Informacja

Drogi użytkowniku, aplikacja do prawidłowego działania wymaga obsługi JavaScript. Proszę włącz obsługę JavaScript w Twojej przeglądarce.

English (EN)·Polski (PL)·Yкраїнський (UK)
Przejdź do strony domowej biblioteki Centralna Biblioteka Wojskowa Link otwiera się w nowym oknie Logo biblioteki Prolib Integro - strona głównaCentralna Biblioteka Wojskowa

Wyszukujesz frazę "shale formations" wg kryterium: Temat

  Lista filtrów
Wyrównaj
    Wyświetlanie 1-8 z 8
    Tytuł:
    Technological parameters of innovative cement slurries used for sealing wellbores in shale formations
    Autorzy:
    Kremieniewski, M.
    Rzepka, M.
    Stryczek, S.
    Wiśniowski, R.
    Kotwica, Ł.
    Złotkowski, A.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/298705.pdf
    Data publikacji:
    2016
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    cement slurry
    well cementing
    sealing ceasing
    shale formations
    Opis:
    In the years 2014–2016 two scientific units, i.e. Faculty of Drilling, Oil and Gas, AGH UST and Oil and Gas Institute – National Research Institute cooperated on the realization of a project called Optidrilltec. A group of innovative recipes of slurries to be used for sealing wellbores in shale formations were worked out. Both fresh and hardened cement slurries should meet restrictive technological requirements, therefore this issue was in the focus of the conducted research. Laboratory experiments were performed on high-class research and control/measurement equipment, thanks to which innovative recipes of cement slurries for sealing casing in shale gas formations could be worked out. These recipes comply with standards and can be successfully used as read-made applications for sealing casing installed in shale formations.
    Źródło:
    AGH Drilling, Oil, Gas; 2016, 33, 4; 781-800
    2299-4157
    2300-7052
    Pojawia się w:
    AGH Drilling, Oil, Gas
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Comparison of joint sets orientation in the Lower Paleozoic shales exposed in Scania (SW Sweden) and concealed in N Poland : a multi-methodological approach
    Autorzy:
    Olkowicz, Marcin
    Bobek, Kinga
    Jarosiński, Marek
    Pachytel, Radomir
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/2058695.pdf
    Data publikacji:
    2021
    Wydawca:
    Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    joint system
    shale formations
    Baltic Basin
    photogrammetry
    borehole scanner
    Opis:
    The Lower Paleozoic shales of SW Sweden and Eastern Pomerania (Poland) have a common history related to the depositional and tectonic evolution of the Baltic Basin. The major tectonic events are recorded, among others, as joints, which are either exposed in outcrops in SW Sweden or recognised in deep boreholes located in Pomerania. We present a comparison of the regional joint systems recognized by multiple methods in the studied region. In effect of a statistical compilation of measurements, five joint sets (named JS 1 to JS 5) were identified, traceable between Eastern Pomerania and SW Sweden. Our analysis showed a general consistency of joint set orientations, independent of their distance to the Tornquist tectonic zone passing through the study region. Three of the joint sets, JS 1 striking NNE, JS 2 striking WNW, and JS 3 striking NNW, are found to be the most frequent sets, occurring in most sites. Having more constant orientation, the JS 1 and JS 3 served as indicators of possible rotation of the tectonic block or stress field in the region. JS 1 and JS 2 are interpreted as an effect of late Carboniferous stress relaxation after Variscan collision, while JS 3 and the E–W striking JS 4 might be related to the Early Devonian Caledonian compressive stage.
    Źródło:
    Geological Quarterly; 2021, 65, 4; s. 258--275
    1641-7291
    Pojawia się w:
    Geological Quarterly
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Multivariate S-wave velocity prediction in the assessment of elastic parameters in shale formations
    Autorzy:
    Kaczmarczyk, Weronika
    Słota-Valim, Małgorzata
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1833906.pdf
    Data publikacji:
    2020
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    fala poprzeczna
    formacje łupkowe
    basen bałtycki
    parametry sprężyste
    shear wave
    shale formations
    Baltic basin
    elastic properties
    Opis:
    Exploration and development of the hydrocarbons reservoir in unconventional rock formation is a huge challenge. Due to their specific nature, which is manifested by limited filtration properties, they require an appropriate approach and the use of specific solutions. They include, among others, the determination of zones with higher hydrocarbon potential – so called sweet spots, application of horizontal drilling technology, or designing as well as performing rock stimulation treatments of rocks usually with low or almost zero permeability with the use of hydraulic fracturing. The analysis of the right combination of parameters in this case can be essential and provide extremely important information about the reservoir in an unconventional rock formation. As one of the most important parameters allowing, among others, to characterize the reservoir in terms of rock susceptibility to hydraulic fracturing, elastic properties require the availability of shear wave Vs, which in contrast to compressional wave Vp in the Polish standard is measured rarely. Therefore, in this paper, a multivariate prediction of shear wave velocity was developed with the use of theoretical models known from the literature and modified, based on which we estimate the elastic parameters. Using the obtained results, the elastic parameters were calculated on the basis of which, in the next stage, interdisciplinary characterization of reservoir formation is possible, e.g. in the aspect of assessing the reservoir formation susceptibility to hydraulic fracturing and thus creating technological fractures constituting the migration path for reservoir fluids. Based on different solutions, 5 variants of shear wave velocity were developed in the borehole scale, the results of which were then used to calculate the elastic modules: the Young modulus and the Poisson ratio. Because of the availability of the measured shear wave in each analyzed wellbores, it was possible to verify the results of the estimated variants. Subsequently, for the purpose of spatial characterization of the reservoir, calculated variants of the Young modulus were integrated with the seismic data. The analysis was conducted in Ordovician – Silurian shale formations in the Baltic Basin, at intervals enriched with organic matter.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2020, 76, 7; 441--448
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Rola związków glinu w stabilizowaniu skał ilasto-łupkowych
    The role of aluminum compounds in stabilizing clay shale rocks
    Autorzy:
    Uliasz, Małgorzata
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1834124.pdf
    Data publikacji:
    2020
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    płuczka wiertnicza
    warstwy ilasto-łupkowe
    stateczność ściany otworu
    stabilizator łupków
    kompleksowy wodorotlenek glinu
    drilling mud
    clay-shale formations
    borehole wall stability
    shale stabilizer
    complex aluminum hydroxide
    Opis:
    In most regions of the country where exploration is carried out, the cross-section of geological units is characterized by the predominance of clay and shale rocks. These rocks can easily disperse or swell; they also show structural damage in the form of crevices and micro-fractures. Therefore, they are often a source of unforeseen difficulties resulting from the lack of stability of the borehole wall, which sometimes prevents it from reaching its planned depth. The borehole wall stability is most often considered in two aspects, i.e. mechanical, which analyzes the forces and pressure acting on the borehole wall, and physicochemical, regarding the impact of the drilling fluid on the drilled layers. However, a significant role in stabilizing shale rocks is attributed to the physicochemical impact of drilling mud. Both laboratory tests and industrial experiments prove that the proper selection of drilling mud composition influencing its rheological and structural as well as inhibiting properties facilitates controlling the course of physicochemical processes occurring in the clay rock - drilling mud system. In borehole drilling of clay-shale rocks differing in mineralogical composition as well as physical and mechanical properties, a tripleinhibited drilling mud containing ionic inhibitor – KCl and two organic polymer inhibitors – PHPA and polyglycol is used. One of the newer directions of laboratory tests conducted at INiG – PIB was the use of aluminum compounds in the drilling mud composition in combination with organic acids, i.e. humic and fulvic acids. The composition of these agents in the composition of the developed drilling mud played the role of the basic, inorganic polymer inhibitor – Al-KHF, called the shale stabilizer. Its mechanism of impact on shale rocks consists in blocking their pores by the resulting Al(OH)3 deposits and humic acid flocculates. Under appropriate borehole conditions, the resulting precipitates, forming in pores and micro-fractures, create a physical barrier that blocks water/filtrate access and prevents pressure build-up. The article presents the results of selected research methods on the basis of which the influence of the developed drilling mud containing aluminum stabilizer and the mud used in borehole conditions on the stability of shales with different clay content was determined. Analysis of the test results showed that depending on the hydrophilic properties of clay shale, a drilling mud containing Al-KHF with or without glycol may be used to drill them.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2020, 76, 1; 29-36
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Attempts to calculate the pseudo-anisotropy of elastic parameters of shales gas formations based on well logging data and their geostatistical analysis
    Autorzy:
    Bała, Maria
    Cichy, Adam
    Wasilewska-Błaszczyk, Monika
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/184744.pdf
    Data publikacji:
    2019
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    anisotropy parameters
    P and S velocities
    Baltic Basin
    shale gas formations
    acoustic dipole tool
    semivariogram
    Opis:
    This paper presents the attempts to calculate the pseudo-anisotropy of elastic parameters for the Silurian and Ordovician shale formations of several wells located in the Baltic basin. For this purpose, well-logging data were used, in particular data recorded with acoustic dipole tools. With the P and S waves velocities available, measured at the dipole setting in two orthogonal directions XX or YY (SFast and SSlow), the elastic ε and γ parameters were calculated. In this paper we evaluate the effect of different factors e.g., porosity, clay and kerogen content on the velocity of anisotropy shale gas formations. A geostatistical analysis of elastic and reservoir properties was carried out in order to determine the character of the variability of Silurian and Ordovician shale formations in all of the studied wells. Semivariograms for each well characterizing the variation of elastic parameters in the vertical direction were calculated.
    Źródło:
    Geology, Geophysics and Environment; 2019, 45, 1; 5-20
    2299-8004
    2353-0790
    Pojawia się w:
    Geology, Geophysics and Environment
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Ocena wpływu poliwinyloaminy na inhibitujące właściwości płuczki wiertniczej
    Impact assessment of polyvinylamine on the inhibition properties of drilling mud
    Autorzy:
    Uliasz, M.
    Zima, G.
    Jasiński, B.
    Szajna, A.
    Witek, E.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1835271.pdf
    Data publikacji:
    2018
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    inhibitowana płuczka wiertnicza
    warstwy ilasto-łupkowe
    polimerowy inhibitor hydratacji
    poliwinyloamina
    drilling fluid inhibited
    shale – clay formations
    hydration polymeric inhibitor
    polyvinylamine
    Opis:
    Podczas przewiercania skał ilasto-łupkowych bardzo ważną kwestią jest zapobieganie ich hydratacji przy użyciu płuczek wiertniczych o działaniu inhibitującym. Podstawowym składnikiem takich płuczek są środki chemiczne pełniące funkcję inhibitorów hydratacji skał ilasto-łupkowych, jak KCl, PHPA, poliglikole oraz krzemiany: sodowy lub potasowy. Jak wykazały przeprowadzone w INiG – PIB badania laboratoryjne, rolę inhibitorów mogą pełnić również polimery zawierające pierwszorzędowe grupy aminowe (–NH2) bezpośrednio związane z atomami węgla w łańcuchu głównym. Przedstawicielem tych polimerów jest poliwinyloamina (PVAm), której syntezę przeprowadzono w warunkach laboratoryjnych przy użyciu N-winyloformamidu (NVF). Otrzymana PVAm o niskiej i wysokiej średniej masie molowej wykorzystana została do opracowania nowej odmiany płuczki inhibitowanej aminowo-glikolowej. Właściwości inhibitujące uzyskanej płuczki określono na podstawie badań dyspersji oraz pęcznienia wybranych skał ilasto-łupkowych. Otrzymane wyniki badań dowodziły wyższej efektywności jej inhibitującego oddziaływania na skały ilasto-łupkowe w porównaniu z płuczką stosowaną w warunkach otworowych zawierającą w składzie jonowo-polimerowy zestaw inhibitorów, tj. KCl-PHPA-PEG.
    During drilling through shale rocks, it is very important to prevent their hydration by using drilling fluids with an inhibitory effect. The basic components of such drilling muds are chemical agents that act as hydration inhibitors of shale rocks such as KCl, PHPA, polyglycols and silicates: sodium or potassium. As shown by laboratory tests carried out at INiG – PIB, also polymers containing primary amine groups (-NH2) directly linked to carbon atoms in the backbone chain can also act as inhibitors. The representative of these polymers is polyvinylamine (PVAm), the synthesis of which has been carried out in laboratory conditions using N-vinylformamide (NVF). Low and high average molecular weight PVAm was obtained and used to develop a new type of inhibited drilling fluid – the amino-glycol drilling mud. The inhibition properties of the developed mud were determined on the basis of dispersion and swelling tests on selected shale rocks. Obtained results proved a higher efficiency of its inhibition effect on shale rocks in comparison to muds used in borehole conditions containing an ionic-polymer set of inhibitors, i.e. KCl-PHPA-PEG.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2018, 74, 9; 669-675
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Płuczka aminowo-glikolowa szansą na stabilność reaktywnych formacji ilasto-łupkowych oraz frakcji ilastej skał piaskowcowych
    Amine-glycol drilling mud as a chance for the stability of reactive clay-shale formations and clay fraction of sandstone rocks
    Autorzy:
    Uliasz, Małgorzata
    Zima, Grzegorz
    Jasiński, Bartłomiej
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/31344044.pdf
    Data publikacji:
    2022
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    płuczka wiertnicza
    warstwy ilasto-łupkowe
    zapobieganie hydratacji
    inhibitor polimerowy
    środki aminowe
    drilling mud
    shale-clay formations
    hydration prevention
    polymeric inhibitor
    amine agent
    Opis:
    Podczas przewiercania warstw skał ilasto-łupkowych często występują problemy z utrzymaniem stateczności ściany otworu. Wywołują je zarówno czynniki związane z regionalnymi oraz lokalnymi warunkami naprężeniowymi na danym obszarze, z właściwościami mechanicznymi skał w otworze, jak i z fizykochemicznymi oddziaływaniami w układzie skała–płuczka wiertnicza. Procesy fizykochemiczne związane z reakcją płuczki z przewiercanymi reaktywnymi utworami iłowców i mułowców są jednymi z kluczowych przyczyn niestabilności tych warstw. Zapobieganie skutkom tych niekorzystnych procesów fizykochemicznych należy prowadzić poprzez dobór mineralizacji płuczki wiertniczej w odniesieniu do mineralizacji wody w skale oraz zastosowanie w jej składzie inhibitorów polimerowych efektywnie ograniczających hydratację „wrażliwych na wodę” skał ilasto-łupkowych. W związku z tym ciągle są poszukiwane nowe technologie wysokoinhibitowanych płuczek wiertniczych, które pozwoliłyby na zmniejszenie hydratacji przewiercanych warstw w stopniu zbliżonym do efektu zastosowania płuczki inwersyjnej. Takie działanie przypisywane jest płuczkom, w których rolę inhibitora polimerowego pełnią środki zawierające w łańcuchu głównym grupę aminową. Środki te ze względu na specjalny mechanizm oddziaływania na przestrzenie międzypakietowe minerałów ilastych wyróżniają się wyższą skutecznością zapobiegania ich pęcznieniu i dyspersji niż znane i dotychczas stosowane inhibitory polimerowe. W artykule przestawione zostały wyniki badań nad opracowaniem wysokoinhibitowanej płuczki wiertniczej zawierającej różne rodzaje środków aminowych. Badania laboratoryjne przeprowadzono dla warunków występujących w przewiercanych utworach jednostek karpackich, jednostki stebnickiej i miocenu autochtonicznego. Celem tych badań była ocena właściwości reologiczno-strukturalnych i inhibitujących oraz filtracji nowej odmiany inhibitowanej płuczki wiertniczej – aminowo-glikolowej. Przeprowadzone w warunkach otworopodobnych badania z różnymi rodzajami środków aminowych wykazały przydatność tej płuczki do przewiercania warstw skał ilasto-łupkowych i dowiercania horyzontów produktywnych występujących na złożu Przemyśl.
    During drilling through shale rocks, problems with maintaining the stability of the borehole wall often occur. These issues are caused by factors related to both regional and local stress conditions in the impacted area, mechanical properties of rocks in the borehole and physicochemical interactions in the rock-drilling mud system. Physicochemical processes related to the reaction of the drilling mud with the drilled reactive clay and mudstone formations are one of the key reasons for the instability of these layers. Prevention of the effects of these adverse physicochemical processes should be lead through the selection of drilling fluid mineralization in relation to the mineralization of water in the rock and the use of polymeric inhibitors in its composition effectively limiting the hydration of “water sensitive” clay-shale rocks. Therefore, new technologies of highly inhibited drilling muds are still being researched, which would allow to reduce the hydration of the drilled layers to match that of the effect of using an inversion mud. This effect is attributed to the drilling muds, in which the role of the polymer inhibitor is played by agents containing an amino group in the main chain. Due to the special mechanism of impact on the interlayer spaces of clay minerals, these chemical agents are distinguished by a higher effectiveness of prevention of their swelling and dispersion compared to the hitherto known and previously used polymer inhibitors. The article presents the results of research on the development of a highly inhibited drilling mud containing various types of amine agents. The laboratory tests were carried out in conditions occurring in the drilled formations of the Outer Carpathian units, the Stebnik unit as well as the autochthonous Miocene. The aim of these studies was to assess the rheological-structural and inhibiting properties as well as the filtration of the new type of inhibited drilling mud – amine-glycol. Tests carried out in borehole-like conditions with different the types of amine agents showed the suitability of this drilling mud for drilling clay-shale layers and for drilling productive horizons occurring in the Przemyśl gas field.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2022, 78, 10; 720-732
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    Tytuł:
    Obliczanie parametrów anizotropii Thomsena w łupkach gazonośnych basenu bałtyckiego na podstawie pomiarów geofizyki otworowej
    Thomsen anisotropy parameters calculation in the Baltic Basin shale gas formations based on the measurement of well logging data, some attempts
    Autorzy:
    Bała, M.
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1835147.pdf
    Data publikacji:
    2018
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    anizotropia własności sprężystych
    prędkości fal P i S
    profilowania akustyczne
    łupkowe formacje gazonośne
    basen bałtycki
    parametry Thomsena
    anisotropy of elastic properties
    P and S velocities
    acoustic log
    shale gas formations
    Baltic Basin
    Thomsen parameter
    Opis:
    Anizotropia oznacza zróżnicowanie, między innymi, parametrów sprężystych w zależności od kierunku, w jakim są one mierzone. Serie anizotropowe mogą tworzyć się w wyniku procesów depozycji oraz naprężeń tektonicznych ściskających i rozciągających. Przy interpretacji danych geofizyki otworowej, w zależności od skali zjawiska, anizotropię możemy rozpatrywać jako makro- lub mikroanizotropię. Makroanizotropia będzie związana z warstwowaniem formacji skalnych, np. łupki ilaste przeławicone wkładkami piaskowca czy mułowca. Mikroanizotropia jest związana z wewnętrzną strukturą, np. frakcyjne ułożenie ziaren o różnej wielkości lub wydłużone w jednym kierunku przestrzenie porowe itp. Problemem anizotropii własności sprężystych skał i jej wpływem na rejestrowane prędkości w profilowaniach akustycznych w otworach zajmowano się na świecie od wielu lat. Teoretyczne modelowania „odpowiedzi” sond akustycznych w skałach piaskowcowo-ilastych zakładają najczęściej uproszczone ośrodki anizotropowe. Najbardziej znane są opisane przez Thomsena [17], parametry anizotropii ε, γ i δ, charakterystyczne dla modelu z heksagonalną symetrią (ang. transverse isotropy – TIV). Zauważono, na podstawie badań laboratoryjnych, że parametry ε, γ przyjmują najczęściej wartości dodatnie, a parametr δ wartości zarówno dodatnie, jak i ujemne. W pracy przedstawiono próby obliczenia parametrów anizotropii własności sprężystych dla utworów ilasto-mułowcowych syluru i ordowiku w kilku otworach leżących w basenie bałtyckim. Zastosowano metodę przedstawioną w publikacji [11]. Metoda ta stworzyła możliwość określenia parametrów ε i γ w przypadku poziomo warstwowanych łupków i prostopadłych do nich otworów. Pomiary geofizyki otworowej, a w szczególności dane rejestrowane akustycznymi sondami dipolowymi umożliwiły określanie prędkości fal podłużnych P i poprzecznych SFast i SSlow oraz obliczanie parametrów Thomsena ε i γ. Uzyskane rezultaty, porównane z otrzymanymi wynikami dla podobnych utworów łupków gazonośnych publikowanymi w literaturze, potwierdziły poprawność metody i podobieństwo zakresu zmienności parametrów ε, γ [vide 17, 20, 22].
    Anisotropy occurs in rocks and strongly affects their elastic properties. It means the differentiation of physical parameters depending on the direction in which these parameters are measured. Anisotropic series can be formed as a result of deposition processes and tectonic compressive and tensile stresses. In the interpretation of well logging data, depending on the scale of the phenomenon, anisotropy can be considered as macro- or micro-anisotropy. The macro-anisotropy will be associated with the thin-layer beds of rock formations, e.g. clay shales laminated with layers of sandstone or siltstone. The micro-anisotropy is related to the internal structure, e.g. fractional distribution of grains of different sizes or pore spaces elongated in one direction, etc. The problem of rock anisotropy and its effect on recorded velocities in acoustic log in boreholes, has been studied for many years globally. Theoretical modeling of the “response” of acoustic tools in sandstone and clay rocks usually assumes simplified anisotropic media. The best-known ones are described by Thomsen [17], anisotropy parameters ε, γ and δ characteristic for the model with hexagonal symmetry (transverse isotropy – TIV). It was noticed, on the basis of laboratory tests, that parameters ε, γ usually take positive values and parameter δ both positive and negative values. The paper presents the attempts to calculate the parameters of elastic anisotropy, for the Silurian and Ordovician clayey silty deposits in several boreholes located in the Baltic basin. The method presented in publication [11] has been applied. This method has created the possibility to determine the parameters ε and γ for horizontally layered shales and perpendicular boreholes to them. The measurements of well logging, and in particular the data recorded with acoustic dipole probes, made it possible to determine the velocity of the longitudinal P and transverse waves of SFast and SSlow and to calculate the Thomsen ε and γ parameters. The obtained results, compared with the results for similar gas-bearing shale, published in the literature, confirmed the correctness of the method and the similarity of the variability range of ε, γ parameters. [vide 17, 20, 22].
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2018, 74, 11; 796-801
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
      Wyświetlanie 1-8 z 8

      Ta witryna wykorzystuje pliki cookies do przechowywania informacji na Twoim komputerze. Pliki cookies stosujemy w celu świadczenia usług na najwyższym poziomie, w tym w sposób dostosowany do indywidualnych potrzeb. Korzystanie z witryny bez zmiany ustawień dotyczących cookies oznacza, że będą one zamieszczane w Twoim komputerze. W każdym momencie możesz dokonać zmiany ustawień dotyczących cookies