Зозуля олег михайлович москва: Зозуля Олег Михайлович, ИП, ИНН 772504366869 | Реквизиты, юридический адрес, КПП, ОГРН, схема проезда, сайт, e-mail, телефон |

Содержание

Электронная торговая площадка РАД

НЕЛИНЕЙНОСТЬ СДВИГОВЫХ КОЛЕБАНИЙ ПРИ МЕДЛЕННОЙ КИНЕТИКЕ ВЯЗКОУПРУГИХ СВОЙСТВ НЕФТИ | 3 (272) | Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.

М. Губкина

Научно-технический журнал

ISSN 2073-9028

3 (272)

Назад в номер

Заказать статью в электронной библиотеке

НЕЛИНЕЙНОСТЬ СДВИГОВЫХ КОЛЕБАНИЙ ПРИ МЕДЛЕННОЙ КИНЕТИКЕ ВЯЗКОУПРУГИХ СВОЙСТВ НЕФТИ

УДК: 534.26; 542.34
DOI: —

Авторы:

ЕСИПОВ ИГОРЬ БОРИСОВИЧ¹,

ЗОЗУЛЯ ОЛЕГ МИХАЙЛОВИЧ^1,2,

МИРОНОВ МИХАИЛ АРСЕНЬЕВИЧ^1,3

¹ РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, Минобрнауки РФ
² Технологическая компания Шлюмберже
³ ФГУП «Акустический институт им. акад. Н.Н. Андреева»

Ключевые слова: сложные среды, вязкоупругость, медленная кинетика, параметр нелинейности

Аннотация:

Выполненные на ротационном реометре исследования зависимости комплексного модуля сдвига от амплитуды деформации выявили логарифмический рост во времени параметра нелинейности для образца нефти. Экспериментально установлено, что комплексный модуль сдвига линейно зависит от амплитуды сдвиговых возмущений, что возможно при линейной зависимости модуля сдвига от модуля деформации среды. Основываясь на больцмановском статистическом подходе к нахождению скорости перехода в равновесное состояние, получено модельное дифференциальное уравнение, описывающее медленную кинетику изменения внутренних параметров среды. Показано, что в отличие от принятой экспоненциальной временной зависимости, медленная кинетика приводит к логарифмической временной зависимости затухания возмущения.

Список литературы:

1. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Гидродинамика. — М.: Наука, 1986. — 736 с.

2. TenCate J.A., Smith E., Guyer R.A. Universal Slow Dynamics in Granular Solids Phys. Rev. Let. — 2000. — V. 85. — No. 5. — P. 1020-1023.

3. Pyatakov P.A., Mironov M.A. Tuning-fork Investigation of Shear Stresses Nonlinearity in Thixotropic Media//Proceedings ISNA. — 2002. — V. 2. — Р. 815-819.

4. Миронов М.А., Пятаков П.А. Медленная кинетика сильно неравновесных процессов// Труды 15 сессии РАО, 2004. — Москва, ГЕОС. — Т. 1. — С. 283-286.

5. Баженова Е.Д., Вильман А.Н., Есипов И.Б. Флуктуации акустического поля в гранулированной среде//Акустический журнал, 2005. — Т. 51. — Приложение. — С. 46-52.

6. Медленная кинетика вязкоупругих свойств нефти при низкочастотных сдвиговых колебаниях//М.А. Миронов, И.А. Шеломихина, О.М. Зозуля, И.Б. Есипов//Акустический журнал, 2012. — Т. 58, № 1. — С. 132-140.

7. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Исследование аномалии вязкости пластовых нефтей месторождений Башкирии//Известия вузов. Сер. Нефть и газ. — 1972. — № 8. — С. 41-44.

8. Lian H.J., Lin J.R., Yen T.F. Peptization Studies of Asphaltene and Solubility Parameter Spectra, Fuel. 73 (1994). — P. 423-428.

9. Asphaltenic Crude Oil Characterization: An Experimental Investigation of the Effect of Resins on the Stability of Asphaltenes/A. Hammami, K.A. Ferworn, J.A. Nighswander, S. Overa, E. Stange// Pet. Sci. Technol. 16 (1998). — Р. 227-249.

10. Properties of Resins Extracted from Boscan Crude Oil and Their Effect on the Stability of Asphaltenes in Boscan and Hamaca Crude Oils/N.F. Carnahan, J.L. Salager, R. Antón, A. Dávila// Energy Fuels. 13 (1999). — Р. 309-314.
11. Бадмаев Б.Б., Дамдинов Б.Б. Исследование вязкоупругих свойств органических жидкостей акустическим методом//Акустический журнал, 2001. — Т. 47. — № 4. — С. 487–489.

12. Бадмаев Б.Б., Дамдинов Б.Б., Сандитов Д.С. Низкочастотные сдвиговые параметры жидких вязкоупругих материалов//Акустический журнал, 2004. — Т. 50. — № 2. — С. 156–160.

13. Boutreux T., De Gennes P.G. Compaction of granular mixtures: a free volume model//Physica A 1997. — Р. 59-67.
14. Хаазе Р. Термодинамика необратимых процессов. — М.: Мир, 1967. — 544 с

СПОСОБ ОТСЛЕЖИВАНИЯ ОБРАБАТЫВАЮЩЕЙ ЖИДКОСТИ В ПОДЗЕМНОМ ФОРМАТЕ

Настоящее изобретение в целом относится к добыче углеводородов из подземного пласта, вскрытого стволом скважины, и, в частности, к нерадиоактивным индикаторам и способам использования нерадиоактивных индикаторов для отслеживания обработка и пластовые флюиды в пласте для оценки и понимания операций, выполняемых в стволе скважины и/или в пласте, околоскважинных и прискважинных процессов и размещения флюидов, таких как гравийная набивка, гидроразрыв пласта, борьба с песком и цементирование и поток буровых растворов и размещение.

Использование различных видов маркеров/индикаторов в нефтегазовой промышленности хорошо известно. Радиоактивные и/или химические индикаторы, которые могут быть легко идентифицированы, используются для мониторинга закачки обрабатывающих флюидов в пласт в качестве средства контроля гидроразрыва пласта, кислотной обработки, контроля обводнения и других обработок ствола скважины и пласта.

Так, патент США. В US 5243190 приводится пример радиоактивных элементов, включенных в керамические частицы и используемых для отслеживания потока частиц расклинивающего наполнителя, используемых в процессе гидроразрыва скважин. Использование радиоактивных или химических веществ в качестве индикаторов иногда нежелательно и даже запрещено природоохранным законодательством.

Также были предложены другие методы с использованием нерадиоактивных индикаторов. патент США. В US 6725926 предлагается использование индикаторных агентов, выбранных из группы, состоящей из водорастворимых неорганических солей, водорастворимых органических солей, металлов, солей металлов и органических кислот, оксидов металлов, сульфатов металлов, фосфатов металлов, карбонатов металлов, солей металлов, фосфоресцирующих пигментов. , флуоресцентные пигменты, фотолюминесцентные пигменты и т. д.

Недорогие трассеры и анализы с коротким сроком службы пласта примерно в неделю, могут использоваться тиоцианатные, бромидные, йодидные или нитратные соли (Хатчинс, Р. Д. и др., Водные трассеры для применения на нефтяных месторождениях). , Международный симпозиум SPE по нефтепромысловой химии, 20-22 февраля 19 г.91, Анахайм, Калифорния, 21049-MS).

Анализ может быть выполнен с помощью ионной или жидкостной хроматографии, которая проводится в лаборатории и является дорогостоящей, но доступны качественные тесты с использованием «тестов точечной пластины» для обнаружения нитратов, тиоцианатов и йодидов для приблизительного измерения уровня по интенсивности цвета, как простых, так и даже на — решение по использованию сайта. В качестве альтернативы йодидные и тиоцианатные соли имеют простые спектрометрические тесты, которые можно использовать вместо хроматографии для количественного анализа. Эти ионы не должны мешать обычному химическому процессу сшивания жидкости, используемому при гидравлическом разрыве пласта, поскольку они используются в концентрациях около 1000 частей на миллион и обнаруживаются до 1 части на миллион. Соли натрия, аммония или калия растворимы и используются для отслеживания движения жидкости в резервуаре.

Химические трассеры с объяснением их использования и методологии измерений в анализе после гидроразрыва и долгосрочном анализе отработки опубликованы в Mahmoud Asadi et al., Сравнительное исследование анализа отработки с использованием концентраций полимеров и методов трассеров жидкости для гидроразрыва: полевое исследование, Международная нефтегазовая конференция и выставка в Китае, 5-7 декабря 2006 г., Пекин, Китай, SPE 101614, и Махмуд Асади и др., Анализ после гидроразрыва пласта на основе результатов обратной отработки с использованием химических индикаторов гидроразрыва пласта, Международная конференция по нефтяным технологиям, 3-5 декабря 2008 г., Куала-Лумпур, Малайзия, IPTC 11891.

Флуоресцентные маркеры и трассеры могут быть изготовлены для жидкостей на водной основе и используются в концентрации 0,018 мл в 180 мл фильтрата, а флуоресцентные маркеры и трассеры — для жидкостей на синтетической/масляной основе (концентрация от 9 до 36 мкл в 180 мл фильтрата). .

Несмотря на то, что эти методы весьма полезны, существует потребность в экологически безопасном методе с высоким разрешением для отслеживания обрабатывающих жидкостей, которые способны проникать в корку бурового раствора, гравийную набивку, проппантную набивку и другие крупнопористые среды, а также могут проникать без закупоривания поровые каналы в поровое пространство (или трещины и трещины) коллектора на разумное расстояние.

Таким образом, целью изобретения является создание способа отслеживания обрабатывающей жидкости в подземном пласте, через который проходит ствол скважины, включающий этапы подачи обрабатывающей жидкости, содержащей множество индикаторных агентов, где каждый индикаторный агент является объектом исследования. в субмикронном масштабе, нагнетание обрабатывающей жидкости с множеством трассирующих агентов в ствол скважины и пласт и определение местоположения и распределения обрабатывающей жидкости путем обнаружения изменений физических свойств пласта, вызванных поступлением обрабатывающей жидкости, содержащей множество трассирующих агентов.

Жидкость для обработки выбирается из группы, состоящей из жидкостей для гидроразрыва пласта, буровых растворов, кислотных растворов, жидкостей для закачки, рассолов и жидкостей для заканчивания скважин, жидкостей для увеличения нефтеотдачи и увеличения нефтеотдачи, включая жидкости для заводнения пласта.

Согласно одному варианту множество трассирующих агентов представляют собой малорастворимые или нерастворимые пузырьки газа, имеющие диаметр не более 500 нм, а обрабатывающая жидкость с множеством трассирующих агентов представляет собой высокодисперсную газожидкостную смесь. Подходящими газами для использования в качестве индикаторных агентов являются метан, углеводородный газ с более высокой молекулярной массой, азот или другой нерастворимый неорганический газ или их смеси.

Нанопузырьки обычно образуются путем диспергирования вышеупомянутого газа или газов в растворах на водной или углеводородной основе. Водные растворы могут быть приготовлены с использованием различных традиционных солей нефтяных месторождений (NaCl, KCl, CaCl ₂, ZnBr ₂, CaBr ₂ и другие неорганические или органические рассолы и их смеси), которые используются в качестве растворов для заканчивания (рассолы и тяжелые рассолы) и других нефтепромысловых жидкостей. Нанопузырьки могут быть особенно сильно стабилизированы с помощью электролитов, содержащих ионы двухвалентного железа, ионы марганца, ионы кальция или любые другие минеральные ионы, добавляемые в водный раствор таким образом, чтобы электрическая проводимость в водном растворе становилась не менее 300 мкСм/см. Нанопузырек представляет собой очень маленький пузырек диаметром не более 500 нм, благодаря чему нанопузырек не испытывает выталкивающих сил и не разрывается вблизи поверхности жидкости, что наблюдается в нормальных и микропузырьках.

В соответствии с другим вариантом осуществления множество индикаторных агентов представляют собой капли жидкости с высокой вязкостью, имеющие диаметр не более 1000 нм, а обрабатывающая жидкость с множеством индикаторных агентов представляет собой эмульсию, такую как сырая нефть в воде, толуол в воде и т. д. , где вода представляет собой пресную воду, растворы различных солей (неорганических, таких как NaCl, KCl, NH ₄ Cl, CaCl ₂, MgCl ₂, NaBr ₂, ZnBr ₂, CaBr _{2, _{2 ,_{2 органической природы, такие как формиат натрия, формиат калия и другие рассолы и их смеси, обычно используемые при интенсификации притока, гравийной набивке и операциях заканчивания, в том числе) в воде (насыщенной или недонасыщенной), рассолах и воде с другими химическими веществами, такими как поверхностно-активные вещества, биоциды, контроль глины, контроль железа, контроль накипи и т. д., используемые в качестве добавок. Нет ничего необычного в том, что эмульсии стабилизируют с использованием твердых наночастиц, таких как, например, диоксид кремния. Размер наночастиц диоксида кремния находится в диапазоне от 2 до 500 нм. Загрузка твердых наночастиц с целью стабилизации имеет концентрации от 0,1% до 15% по массе в зависимости от солености и температуры системы. где увеличение солености обычно требует увеличения концентрации твердых частиц для повышения стабильности эмульсии.}}}

В соответствии с еще одним вариантом осуществления множество индикаторных агентов представляют собой твердые частицы. Эти частицы могут быть кремнеземом, синтезированной медью, магнетитом (Fe3O4), хлоридами железа/железа, оксидом железа бария (BaFe12O19), оксидом цинка, оксидом алюминия, оксидом магния, оксидом циркония, оксидом титана, кобальтом (II) и никелем (II). оксид, сульфат бария (BaSO4) и т. д., а обрабатывающая жидкость с множеством трассирующих агентов представляет собой стабилизированный раствор в водных жидкостях, жидкостях на основе растворителей, таких как спирты, [этиленгликоль] или жидкости на основе углеводородов. Частицы также могут быть органического происхождения, такие как сополимерные суспензии, такие как латекс, гранулы полистирола, соединенные x-связью с дивинилбензолом, и другие. Пироэлектрические и пьезоэлектрические кристаллы также могут быть использованы в композициях по настоящему изобретению.

Жидкость для обработки, содержащая множество трассирующих агентов, производится путем смешивания флюида для обработки с множеством трассирующих агентов с помощью генератора, размещенного в стволе скважины, или с помощью оборудования, расположенного на поверхности.

Жидкость для обработки, содержащая множество трассирующих агентов, может закачиваться непрерывно во время обработки или периодически.

Жидкость для обработки, содержащая множество трассирующих агентов, может закачиваться на любой стадии обработки, включая закачку до и после обработки, во время полной обработки или частично.

Закачка в пласт может быть дополнена физической обработкой, такой как вибрация, тепло-акустическая обработка, выполняемая до, во время или после выполнения процесса закачки.

В другом варианте способ может включать добавление к обрабатывающей жидкости, содержащей множество трассирующих агентов, одной или нескольких добавок, выбранных из группы, включающей гелеобразующие агенты, пенообразователи, понизители трения, поверхностно-активные вещества, деэмульгаторы, ингибиторы.

Физическими свойствами пласта являются акустический импеданс, и/или электрическая проводимость, и/или магнитная диэлектрическая проницаемость, реакция ядерного магнитного резонанса (ЯМР), тепловое распространение и гидродинамические характеристики потока.

Определение физических свойств пласта производится сейсмическими, акустическими, электрическими, электрокинетическими, тепловыми, ЯМР, нейтронными или гамма-лучевыми средствами, которые могут располагаться на поверхности и/или в стволе скважины или поперек ствола скважины.

Жидкость для обработки с множеством трассирующих агентов может быть возвращена из подземного пласта и проанализирована на предмет изменений концентрации, размера, типа и функции распределения трассирующих агентов между закачиваемой и добытой обрабатывающей жидкостью.

Анализ изменения концентрации трассеров, функции распределения по размерам и типам между закачиваемой и добываемой обрабатывающими жидкостями может выполняться при движении в пласте методами акустического, электрического, теплового, нейтронного или гамма-каротажа или путем сравнения пробы закачиваемой и добываемой жидкости.

Другие аспекты и преимущества изобретения будут очевидны из следующего описания и прилагаемой формулы изобретения.

Жидкость для обработки, содержащая множество трассирующих агентов, где каждый трассирующий агент является объектом субмикронного масштаба, закачивается в ствол скважины и пласт. Типичное измерение диаметра/длины индикаторного агента находится в диапазоне от 1 до 1000 нм.

Впрыск или поток объектов субмикронного масштаба (так называемые наноиндикаторы), содержащиеся в обрабатывающей жидкости, служат маркерами/индикаторами, поскольку их свойство оставаться в массе транспортной жидкости без гравитационной сегрегации и без изменения типа функция распределения маркеров во времени от продолжительности операции по обработке пласта и замеру. Кроме того, нанотрассеры имеют основное преимущество, заключающееся в том, что из-за их размера они будут занимать весь объем, созданный флюидом в пласте, включая поровое пространство или сверхмалые трещины, через которые флюид просачивался. Это особенно важно при кислотной обработке материнской породы, когда жидкость закачивается в поровое пространство, или при гидроразрыве сланцевого газа, когда в процессе гидроразрыва образуются рои трещин. В отличие от микросейсмических измерений при гидроразрыве сланца, где регистрация событий недостаточна и не является обязательной, связанной с распространением обрабатывающей жидкости внутри пласта, и, следовательно, мониторинг является неполным, предлагаемый метод позволит полностью охватить гидравлически созданную трещину. область.

Здесь микро- и наносмеси относятся к части или полному объему жидкости для обработки смеси из:

- Газ и жидкость, тогда как газ является малорастворимым или не растворимым пузырьки газа в жидкости и жидкости могут быть любая смесь воды, соляного раствора, кислот, углеводородов с любой комбинацией добавок, таких как гелеобразователи, пенообразователи, понизители трения и т. д. неорганический газ или их смеси. Жидкая фаза является основной фазой, а газовая — вторичной фазой, диспергированной в смеси с известным распределением по размерам и сроком службы, и определяет физические и химические свойства смеси;
- Жидкость-жидкость, так называемая эмульсия, которая может представлять собой наличие высоковязкой жидкости внутри маловязкой жидкости, а также наличие более мелких капель внутри более крупной, называемой двойной, тройной и т.п. эмульсией;
- Жидко-твердые вещества, где присутствие твердого объекта внутри основной жидкой фазы может быть получено путем введения твердых частиц, кристаллизации, химической реакции, биологических процессов и т. д. Индикаторы могут быть различной формы, эллипсоидной, пластинчатой или игольчатые, сферические, неправильные и т. д. в зависимости от используемого материала.

Создание обрабатывающей жидкости с множеством трассеров осуществляется либо забойным генератором смеси нанотрассеров, размещаемым в стволе скважины, либо наземным оборудованием, которое может быть в виде генераторов или различных типов цистерны или канистры, обеспечивающие объем, необходимый для впрыска смеси. Пример такого поверхностного генератора нанопузырьков хорошо описан в патенте США No. № 7 059 591. Различные генераторы пузырьков мелкого размера описаны в публикации заявки на патент Японии № 2001-276589.. 2002-11335, 2002-166151 и № 2003-117368, патент Японии № 3682286, заявка ЕР 2020260 и подобные.

Образование твердых наночастиц объясняется в нескольких случаях, а также в заявке на патент США № 2009/0107673 и патенте РСТ № WO 2009/079092.

Смесь можно вводить непрерывно во время лечения или периодически с любой скоростью и концентрацией. Смесь можно вводить на любом этапе лечения, в том числе до и после лечения, во время полного лечения или частично. Закачка в пласт может быть дополнена физической обработкой, такой как вибрация, нагрев, акустическая обработка, выполняемая до, во время или после выполнения процесса закачки. Смеси могут различаться по типу базовой жидкости и/или газа, используемого для каждой обработки, или по стадии обработки, что позволяет различать различные стадии в рамках одной обработки или нескольких обработок в одном и том же стволе скважины или при многократных обработках. заканчивание скважины.

После этого выполняются измерения для определения местоположения и распределения обрабатывающей жидкости и оценки ее геометрического распределения и отклонения посредством измерения изменения физических свойств пористой среды пласта и размещенных гидравлических или естественных трещин и трещин. Он также позволяет отслеживать и оценивать околоскважинные и внутрискважинные процессы и закачку жидкости, такую как гидроразрыв пласта, гидроразрыв пласта, кислотную обработку материнской породы, закачку ингибирующих отложений, гравийную набивку, контроль пескопроявления и цементирование и поток буровых растворов, а также размещение других различных химических и физических обработка подземного пласта, такая как закачка поверхностно-активных веществ, модификаторов смачиваемости, деэмульгаторов, спиртов, растворителей, закачка горячей воды или горячих химикатов под положительным давлением по сравнению с пластовым давлением.

Механизм обнаружения и измерения основан на сейсмических, акустических, электрических, электрокинетических, тепловых, нейтронных и гамма-измерениях, которые могут проводиться с поверхности и/или в стволе скважины или в поперечном стволе скважины.

В случае, когда пластовая и обрабатывающая жидкость вытекает обратно в ствол скважины, а затем на поверхность, жидкость и нанотрассеры могут быть проанализированы на предмет изменения концентрации трассеров, размера, типа (если используется несколько типов смесей разных маркеров). используется) функция распределения между закачиваемой и добываемой жидкостью. Анализ можно проводить как в скважине, так и на поверхности с помощью соответствующего метода анализа в зависимости от характера используемых маркеров. Затем анализ может предоставить дополнительную информацию о пространстве, занятом трассерами, включая, помимо прочего, проницаемость и проводимость трещины, эффективную проницаемость пласта, флюиды, с которыми взаимодействовали маркеры, и PVT-условия, в которых они находились, количество жидкости, возвращенной на поверхность, по сравнению с количеством вытекшей жидкости для гидроразрыва.

Нано-трассеры могут иметь различное применение в недрах.

Различные типы нанотрассеров могут быть добавлены к проппанту или жидкости для гидроразрыва в разное время во время размещения проппанта или жидкостей для обработки (таких как основные жидкости для гидроразрыва, буферы или предварительная промывка или промывка при гидроразрыве с проппантом или кислоты, распорки, предварительная промывка или промывка при кислотном гидроразрыве пласта) во время или после процесса гидроразрыва пласта. Закачка может производиться как во время основного ГРП, так и во время пробного ГРП, который обычно проводится перед основным ГРП (так называемые закачка, калибровочные ступенчатые испытания или испытания мини-ГРП), этапы охлаждения, предшествующие основному ГРП гидроразрыва пласта или даже после основного гидроразрыва пласта в качестве дополнительной закачки в ранее существовавшую трещину. После этого выполняются различные измерения для определения места закачки жидкости. Механизм обнаружения и измерения основан на сейсмических, акустических, электрических, электрокинетических, нейтронных, тепловых и гамма-измерениях, которые можно проводить с поверхности и/или в стволе скважины или в поперечном стволе скважины.

Различные типы наноиндикаторов могут быть добавлены к жидкостям гравия и гравийной набивки. Различные измерения могут быть выполнены после операций гравийной набивки, чтобы определить, где жидкость и материалы гравийной набивки были закачаны/размещены. Механизм обнаружения и измерения основан на сейсмических, акустических, электрических, электрокинетических, нейтронных, тепловых и гамма-измерениях, которые можно проводить с поверхности и/или в стволе скважины или в поперечном стволе скважины.

Нанотрассеры можно смешивать с кислотами, твердыми кислотами для предварительной промывки и промывки, такими как рассолы, растворы поверхностно-активных веществ, химические промывки, ингибиторы накипи и асфальтенов и их растворы, растворители и деэмульгаторы, газы, пены, отклоняющие материалы (твердые , жидкие и газообразные) или другие соединения, используемые в последовательности обработки для отслеживания/мониторинга операций, связанных с завершением. Измерения размещения флюидов позволяют определять размещение флюидов и обнаружение отклонения флюидов в стволах скважин, интенсификацию и обработку нескольких зон, мониторинг закачки и возврат флюидов для обработки и пластовых флюидов.

Высвобождение меченых нано-трассеров в поток можно использовать для получения скорости потока или профиля потока. В наклонных и горизонтальных скважинах можно интерпретировать признаки расслоения флюида, фазового потока, отставания флюида или направления потока флюида.

Закачка и/или выброс нанотрассеров может использоваться для идентификации/мониторинга, выделения фронта паводка, различных методов повышения нефтеотдачи, где используются вода, пены, газы (азот, углекислый газ, пар и другие), поверхностно-активные вещества , смешивающиеся и несмешивающиеся углеводороды, закачиваются в нагнетательные скважины и с дополнительным применением тепла или без него для увеличения коэффициента извлечения пласта.

Администрация муниципального образования Наурузовский сельсовет Пономаревского района Оренбургской области

Официальный сайт

Зозуля олег михайлович москва: Зозуля Олег Михайлович, ИП, ИНН 772504366869 | Реквизиты, юридический адрес, КПП, ОГРН, схема проезда, сайт, e-mail, телефон