сигналов (БИОС).
БИОС размещается непосредственно во взрывоопасной зоне. Оболочка имеет степень защиты IP54 по ГОСТ 14254.
БС располагается вне взрывоопасной зоны и имеет общепромышленное исполнение, степень защиты IP30 по ГОСТ 14254.
Материалы, контактирующие с измеряемой средой, сталь 12Х18Н10Т.
Взрывозащищенная оболочка выдерживает давление 1,0 МПа (10 кгс/см2)
Измеритель обеспечивает следующие характеристики при вязкости жидкости до 400 сСт и температуре скважинной жидкости +5° ..+60°С:
контроль избыточного давления в нефтепроводе до 4 МПа (40 кгс/см2) с погрешностью не более 2%;
потерю давления при максимальном расходе и вязкости нефти не более 50кПа (0,5 кгс/см2);
контроль температуры от минус 10° до плюс 90°С с погрешностью не более 2%;
измерения расхода жидкости в диапазоне 0-60 м3/сут (условный проход 50мм) с погрешностью не более 2,5%;
измерение процентного состава воды в добываемой жидкости в переделах от 0 до 100% с погрешностью не более 3%.
вычислять количество добытой нефти за сутки
вычислять количество воды за сутки
производить предварительную обработку информации и передавать ее по выделенному модемному каналу на диспетчерский пункт
выходной сигнал по стандарту RS-232, RS-485
Измеритель сохраняет и накапливает информацию о скважине при пропадании связи до 15 суток
Напряжение питающее сети 220 (+20-40)В, 50 Гц±1%
Максимальная потребляемая мощность не более 200 Вт.
Режим работы датчика – длительный.
Измеритель сохраняет работоспособность при температуре окружающее среды от минус 40° до +50°С, и влажности до 95 (±3)% при температуре плюс 35 (±3)С.
КОМПЛЕКТ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО УПРАВЛЕНИЯ НАСОСНЫМ АГРЕГАТОМ КНС (БКНС, ДНС) ”КТС-КАНАЛ”. Предназначен для автоматизации контроля и управления оборудованием насосных станций (КНС, БКНС, ДНС), автоматического сбора, обработки и передачи телеметрической информации.
Система обеспечивает:
пуск и остановку насосных агрегатов в режиме ручного местного управления и дистанционного с диспетчерского пункта;
контроль состояния узлов насосного агрегата и включение по заданному алгоритму;
контроль и защиту работающих насосных агрегатов путем отключения агрегата при несоответствии контролируемого параметра по заданному алгоритму;
передачу на диспетчерский пункт информации:
- состояния агрегатов насосной станции;
- значения давления воды на входе и выходе насоса;
- значения давления в маслосистеме;
- значения виброускорения агрегата;
- значения температуры узлов установки;
- информации с блока гребенок;
- параметров общей безопасности КНС;
- информации о причине отключения оборудования КНС.
Технические средства системы обеспечивают измерение следующих технологических параметров:
температура:
- подшипников до 60-70°С; двигателя насоса до 120°С;
- масла до 70°С; жидкости до 70°С;
- помещения от -40°С до +60°С.
давление:
- на входе насоса 0-4,0 МПа;
- на выходе насоса 0-25 МПа;
- в маслосистеме 0-0,4 МПа.
вибрация установки до 50 м/с2.
контроль следующих параметров:
- утечка сальников;
- затопление станции;
- состояние задвижки на входе и на выходе;
- состояние электродвигателя вентилятора.
Условия эксплуатации:
- коррозийная устойчивость - группа 5 по ГОСТ 15150-69;
- механические воздействия для датчиков М6, для аппаратуры М13 по ГОСТ17516.1
- степень защиты IР54 по ГОСТ 14254-80.
- климатические факторы - группа УХЛ3.1 по ГОСТ 15150-69.
Датчик давления. Предназначен для использования в качестве технологического средства контроля и измерения давления неагрессивных сред в нефтедобывающей и других отраслях промышленности и не относится к государственной системе промышленных приборов и средств автоматизации (ГСП).
ДД изготавливается в соответствии с требованиями на взрывозащищенное электрооборудование группы II.
Измеряемая среда – жидкости и газы, сохраняющие свое агрегатное состояние от минус 40° до плюс 50°C.
Верхний предел измерения давления, МПа (кгс/см2): от 0,4 (4) до 60 (600) для разных разновидностей.
Основная приведенная погрешность измерения в нормальных условиях – не более 1%
Выходной сигнал постоянного тока 4-20 мА
Напряжение электрического питания 12-36 В.
Сопротивление нагрузки 0-1200 Ом.
Потребляемая мощность не более 1,0 Вт
Режим работы датчика – длительный.
Датчик вибрации. Предназначен для использования в качестве технологического средства контроля и измерения вибрации в нефтедобывающей и других отраслях промышленности и не относится к государственной системе промышленных приборов и средств автоматизации (ГСП).
ДВ изготавливается в соответствии с требованиями на взрывозащищенное электрооборудование группы II.
Диапазон измерения амплитуды виброускорения, м/с2: 50, 100, 150
Основная приведенная погрешность измерения в нормальных условиях – не более 20%
Выходной сигнал постоянного тока 4-20 мА
Напряжение электрического питания 12-36 В.
Сопротивление нагрузки 0-1200 Ом.
Потребляемая мощность не более 1,0 Вт
Режим работы датчика – длительный.
Датчик температуры. Предназначен для использования в качестве технологического средства контроля и измерения температуры в нефтедобывающей и других отраслях промышленности и не относится к государственной системе промышленных приборов и средств автоматизации (ГСП).
Диапазон измерения температуры: от минус 20°..+120°С; минус 50°..+50°С в зависимости от применяемого термопреобразователя
Основная приведенная погрешность измерения в нормальных условиях – не более 0,5%
Выходной сигнал постоянного тока 4-20 мА
Напряжение электрического питания 12-36 В.
Сопротивление нагрузки 0-1200 Ом.
Потребляемая мощность не более 1,0 Вт
Режим работы датчика – длительный. По материалу ОАО "Альметьевский завод "Радиоприбор"
Оплата труда водителей бензовозов Черноземья выросла после установки системы Omnicomm. Компания Omnicomm («Омникомм») осуществила внедрение системы мониторинга транспорта в автопарке «Воронежской Топливной Компании» (ВТК). Работы по оборудованию транспорта производились компанией «Омникомм-Сервис»....
1 Наземная каротажная станция. Каротажная станция «Интегра» (ILS-AB)
Каротажная станция «Интегра» является мощной полевой системой регистрации и обработки данных. Система может работать в комплексе с цифровыми скважинными приборами компании Tucker Technologies, регистрировать, обрабатывать и выдавать качественную каротажную информацию.
Архитектура с применением процессоров Intel® и операционной системы Linux® обеспечивает регистрацию данных в режиме реального времени.
Каротажная станция «Интегра» может получать замеряемые параметры от широкого ассортимента измерительных скважинных приборов, регистрировать глубину и отслеживать натяжение канатно-кабельной линии. Возможно осуществление передачи данных в офис заказчика или в центральную базу данных.
Каротажная станция «Интегра» компонуется как система из двух модулей, объединяя две независимые регистрирующих и обрабатывающих системы, повышая тем самым ее гибкость и обеспечивая многозадачность. Одна система может записывать получаемые данные, в то время как другая – производить их обработку.
2 Гамма-каротаж/телеметрия.
▪ Скважинный прибор GRT/-EA (гамма-каротаж / телеметрия / измерение удельного сопротивления бурового раствора)
Гамма-каротаж/телеметрия с измерением удельного сопротивления бурового раствора ……….… 12000 – 4606
Прибор GRT является прибором для гамма-каротажа, измеряет естественный сигнал гамма-излучения породы. Данный прибор (зонд спектрального гамма-каротажа с возможностью дистанционного измерения) (см. стр 7) должен размещаться в самой верхней части приборной компоновки, если в составе компоновки нет прибора АМТ (вспомогательного прибора для измерения удельного сопротивления и температуры бурового раствора и натяжения на кабельной головке (AMT – стр. 39). В случае наличия прибора AMT, он должен размещаться в самой верхней части приборной компоновки.
Измерение удельного сопротивления и температуры бурового раствора в режиме реального времени позволяет оперативно вносить необходимые изменения в работе комплекса.
Прибор GRT-EA является скважинным телеметрическим контроллером каротажной станции «Интегра». Прибор может использоваться совместно со всем ассортиментом приборов каротажа открытого ствола производства компании Tucker Technologies (TTI).
В приборе GRT-EA применяется стабилизирующий источник 50-микрокюри (μCi) Am 241 для спектральной и высоковольтной стабилизации.
▪ Скважинный прибор GRT/-FA (спектральный гамма-каротаж / дистанционные измерения / измерение удельного сопротивления бурового раствора)
Спектральный гамма-каротаж/телеметрия с измерением удельного сопротивления бурового раствора … 12000 – 4607
Прибор GRT-FA является прибором для гамма-каротажа, измеряет естественный сигнал гамма-излучения породы и объемную концентрацию калия, урана и тория. Прибор GRT-FA является скважинным телеметрическим контроллером каротажной станции «Интегра».
Данный прибор, или прибор гамма-каротажа (см. стр 5) должен размещаться в самой верхней части приборной компоновки, если в составе компоновки нет прибора АМТ (вспомогательного прибора для измерения удельного сопротивления и температуры бурового раствора и натяжения на кабельной головке (AMT – стр. 39)). В случае наличия прибора AMT, он должен размещаться в самой верхней части приборной компоновки.
Измерение удельного сопротивления и температуры бурового раствора в режиме реального времени позволяет оперативно вносить необходимые изменения в работе комплекса.
Прибор GRT-FA работает в качестве скважинного контроллера совместно с другими скважинными приборами как компонент каротажной станции «Интегра».
В приборе GRT-FA применяется стабилизирующий источник 50-микрокюри (μCi) Am 241 для спектральной и высоковольтной стабилизации.
3 Удельное сопротивление
▪ Скважинный прибор PIT-CB (фазированная индукция / сферическая фокусировка)
Прибор PIT служит для измерения R и X индукционных сигналов, при глубокой и средней индукции. Также проводится каротаж собственного потенциала, каротаж со сферической фокусировкой и измеряется температура. Данный прибор улучшает термостабильность зонда. Повышенная чувствительность электроники обеспечивает лучший подсчет коэффициента удельного сопротивления мкСм. Измерения R и X сигналов необходимы для повышение отдачи маломощных пластов и лучшей индукционно-резистивной коррекции.
Прибор PIT работает совместно с другими скважинными приборами для работы в открытом стволе, производимыми компанией TTI. Прибор PIT должен быть самым нижним в приборной компоновке.
▪ Прибор двухзондового бокового каротажа DLT-AB
Прибор DLT-AB служит для проведения каротажа сопротивлений с длинным зондом (LLD) и измерения удельного сопротивления ближней части пласта (LLS). В нормальных условиях величина LLS является суммарной величиной сопротивлений зоны проникновения фильтрата бурового раствора, зоны инфильтрации и зоны, куда фильтрат бурового раствора не проник. На величину LLD оказывают влияение сопротивление всех вышеупомянутых зон, но в основном зоны, куда фильтрат бурового раствора не проник. Для точности измерения требуется, чтобы большая часть показаний была получена от ненарушенного пласта. Следовательно, удельное сопротивление бурового раствора должно быть ниже относительно удельного сопротивления пласта.
Прибор работает совместно с другими скважинными приборами, производимыми компанией TTI.
При работе совместно с прибором MST (стр. 14), прибор MST заменяет DLE в качестве нижнего электрода.
Для обеспечения регистрации корректных показаний, данный прибор должен применяться вместе с двойным каротажным переходником-подвеской DBA-BA.
СКВАЖИННЫЕ УСЛОВИЯ. Открытый ствол, скважина заполненная жидкостью. Скважинный прибор двухзондового бокового каротажа не может осуществлять измерения в непроводящей среде, такой как буровой раствор на нефтяной основе. В скважинах большого диаметра прибор рекомендуется центровать.
Прибор следует применять, если буровой раствор имеет большую проводимость относительно пластовой воды, т.е. Rmf/Rw<2. Ввиду того, что точность работы прибора DLT тем выше, чем выше удельное сопротивление, использование свежего бурового раствора с удельным сопротивлением выше 200 Ом является предпочтительным. Применяйте прибор в граничных скважинах буровых скважин большого диаметра (более 12 дюймов) или при большой глубине исследований (более 40 дюймов).
▪ Скважинный прибор MST-DB для проведения микросферически фокусированного каротажа
Прибор микросферически фокусированного каротажа предназначен для исследования сопротивления зоны проникновения фильтрата бурового раствора. Данное исследование имеет практическое применение в различающихся подвижных углеводородах. Применяемый в сочетании с зондами глубинного и среднего индукционного каротажа, прибор MST помогает в правильной оценке удельного сопротивления Rt (удельного
Серия сообщений "Беспилотные летательные аппараты":беспилотники, БЛА, БПЛА
Часть 1 - ЛЕТАЮЩИЙ РОБОТ
Часть 2 - Авиароботы для видеосъёмки с высоты (Часть III)
...
Часть 26 - Технические характеристики ДПЛА "ТП-3"
Часть 27 - Цельнометаллический золотой беспилотный самолёт
Часть 28 - Поиски скоплений углеводородов методом геополяритонного зондирования на базе использования беспилотной техники
Часть 29 - Доставка беспилотниками блюд ресторанной кухни в дачные посёлки
Часть 30 - Техническое обслуживание беспилотников - тоже непростая задача
...
Часть 39 - Беспроводная передача электроэнергии
Часть 40 - ЛЕТАЮ, ВИЖУ, СНИМАЮ: винтокрылые шпионы
Часть 41 - Поддержат ли человекоподобные роботы-компаньоны людей с инвалидностью? Часть 24-я
