коммерческие узлы учета нефти

Система измерения качества нефти СИКН

Компания «Системы нефть и газ» является одним из признанных лидеров в области коммерческого учета жидких и газообразных углеводородов. Специалисты нашей метрологической службы имеют большой опыт научной и практической работы в области метрологии, разработки новейших средств измерений, эталонных испытательных стендов, законодательных нормативных документов по метрологии и достаточно часто привлекаются в качестве экспертов при разработке отраслевых стандартов и нормативных документов. Наша производственная база оснащена современными лабораториями для проведения калибровки и поверки средств измерений, используемых как в наших проектах, так и в проектах других производителей.

СИКН и СИКНП: основные функции

СИКН (система измерений количества и показателей качества нефти) и СИКНП (система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов) обеспечивают:

СИКН и СИКНП представляют собой комплекс в заводской готовности, состоящий из следующих функциональных компонентов:

Технологический комплекс СИКН и СИКНП состоит из ряда блоков:

СИКН (система измерений количества и показателей качества нефти) применяется для автоматизированных измерений массы и определения качества природного сырья. Эти измерения проводятся для получения максимально точных сведений при проведении торгово-расчетных операций между поставщиком природного сырья и принимающей стороной. Учет обеспечивается как прямым, так и косвенным методом динамических измерений. К тому же эта система позволяет определить качественные показатели нефти при проведении учетно-расчетных операций приема и сдачи нефти, которые проводятся прямо на объектах добычи сырья.

Блок реализованные проекты

Заказчик: ОАО «Уралсибнефтепровод»

Системы измерений качества нефти Черкасского нефтепроводного управления (6 СИКН) и АСУТП для ПСП Уфимского НПЗ

Заказчик: ООО СМНП «Козьмино»

На нефтеналивном морском терминале

Заказчик: ООО «Нарьянмарнефтегаз»

Система измерений качества нефти 817 ЦПС «Южное-Хыльчую» (СИКН)

Заказчик: ООО «НОВАТЭК-Усть-Луга»

5 СИКНП Комплекс по фракционированию и перевалке стабильного газового конденсата в порту Усть-Луга

Заказчик: ООО «Газпромнефть Новый Порт»

Учет жидких углеводородов (СИКН) 3измерительные линии: 2 рабочие, 1 резервно-контрольная

Заказчик: ОАО «АК»Транснефть»

Заказчик: ООО «НОВАТЭК Усть-Луга»

Блок измерения количества и показателей качества нефтепродуктов

Источник

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1 Настоящая рекомендация устанавливает основные положения о порядке проведения коммерческого учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях, заключающегося в количественном определении с нормированной погрешностью массы нетто сырой (неподготовленной) нефти методом прямых измерений с помощью массовых расходомеров и объемно-массовым динамическим методом косвенных измерений.

1.2 Рекомендация может быть использована предприятиями и организациями нефтяной отрасли при разработке и реализации технических заданий и проектов узлов учета сырой нефти (УУСН), методик выполнения измерений (МВИ) массы нетто сырой нефти, а также при организации внутрихозяйственного (оперативного) учета сырой нефти.

1.3 Рекомендацию применяют совместно с другими нормативными и методическими документами, распространяющимися на УУСН и МВИ.

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

2.1 При разработке рекомендации использованы следующие законодательные акты и нормативные документы:

Закон Российской Федерации «Об энергосбережении», 1996 г.

ГОСТ 33-2000 (ИСО 3104-94). Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости

ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99). Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров

ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности

ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей

ГОСТ 9965-76 Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия

ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей

ГОСТ 26976-86 Нефть и нефтепродукты. Методы определения массы

ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений

ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах АРI ареометром

ПP 50.2.006-94 ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений

ПP 50.2.009-94 ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений

РД 153-39.4-042-99 Инструкция по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерении количества и показателей качества нефти

РД 39-5-649-81 Правила ввода в промышленную эксплуатацию систем измерений количества нефти

РД 39-0147035-225-88 Инструкция по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр

МИ 2482-98 ГСИ. Узлы учета сырой нефти коммерческие. Порядок определения суммарной погрешности

МИ 2153-2001 ГСИ. Плотность нефти. Требования к методике выполнения измерений ареометром при учетных операциях

МИ 2379-96 ГСИ. Давление насыщенных паров. Методика выполнения измерений

МИ 2575-2000 ГСИ. Остаточное газосодержание. Методика выполнения измерений

МИ 2267-93 ГСИ. Обеспечение эффективности измерений при управлении технологическими процессами. Метрологическая экспертиза технической документации

МИ 2415-97 ГСИ. Качество нефти. Нормируемые метрологические характеристики анализаторов и нормы погрешности измерений показателей

МИ 2632-2001 ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициентов объемного расширения и сжимаемости. Методы и программы расчета

ТУ 39-1435-89 Нефть для транспортирования потребителям. Технические условия

ТУ 39-1623-93 Нефть российская, поставляемая для экспорта. Технические условия

3 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

4 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

4.1 Настоящая рекомендация устанавливает требования к условиям обеспечения достоверности и заданной точности коммерческого учета массы нетто нефти по аттестованным в установленном порядке МВИ с применением УУСН, прошедших испытания с целью утверждения типа и внесенных в Государственный реестр средств измерений.

4.2 При подготовке к проведению коммерческого учета сырой нефти выполняют следующие условия:

4.2.1 При разработке МВИ массы нетто сырой нефти и проектировании УУСН учитывают условия измерений, влияющие на погрешность измерений массы нетто нефти.

4.2.2 Разработку ТЗ на УУСН осуществляют одновременно с разработкой ТЗ на МВИ массы нетто нефти.

4.2.3 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти на вновь разрабатываемые и проектируемые УУСН устанавливают на основе технико-экономического анализа.

4.2.4 К пробоотборной системе УУСН предъявляют дополнительные требования, изложенные в настоящей рекомендации.

4.2.5 Осуществляют авторский надзор за реализацией проектов УУСН со стороны разработчика.

4.2.6 Состав УУСН определяют выбранным методом измерений массы нетто нефти при разработке проектов новых УУСН или определяют по составу УУСН метод измерений массы нетто нефти при использовании серийных, а также реконструируемых и модернизируемых УУСН.

5 ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА СЫРОЙ НЕФТИ НА НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ (РЕГИОНА НЕФТЕДОБЫЧИ)

Данный документ является неотъемлемой частью договора на подготовку, транспортировку и откачку товарной нефти.

5.2 Регламент (положение) устанавливает:

5.2.1 Метрологические службы предприятий, осуществляющих весь комплекс мер по определению массы нетто нефти и балласта, а также подготовленной товарной нефти; контроль за состоянием УУСН предприятий.

5.2.2 Порядок, перечень и формы документов, обеспечивающих:

а) ежесуточный учет массы нетто нефти по УУСН и предприятию в целом;

б) ежедекадный или ежемесячный баланс по массе нетто нефти предприятий;

г) определение дисбаланса по товарно-технологическому парку предприятия-приемщика нефти и распределение объемов сданной нефти между нефтедобывающими предприятиями с учетом переданных объемов нефти, дисбаланса, утечек сырой нефти из нефтепроводов предприятий, на балансе которых последние находятся, а также с учетом поправочных коэффициентов к массе нетто сданной нефти по каждому УУСН. Значение поправочного коэффициента к массе нетто сданной нефти по каждому УУСН определяют в зависимости от пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти УУСН, результатов проверок работы УУСН и других факторов, изложенных в регламенте (положении).

6 ВЫЧИСЛЕНИЕ МАССЫ НЕТТО НЕФТИ

6.1 Вычисление массы нетто нефти проводят по формулам (1) и (9).

6.2 При использовании объемно-массового динамического метода косвенных измерений с применением объемных преобразователей расхода (турбинных, лопастных и др.) определяют объем сырой нефти в рабочих условиях, объемную долю воды в ней, коэффициенты, учитывающие влияние температуры, давления, растворенного и свободного газа, плотность обезвоженной дегазированной нефти, массовые доли хлористых солей и механических примесей в ней.

Вычисление массы нетто нефти проводят по формуле

6.2.1 Измерения объемной доли воды в сырой нефти проводят поточным автоматическим влагомером или лабораторным методом по аттестованным в установленном порядке МВИ.

Вычисление объемной доли воды в сырой нефти при измерениях лабораторным методом проводят по формуле

При измерениях содержания воды в нефти по ГОСТ 2477 пересчитывают полученный по результатам анализа объем воды в пробе на объем пластовой воды.

6.2.2 Коэффициент Kt определяют по формуле

6.2.3 Коэффициент Кр определяют по формуле

6.2.4 Коэффициент Ксг определяют по формуле

(5)

6.2.5 Коэффициент Крг определяют по формуле

(6)

(7)

Плотность растворенного и свободного газа в жидкости измеряют по аттестованной в установленном порядке МВИ путем отбора пробы сырой нефти на УУСН и последующего ее разгазирования в соответствии с РД 39-0147035-225;

6.2.7 Массовую долю механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти W п определяют по ГОСТ 6370.

6.2.8 Массовую долю хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти W_xc определяют по формуле

(8)

6.3 При использовании объемно-массового динамического метода косвенных измерений с применением объемных преобразователей расхода в комплексе с поточным плотномером, а также при использовании метода прямых измерений с применением на УУСН массовых расходомеров массу нетто нефти вычисляют но формуле

6.3.1 При использовании объемно-массового динамического метода косвенных измерений с применением объемных преобразователей расхода в комплексе с поточным плотномером массу сырой нефти определяют по формуле

6.3.2 Массовую долю воды в сырой нефти вычисляют по формуле

(11)

Объемную долю воды в сырой нефти измеряют поточным влагомером в рабочих условиях или определяют лабораторным методом. Вычисление объемной доли воды в сырой нефти при измерениях лабораторным методом проводят по формуле (2).

6.3.3 Массовую долю свободного газа в сырой нефти вычисляют по формуле

(12)

6.3.4 Массовую долю растворенного газа в сырой нефти вычисляют по формуле

(13)

6.4. При использовании метода прямых измерений с применением массовых расходомеров массу сырой нефти определяют по данным суммирующего устройства (блока обработки информации).

7 ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

7.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти при использовании объемно-массового динамического метода косвенных измерений с применением объемных преобразователей расхода определяют по формуле

(14)

7.2 Погрешности измерений при использовании объемно-массового динамического метода косвенных измерений с применением объемных преобразователей расхода.

7.2.1 Пределы составляющей допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, обусловленной допускаемой абсолютной погрешностью измерений объемной доли воды в сырой нефти, определяют по формуле

(15)

7.2.3 Пределы составляющей допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, обусловленной погрешностью измерений концентрации растворенною газа d _рг с учетом МИ 2575, определяют по формуле:

(16)

(17)

7.2.4 Пределы составляющей допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, обусловленной абсолютной погрешностью измерений температуры, определяют по формуле

7.2.5 Пределы составляющей допускаемой относительной погрешности измерений массы не по нефти, обусловленной погрешностью измерений давления, определяют по формуле

d р = F ´ D Р_и ´ 100. (19)

7.2.6 Пределы составляющей допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, обусловленной погрешностью измерений доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, принимают равными пределам допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли хлористых солей в ней и определяют по формуле

(20)

7.3 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти при использовании объемно-массового динамического метода косвенных измерений с применением объемных преобразователей расхода в комплексе с поточным плотномером и при использовании метода прямых измерений с применением на УУСН массовых расходомеров определяют по формуле

(21)

7.3.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти при использовании объемно-массового динамического метода косвенных измерений с применением объемных преобразователей расхода, в комплексе с поточным плотномером определяют по формуле

(22)

7.3.2 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти при использовании прямого метода с применением массовых расходомеров принимают равными пределам их допускаемой относительной погрешности измерений.

7.3.3 Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли воды в сырой нефти определяют по формуле

(23)

7.3.4 Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли свободного газа в сырой нефти определяют по формуле

(24)

7.4 Дополнительные погрешности измерений

В процессе разработки МВИ и проектирования УУСН исключают возможное проявление ряда дополнительных систематических и случайных погрешностей измерений, для чего выполняют следующие условия:

7.4.1 При разработке МВИ плотности дегазированной обезвоженной нефти предусматривают стабильное состояние нефти, для чего в процессе подготовки к выполнению измерений плотности исключают неполное дегазирование нефти или чрезмерное удаление ее фракций.

7.4.2 Изменение значений объемных долей свободного и растворенного газа в сырой нефти между двумя периодическими измерениями, регламентированными МВИ массы нетто нефти, устанавливают в границах, не превышающих пределов допускаемой погрешности измерений указанных параметров.

7.4.3 При поверке массовых расходомеров УУСН с помощью прувера и эталонного плотномера среднюю скорость потока сырой нефти на входе пробозаборного зонда устанавливают равной средней скорости основного потока в месте отбора сырой нефти.

7.4.4 Пробоотборную систему УУСН аттестуют по утвержденной методике (например, по методике ГНМЦ ВНИИР), соответствующей следующим основным требованиям:

а) отбираемая пробоотборной системой на узел (блок) качества часть потока сырой нефти соответствует по составу основному потоку сырой нефти на УУСН;

б) минимальное число циклов срабатывания автоматического пробоотборника в течение суток устанавливают в зависимости от вида функции флюктуации объемной доли воды в сырой нефти на УУСН;

7.5 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти

7.5.1 Значение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти обосновывают на стадии разработки ТЗ на МВИ массы нетто нефти и на проект УУСН на основе технико-экономического анализа в зависимости от условий измерений, выбранного метода измерений и метрологических характеристик средств измерений УУСН.

7.5.2 Значение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти на УУСН устанавливают в МВИ массы нетто нефти и в нормативных документах на МВИ на основе МИ 2482.

8 ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА СЫРОЙ НЕФТИ

8.1 Коммерческий учет сырой нефти проводят по аттестованной в установленном порядке МВИ массы нетто сырой нефти на автоматизированных узлах учета сырой нефти, имеющих сертификат об утверждении их типа (серийного или индивидуального образца) и принятых в эксплуатацию в установленном порядке. Примеры оформления технических заданий на проектирование УУСН и разработку МВИ массы нетто нефти приведены в приложениях 4 и 5. Paзpaбoтку конструкторской документации и проектов УУСН осуществляют на основе «Рекомендаций по проектированию узлов учета сырой нефти» (АО «Нефтеавтоматика»).

8.2 Средства измерений (СИ), входящие в состав УУСН, а также используемые для измерений параметров нефти согласно МВИ, имеют сертификат об утверждении их типа (или действующее свидетельство о метрологической аттестации) и прошли очередную поверку. Перечень СИ и оборудования для УУСН приведен в приложении 6. Периодичность поверки средств измерений соответствует межповерочным интервалам, установленным при утверждении типов СИ, РД 153-39.4-042.

8.3 Преобразователи расхода УУСН поверяют в соответствии с документами на методики поверки, утвержденными в установленном порядке, на месте эксплуатации с помощью эталонных СИ, технические характеристики которых соответствуют условиям поверки и измерений на УУСН.

8.4 Состав СИКН УУСН, технические и метрологические характеристики СИ и оборудования, входящего в состав СИКН, соответствуют проекту или конструкторской документации (КД) на УУСН, разработанным на основании технического задания, настоящей рекомендации, рекомендаций по проектированию коммерческих УУСН. Рабочий проект на коммерческий УУСН подлежит метрологической экспертизе в ГНМЦ ВНИИР или в другом специализированном в данной области ГНМЦ Госстандарта России.

8.5 Ответственность за техническое состояние и метрологическое обеспечение УУСН несет его владелец. Взаимоотношения между сдающей и принимающей стропами, между владельцем УУСН и организацией, проводящей его обслуживание, определяют в договоре.

На основании КД, проекта на УУСН, инструкции по эксплуатации СИ и оборудования владелец УУСН разрабатывает и согласовывает с партнерами по поставке нефти «Инструкцию по эксплуатации УУСН» для конкретного УУСН, учитывающую условия эксплуатации и регламентирующую условия, изложенные в МВИ массы нетто сырой нефти.

8.6 Требования к погрешности СИ, применяемых на УУСН, приведены в таблице 1.

* Наименование СИ, входящих в состав СИКН УУСН

Источник

Комплексный учет нефтепродуктов при отгрузке в магистральные трубопроводы. Преимущества измерения с помощью кориолисовых расходомеров

Основным требованием, предъявляемым к коммерческим узлам учета нефтепродуктов, является обеспечение высокой точности измерения массы продукта.

Основным требованием, предъявляемым к коммерческим узлам учета нефтепродуктов, является обеспечение высокой точности измерения массы продукта.

Рассмотрим, как благодаря применению кориолисовых массовых расходомеров MicroMotion компании Emerson, ООО «НПП «ГКС» удалось вместе с выполнением главного требования компактно разместить технологическое оборудование узлов коммерческого учета ЗАО «Рязанская НПК» для сдачи нефтепродуктов в систему магистральных трубопроводов ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» без необходимости переноса площадки строительства и обеспечить выполнение поставленных задач по измерению количества и параметров измеряемых продуктов.

Поставленные ограничения

В рамках технического перевооружения систем измерений массы отгружаемой продукции ЗАО «Рязанская НПК» в магистральные трубопроводы ЛПДС «Рязань» ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» предусматривалось разработка рабочей документации на систему измерений количества и показателей качества нефтепродуктов (СИКН), предназначенной для автоматизированного коммерческого учета следующих нефтепродуктов: топливо для реактивных двигателей; дизельное топливо и дизельное топливо ЕВРО.

Первым этапом совместных работ стало предпроектное обследование площадки предполагаемого размещения СИКН, проведенное совместно представителями ООО «НПП «ГКС» и ЗАО «Рязанская НПК».

В ходе обследования были определены основные сложности будущего проекта:

Оптимальное решение

С учетом ограниченных возможностей по размещению технологических блоков в рамках выделенной площадки, было окончательно решено реализовать СИКН на базе прямого метода динамических измерений массы с использованием кориолисовых массовых расходомеров MicroMotion компании Emerson Process Management.

Применение данных кориолисовых расходомеров предполагает целый ряд преимуществ:

— измерение сразу нескольких параметров продукта: массовый расход, плотность и температура;

— отсутствие прямых участков и требований к конфигурации трубопроводов;

— отсутствие движущихся частей, что обеспечивает эксплуатационную надежность, длительный срок службы и сводит к минимуму техническое обслуживание расходомеров;

— высокую точность в широком динамическом диапазоне.

Габариты блока измерительных линий СИКН напрямую зависят от количества и типоразмера измерительных линий, которые в свою очередь определяются требуемым диапазоном измерений расхода продукта и техническими характеристиками расходомера. В рамках данного проекта были определены следующие исходные данные:

Вид продукт

Расход через СИКН

Топливо для реактивных двигателей ТС-1

Дизельное топливо ЕВРО

Дизельное топливо ДТ-Л-0,2-62

В целях уменьшения размеров площадки также было решено отказаться от стационарной трубопоршневой установки в составе СИКН и оптимизировать количество дренажных емкостей.

Результаты

В ходе проектных работ ООО «НПП «ГКС» разработана рабочая документация на СИКН для ЗАО «Рязанская НПК»

Комплекс СИКН включил в себя:

— блок измерительных линий для каждого продукта;

— блок измерений параметров качества продуктов в блок-боксе;

— узел подключения передвижной поверочной установки для каждого продукта;

Рис. 2 Схема реализованного решения в соответствии с требованиями к размещению.

Блок измерительных линий СИКН топлива для реактивных двигателей ТС-1 включает в себя одну рабочую и одну контрольно-резервную измерительную линии DN150 с массовыми расходомерами CMF400. Каждая линия имеет в своем составе фильтр с быстросъемной крышкой с размером ячейки 4 мм.

Блок измерительных линий СИКН дизельного топлива ЕВРО включает в себя две рабочие и одну контрольно-резервную измерительную линии DN300 с массовыми расходомерами CMFHC3. Каждая линия имеет в своем составе фильтр с быстросъемной крышкой с размером ячейки 4 мм, а также датчик давления, температуры и клапан регулирования расхода Emerson Process Management.

Блок измерительных линий СИКН дизельного топлива ДТ-Л-0,2-62 включает в себя две рабочие и одну контрольно-резервную измерительную линию DN300 с массовыми расходомерами CMFHC3.

В процессе выполнения работ было предложено несколько вариантов по выбору точки врезки в существующие трубопроводы и совместно с ЗАО «Рязанская НПК» выбрано оптимальное решение, позволяющее минимизировать число фланцевых соединений и исключить наличие отводов по всей длине от СИКН до магистральных трубопроводов ОАО «Рязаньтранснефтепродукт».

Для использования передвижной поверочной установки предусмотрены подъездные пути. Также обеспечены проезды для спецтехники, используемой при обслуживании резервуара-хранилища.

Комплексное решение поставленной задачи обеспечено за счет использования набора программных и аппаратных средств, имеющих законченную архитектуру. Все технологические и функциональные блоки СИКН имеют стандартные протоколы связи, что обеспечивает высокую точность и надежность измерения параметров транспортируемых продуктов. Сигналы с оборудования СИКН были заведены в существующую диспетчерскую, а при прокладке линий связи максимально использовались существующие эстакады.

Рис. 3 Передача данных и связь системы измерений (СИКН) с сетью

Благодаря применению кориолисовых массовых расходомеров MicroMotion удалось компактно разместить технологическое оборудование СИКН без необходимости переноса площадки строительства. Таким образом, использование данных расходомеров, обеспечивающих высокую точность измерений массового расхода при одновременном сокращении количества измерительных линий может быть рекомендовано для коммерческого учета нефтепродуктов как при условии описанных ограничений, так и во всех других случаях, когда требуется высокая точность учета и оптимизация затрат.

Реализация комплексного подхода, учитывающего при выполнении работ все влияющие факторы, позволило ООО «НПП «ГКС» предложить законченное решение. При этом использование современных технических средств является важным инструментом при проектировании и создании сложных объектов, позволяет учесть специфику таких объектов и достигнуть оптимальных результатов при минимизации затрат.

Автор: ООО «НПП «ГКС»: А.Ю. Балуев, А.И. Сабиров, И.А. Юманкин ЗАО «Рязанская НПК»: И.Г. Халецкий, И. В. Сафронов

Источник