Разработка комплекса технологий по повышению эффективности эксплуатации многозабойных газовых и газоконденсатных скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Тагиров, Олег Олегович

• Тагиров, Олег Олегович
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Тагиров, Олег Олегович

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 Анализ современного состояния эксплуатации многозабойных и горизонтальных скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях

2 Проблемы эксплуатации многозабойных горизонтальных скважин

2.1 Степени влияния фильтрационно-ёмкостных параметров продуктивного пласта на рациональную длину горизонтального участка многозабойной скважины

2.2 Фильтры для боковых ответвлений многозабойных скважин и для скважин подземных хранилищ газа

2.3 Теоретические расчеты по определению режимов промывки горизонтальных стволов жидкостью

3 Математическая модель для расчета депрессии на забое при промывке скважины жидкостью или пеной с учетом перехода пены в различные агрегатные состояния от аэрированной жидкости на забое до «тумана» в приустьевой части скважины

3.1 Промывка жидкостью

3.2 Промывка пеной

3.3 Экспериментальное определение гидродинамических забойных давлений и скорости выноса твёрдых частиц при промывке скважины пеной с различными степенями аэрации

4 Методика определения конфигурации многозабойной горизонтальной скважины и её боковых ответвлений, обеспечивающей заданные режимные параметры эксплуатации при допустимой депрессии на пласт

5 Результат промысловых испытаний и оценка эффективности разработки

5.1 Результаты промысловых испытаний

5.2 Оценка эффективности использования разработанных технических

решений

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список использованной литературы

Приложение. Оценка ожидаемого эффекта

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка комплекса технологий по повышению эффективности эксплуатации многозабойных газовых и газоконденсатных скважин»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Первые многозабойные скважины были пробурены в России еще в начале 50-х годов прошлого столетия. Однако строительство этих скважин в промышленных масштабах стало осуществляться только в последнее время.

Широкому внедрению многозабойных скважин способствовали научно-технические разработки последних лет, позволяющие бурить скважины любых профилей с забойным ориентированием бурового инструмента.

Открытие и освоение нефтяных и газовых месторождений в Западной Сибири, приуроченных к заболоченным территориям в 1970 годы, также способствовало массовому внедрению технологических схем разработки месторождений кустовым расположением горизонтальных скважин.

В начальный период внедрения в практику многозабойных или горизонтальных скважин принималось, что дебиты скважин будут линейно увеличиваться с увеличением длины горизонтальных скважин и боковых ответвлений.

Однако результаты газодинамических исследований этих скважин не подтверждали концепцию линейного повышения дебита пропорционально увеличению длины горизонтального ствола.

В начальный период внедрения многозабойных скважин научные разработки по обоснованию оптимальной длины горизонтальной скважины отставали от практических возможностей строительства горизонтальных и многозабойных скважин. К настоящему времени имеются многочисленные теоретические разработки как отечественных, так и зарубежных исследователей по определению оптимальной длины горизонтальных скважин (Алиев З.С., Басниев К.С., Близнюков В.Ю., Васильев В.А., Проселков Е.Ю., Joshi S.D., Cho H., S.V. Shah и др.).

Однако ни в одной из этих работ не рассматриваются проблемы эксплуатации многозабойных скважин, особенно эксплуатации скважин,

построенных в продуктивных пластах, склонных к разрушению и образованию глинисто-песчаных пробок.

Проблема удаления продуктов разрушения пласта из забоев в процессе эксплуатации горизонтальных скважин, особенно из забоев многозабойных скважин, актуальна, так как зачастую невозможно проникнуть промывочными трубами во все боковые стволы для промывки забоев и удаления осевшей в скважине породы.

Целью диссертационной работы является разработка комплекса технологических решений, направленных на повышение эффективности эксплуатации многозабойных газовых и газоконденсатных скважин.

Основные задачи исследований

- Определить рациональную длину основного ствола многозабойной горизонтальной скважины и её боковых ответвлений путем:

установления критической длины, где скорость движения добываемого флюида обеспечивает вынос твердых частиц из ствола скважины;

выполнения условия допустимой депрессии, обеспечивающей неразрушение и необводнение коллектора;

выполнения режимных условий на входе в сборный коллектор.

- Разработать математическую модель промывки скважины пеной на депрессии, с учётом возможного перехода пены в различные агрегатные состояния от аэрированной жидкости на забое до «тумана» в приустьевой зоне, с целью очистки скважины от песчано-глинистых пробок.

- Выполнить промысловые эксперименты по определению гидродинамических забойных давлений и скоростей восходящего потока при промывке скважины пеной с различными степенями аэрации с целью управления депрессией на пласт путем изменения устьевых параметров промывки.

Научная новизна

1. Разработана методика установления рациональных длин горизонтальных стволов многозабойной скважины, где скорость добываемого флюида выше скорости выноса твёрдых частиц породы продуктивного пласта, с учётом ограничений по допустимой депрессии и с соблюдением требуемых режимных параметров на входе в промысловый коллектор.

2. Создана математическая модель определения гидродинамических забойных давлений при промывке скважин пеной с различными степенями аэрации с учетом возможного перехода пены в различные агрегатные состояния от аэрированной жидкости на забое до «тумана» в предустьевой части скважины.

3. Экспериментально установлены фактические гидродинамические давления по стволу скважины и скорости потока флюида при промывке скважины пеной с различными степенями аэрации.

4. Разработана комплексная математическая модель «пласт -многозабойная скважина», учитывающая интерференцию стоков боковых ответвлений и основного горизонтального ствола, а также изменение давлений по протяжённости горизонтальных стволов, для определения конфигурации многозабойной скважины с целью получения проектного дебита газа.

Защищаемые положения

1. Функциональная зависимость оптимальной длины горизонтального участка скважины от фильтрационно-ёмкостных параметров продуктивного пласта.

2. Математическая модель для расчета депрессии на забое при промывке скважины жидкостью или пеной с учетом перехода пены в различные агрегатные состояния от аэрированной жидкости на забое до «тумана» в приустьевой части скважины.

3. Методика экспериментального определения гидродинамических забойных давлений и скорости выноса твёрдых частиц при промывке скважины пеной путем использования данных замера только наземных параметров

промывки: расхода закачиваемой пенообразующей жидкости, объема закачиваемого газообразного агента и устьевого давления на выходе из скважины.

4. Методика определения конфигурации многозабойной горизонтальной скважины и её боковых ответвлений, обеспечивающей заданные режимные параметры эксплуатации при допустимой депрессии на пласт.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Диссертационная работа соответствует специальности 25.00.17 -разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, пунктам, указанным в формуле специальности: проектирование и управление природно-техногенных систем при извлечении из недр углеводородов (природного газа) на базе рационального недропользования, включающего экологически безопасные и рентабельные геотехнологии освоения недр.

В разделе «Область исследования» содержание диссертации соответствует 5 пункту: Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов.

Отрасль наук - технические науки.

Апробация работы

Основные результаты исследований докладывались на V Международной научной конференции «Научный потенциал XXI века» (г. Ставрополь, СевКавГТУ, 2011г.), на «IV Научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ООО «Газпром ПХГ» (г. Саратов, май 2012г.).

Полученные автором результаты исследований включены в учебные программы дисциплин «Эксплуатация горизонтальных газовых скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях» при подготовке магистров по направлению «Нефтегазовое дело».

Разработанные в диссертации технологии и методики были использованы при промывке глинисто-песчаных пробок на скважинах СевероСтавропольского и Кущевского ПХГ.

Публикации

Основные положения исследований опубликованы в 12 научных работах, из них 8 статей опубликованы в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки России. Получен патент на изобретение № 2490433 С1 МПК Е21В43/08 от 20.08.2013 г.

Объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения и приложения, изложенных на 110 страницах, включает 30 рисунков, 8 таблиц. Список использованной литературы включает 79 наименований.

В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и консультациями своего научного руководителя доктора технических наук Бекетова С.Б., которому автор глубоко благодарен. Автор выражает признательность канд. техн. наук, доценту Васильеву В.А., канд. техн. наук Коршуновой Л.Г., канд. техн. наук Хандзелю A.B., а также сотрудникам кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений за оказанную помощь, ценные советы и конструктивные замечания.

1 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ

МНОГОЗАБОЙНЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

На территории Российской Федерации сосредоточены значительные запасы энергетических ресурсов. В стране развит мощный энергетический комплекс - авангард развития экономики, имеющий большое политическое значение. Развитие всех отраслей национального хозяйства основано на энергетике.

В настоящее время в ОАО «Газпром» реализуется целенаправленная энергосберегающая политика во всех видах деятельности Общества. Актуальность энергосбережения в ОАО «Газпром» обусловлена значительным объемом потребления топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в добыче, транспорте, переработке и хранении газа.

Государственной политикой является применение инновационных энергосберегающих технологий, повышение КПД использования природных топливно-энергетических ресурсов, соблюдение всех экологических требований сохранения окружающей среды.

Осложнения, возникающие при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин

Важной научно-технической задачей выполнения решений энергетической политики ОАО «Газпром» при разработке месторождений является достижение высокой степени нефтегазоотдачи, не снижая при этом темпы добычи и технико-экономические показатели предприятий.

Причинами, не позволяющими эффективно решить эту задачу, являются осложнения, возникающие при эксплуатации скважин и приводящие к уменьшению их продуктивности. Основными причинами, приводящими к снижению добывных возможностей скважин, являются:

- кольматация ПЗП вследствие проникновения фильтрата бурового раствора и технологических жидкостей при строительстве и ремонте скважин;

- обводнение скважин;

- пескопроявление и образование глинистопесчаных пробок.

Одним из неблагоприятных явлений при освоении, эксплуатации скважин является образование в лифтовой колонне песчаных пробок. Это ускоряет абразивный износ забойного оборудования и отверстий перфорации, возможно смятие колонн на забое, остановка скважин. Если песок попадает в промысловое оборудование, то ускоряется его износ [74].

Анализ литературных источников свидетельствует о том, что основная причина выноса песка в скважину - слабосцементированный, рыхлый коллектор в призабойной зоне (ПЗП) разрушается, не выдерживая напряжения при фильтрации. Действующий на забое градиент давления превосходит допустимую величину.

Во-первых, происходит распространение разрушения в пласте, возможно обрушение кровли и смятие эксплуатационной колонны.

Во-вторых, разрушаются гравийные фильтры, что приводит к усилению разрушения пласта.

В-третьих, изнашивается как оборудование скважин, так и оборудование наземной системы сбора.

В-четвертых, в работающей скважине могут образоваться висячие песчаные пробки ниже башмака и в самой лифтовой колонне, которые при остановке скапливаются на забое и могут захватить нижнюю часть НКТ.

Литературный анализ показывает, что для предупреждения разрушения ПЗП используются следующие способы [34, 77,78,81]:

- уменьшение депрессии на пласт путем снижения дебита скважины;

- установка пескозадерживающих фильтров для создания экранов у поверхности фильтрации;

- укрепление призабойной зоны пласта путем обработки ее различными полимерными связующими, смолами или др.;

- снижение фазовой проницаемости по жидкости путем осушки ПЗП.

Проблема достижения высоких уровней добычи углеводородного сырья

связана с обеспечением эффективности эксплуатации скважин путем поддержания на максимальном уровне их производительности.

Основные направления увеличения производительности скважин можно разделить на две группы.

К первой группе относятся технологические мероприятия, направленные на снижение потерь энергии при движении газа по пласту и по НКТ (очистка призабойной зоны пласта, удаление фильтров и пластовой жидкости из НКТ).

Вторую группу составляют технические мероприятия. К ним относятся:

- строительство разветвлений от вертикальных и горизонтальных скважин;

- строительство новых разветвленных горизонтальных скважин;

- применение труб большего диаметра;

- применение средств интенсификации добычи.

Анализ литературных и патентных источников показывает, что наиболее распространенное направление воздействия на призабойную зону пласта представлено химическими методами очистки ПЗП [79,80]. Но эффект от воздействия на призабойную зону с целью ее очистки химическими методами незначительный и кратковременный.

Из литературного анализа следует, что технологические методы не имеют радикального решения проблемы повышения производительности скважин, они допускают снижение отбора, либо в процессе эксплуатации скважины предлагают специальные меры в конкретных условиях.

Наиболее перспективным направлением повышения производительности скважин является строительство многозабойных горизонтальных скважин.

Объемы строительства горизонтальных и многозабойных с горизонтально разветвленными стволами скважин на разных стадиях разработки месторождений углеводородов в последние годы возросли. Активное развитие этих технологий связано с необходимостью интенсификации добычи углеводородного сырья и повышения степени его извлечения из недр.

Достигается это за счет увеличения площади фильтрации призабойной зоны продуктивных пластов, расширения локальных зон притока углеводородов к забою скважин.

Практика показывает, что технологии с горизонтальным окончанием фильтра скважин позволяет интенсифицировать добычу углеводородов и повысить коэффициент извлечения. Продуктивность таких скважин в 1,5 ...5,0 раз выше, чем вертикальных. Однако от 35 до 50% из общего числа горизонтальных скважин оказываются неэффективными, т.к. их дебиты остаются на уровне и даже меньше вертикальных [82]. Анализ промысловой информации свидетельствует, что причины такого положения связаны с рядом технологических факторов. Основными технологическими проблемами являются:

оптимизация длины горизонтального участка ствола и числа разветвленных забоев;

повышение эффективности методов предупреждения и изоляции поглощений и водопроявлений в процессе бурения;

- оптимизация режимов притока углеводородов к горизонтальному фильтру.

Перечисленные технологические проблемы эксплуатации горизонтальных скважин ухудшают технико-экономические показатели добычи углеводородов.

В этой связи важной задачей научных и практических исследований в области добычи углеводородов является дальнейшее совершенствование и развитие технологий строительства и эксплуатации многозабойных скважин.

История развития технологии строительства горизональных и многозабойныйх скважин

Цель данного раздела — среди современных конструкций многозабойных скважин выделить предмет диссертации, многозабойные горизонтальные скважины, отличающиеся наибольшим охватом дренируемой площади, что важно для труднодоступных с поверхности объектов добычи.

Решению проблем строительства и эксплуатации горизонтальных и многозабойных скважин посвящены исследования отечественных и зарубежных авторов: Алиева З.С, Басниева К.С., Близнюкова В.Ю., Борисова Ю.П., Гасумова P.A., Васильева В.А., Тагирова K.M., Пилатовского В.П., Вахрушева И.А., Григоряна A.M., Калинина А.Г., Черных В.А., Babu D.K., H Cho, S.N. Shah, Joshi S.D. и многих других.

Большинство разработок методов расчета дебитов горизонтальных скважин относятся к нефтяным скважинам при линейном законе фильтрации.

Для газовых скважин значительным затруднением разработки методов расчета дебитов является необходимость учета нелинейного закона фильтрации в пласте зоны прилегающей к скважине. Кроме того важно учитывать нелинейный закон движения газа в горизонтальных стволах, к нелинейности закона движения газа в стволе приводит учет действия трения и инерционных сил. Учет этих факторов даст возможность определить потери давлений в горизонтальных стволах скважин. Совместно решение нелинейных уравнений фильтрации газа в пласте, притока газа к забою горизонтальных стволов, нелинейного уравнения движения газа в горизонтальном стволе с помощью аналитических методов требуют значительных упрощений исходной системы дифференциальных уравнений.

Авторы, выполняющие аналитические решения системы дифференциальных уравнений, вынуждены делать различные допущения. В работе Черных В.А. получено аналитическое решение рассматриваемой задачи, использование которого в практических расчетах затруднено громоздкостью формул и наличием табулированных функций. Выгодно отличаются работы Васильева В.А. [59, 60] тем, что полученные им аналитические решения представлены инженерными формулами, удобными для расчетов. Вопрос о соответствии получаемых аналитических решений точному решению исходной системы дифференциальных уравнений, учитывающей основные физические закономерности процесса, остается открытым.

В настоящее время разработаны наиболее точные численные трехмерные модели фильтрации процессов для линейных и нелинейных законов фильтрации. Такие модели проходят международную экспертную оценку. Ведущие организации отрасли имеют программные продукты, реализующие трехмерные модели международного класса экспертной оценки. Для практических расчетов разработана численно-аналитическая модель, авторами произведена оценка точности моделей с помощью программного продукта в РГУ имени Губкина. В работе Алиева З.С., Шеремета В.В. приведены сравнительные расчеты численно-аналитические модели и трехмерные модели международного класса точности.

Для более ясного понимания современного состояния эксплуатации горизонтальных и многозабойных скважин следует сделать краткий экскурс в историю развития технологии строительства горизонтальных и многозабойных скважин.

На начальном этапе развития строительства горизонтальных скважин бурились наклонно направленные скважины только с целью достижения труднодоступных для вертикальных скважин залежей нефти или газа, расположенных под озерами, реками, поселками или промышленными сооружениями [1-11].

Основной целью строительства горизонтальных скважин является пересечение продуктивного пласта в продольном направлении.

Многозабойные скважины являются дальнейшим развитием технологии строительства наклонно-направленного и горизонтального бурения.

Открытие и освоение нефтяных и газовых месторождений в Западной Сибири, приуроченных к заболоченным территориям, в 1970 годы обусловило массовое строительство скважин кустами с горизонтальным или пологим их окончанием. Из горизонтальных скважин получали более значительные дебиты, чем из вертикальных. Этот фактор способствовал строительству многозабойных скважин различных профилей.

На практике чаще всего используются следующие профили [12]:

- профиль многозабойной скважины с вертикальным основным и горизонтальными дополнительными стволами (рис. 1);

- многоярусные скважины, при которых в каждом ярусе бурят несколько дополнительных стволов (рис. 2);

- волнообразные, в которых из основного вертикального ствола бурят дополнительные волнообразные стволы (рис. 3).

Основными предпосылками для выбора того или иного профиля скважины является геологическая характеристика разреза; условия эксплуатации и разработки, современного уровня бурения, освоения и ремонта скважин.

'//////////////ЛУ-

Статический уровень

Устойчивые г////////,. породы </////////////////////,

У К -

У//////////////////////////////^^ 6

> 7 2

1 |

Рис. 1 - Профиль многозабойной скважины с вертикальным основным и горизонтальными дополнительными стволами: а, б - вид в разрезе и плане; 1, 2 - соответственно основной и дополнительные стволы; 3 -продуктивный пласт; 4 - граница участка продуктивного пласта

V) м м м м т »А \ м/ м/ /к- ли м ю

Рис. 2 - Схематичный профиль многоярусной скважины для разработки нефтяной залежи с активной подошвенной водой {а) и со слоисто-неоднородными коллекторами (б)

- ЧЧ ЧЧ\ \\Ч ЧЧЧ Чч' ЧЧЧ ЧЧЧ ЧЧЧ ЧЧЧ ЧЧЧ ЧЧЧ

------

{ ///уу/у / / / /

Рис. 3 - Профиль многозабойной скважины с вертикальным основным и волнообразными дополнительными стволами в слоистом пласте

По определению А.Г. Калинина и др. [12] многозабойными считаются скважины, у которых из основного ствола пробурены дополнительные. По форме

выполнения дополнительных стволов, их пространственном положении различали следующие виды многозабойных скважин:

- разветвленные наклонно-направленные;

- горизонтально разветвленные;

- радиальные.

Разветвленные наклонно направленные скважины состоят из основного ствола, обычно вертикального, и дополнительных наклонно направленных стволов.

Горизонтально разветвленные скважины - это разновидность разветвленных наклонно направленных скважин, так как их проводят аналогичным способом, но в завершающем интервале дополнительного ствола его зенитный угол увеличивают до 90 градусов и более.

У радиальных скважин основной ствол проводят горизонтально, а дополнительные - в радиальном направлении.

Ввиду многообразия профилей скважин наклонно направленных, горизонтальных, многоствольных, многозабойных, наклонно направленных с боковыми стволами, которые вносят путаницу при изложении материала, возникла необходимость создать классификацию скважин по типу их профилей и назначений.

В работе [13] Г.П. Зозуля и др. дают более детальную классификацию направленных скважин.

Горизонтальная скважина - наклонно направленная скважина с зенитным углом более 85 град и горизонтальным участком профиля большой протяженности пласта в целях увеличения его нефтегазоотдачи (продуктивности).

Горизонтальный участок - часть горизонтальной скважины, расположенной в продуктивном пласте.

Пологая скважина (полого направленная) - скважина, траектория которой имеет зенитный угол в продуктивном пласте от 50 до 85 град.

Боковой ствол (БС) - пробуренный в основной обсаженной скважине дополнительный ствол в целях извлечения нефти (газа) из невыработанного участка залежи пласта.

Боковой ствол с горизонтальным участком (БГС) - разновидность БС с участком большой протяженности в продуктивном пласте.

Многоствольная скважина (МСС) - скважина, в которой из обсаженной основной вертикальной, наклонно направленной или горизонтальной скважины пробурены боковые стволы (БС), в том числе с горизонтальным участком (БГС).

Многозабойная скважина (МЗС) - скважина с обсаженным основным стволом, как правило, до кровли продуктивного пласта и необсаженным основным стволом в продуктивном пласте, из которого проводятся в продуктивный пласт ответвления.

Многозабойная горизонтальная скважина (МЗГС) - разновидность многозабойной скважины, в которой ответвления в продуктивном пласте проводятся из необсаженной части горизонтального участка основного пласта.

Многоствольная-разветвленная скважина (MPC) - многоствольная скважина, в которой из необсаженных участков боковых стволов пробурены в продуктивном пласте необсаженные ответвления.

Боковые стволы (БС, БГС) строятся из недействующего и простаивающего фонда скважин.

Учитывая наличие тесного контакта с зарубежными нефтегазовыми фирмами при освоении наших нефтяных и газовых месторождений, следует также рассматривать международную классификацию, которую предложила некоммерческая организация (TAML).

Начало этой организации было положено в марте в 1997 года, когда был организован международный форум для обмена опытом бурения горизонтально-разветвленных скважин, унификации подходов и определения направления дальнейшего развития этой технологии. Участниками этого неформального форума являлись BP, Norsk Hydro, Statoil, Esso UK, Mobil, Phillips, Maersk, Texaco, Total, Chevron, Shell Oil, Shell International E&P, and Shell UK Expro.

В 1998 году был сформирован a Joint Industry Project (JIP), результатом которого стала публикация международной классификации горизонтально-разветвленных скважин (The TAML Classification System).

В ноябре 2002 года на встрече членов TAML в Калгари были переопределены цели организации, исходя из современного состояния и нужд отрасли. В связи с этим она была преобразована в некоммерческую организацию на основе членства и стала открыта для вступления новых членов.

Миссия организации - популяризация, развитие и внедрение технологии строительства многозабойных скважин в международных масштабах путем обмена информацией и обучающих программ.

Международная классификация многоствольных скважин TAML (Complexity Ranking):

Термины и определения

Вся совокупность технологий бурения различных видов многоствольных (разветвленных) скважин в англоязычных публикациях описывается термином Multi-Lateral Technology. В русскоязычных публикациях встречаются различные термины для описания этой технологии. Приведу здесь термины, единообразно описывающие различные виды скважин и боковых стволов.

НЕОРИЕНТИРОВАННЫЙ БОКОВОЙ СТВОЛ - боковой ствол скважины, пробуренный в произвольном азимутальном направлении без контроля траектории с помощью телесистемы при бурении данного бокового ствола.

БОКОВОЙ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫЙ СТВОЛ (БННС) - боковой ствол скважины, пробуренный в соответствии с проектной траекторией с заданным углом и в заданном направлении (азимуте). При бурении наклонно-направленного бокового ствола управление и контроль за траекторией бокового ствола скважины должен осуществляться с помощью телесистемы в режиме реального времени,

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Тагиров, Олег Олегович, 2015 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Борисов, Ю. П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами / Ю.П. Борисов, В.П. Пилатовский, В.П. Табаков. -М.: Недра, 1964.

2. Бронзов, А. С. Бурение наклонных скважин / A.C. Бронзов, А.П. Смирнов. - М.: Гостоптехиздат, 1948.

3. Бурение нескольких наклонно направленных стволов из одной скважины: Пер. с англ. // Шельф. - 1989. - Т. 49. - № 7. - Фонды ВНИИЭГазпром.

4. Будущее за горизонтальными скважинами // Нефтяник. - 1989. -№6.

5. Вахрушев, И. А. Результаты строительства и эксплуатации горизонтальных скважин на месторождениях Западной Сибири / И. А. Вахрушев, А. А. Ручкин и др. // Нефтяное хозяйство, 2010, № 2.

6. Габбасов, Г. X. Эффективность бурения и эксплуатации горизонтальных скважин / Г.Х. Габбасов // Нефтяное хозяйство. - 1981. - № 8.

7. Григорян, А. М. Многозабойное вскрытие пластов / A.M. Григорян // Нефтяник. -1956. - № 7.

8. Bright Future Predicted for Horizontal Drilling.//Oil Weekly, v. 115,N 3, 18/1X, 1944.

9. Babu D. K., Odeh A. S. Productivity of a Horizontal Well. SPE18298, 1988.

10. Babu D. K., Odeh A. S. Productivity of a Horizontal Well. SPE 18301,

1988.

11. De Montlgny O., Sorreaux P., Louis A., Lessi J. Horizontal Well Drilling Data Enchance Reservoir Appraisal.//Oil and Gas Journal 1988, v. 86, N 37.

12. Калинин, А.Г. Профили направленных скважин и компановки низа бурильных колонн / А.Г. Калинин, Б.А. Никитин, K.M. Солодкий, A.C. Повалихин. -М.: Недра. 1995.

13. Зозуля, Г.П. Особенности добычи нефти и газа из горизонтальных скважин / Г.П. Зозуля, A.B. Кустышев, И.С. Матияшин, М.Г. Гейхман, Н.В.

Инюшин. - М.: Издательский центр «Академия». 2009.

14. Проблемы и достижения в области бурения наклонно направленных скважин с горизонтальным стволом в продуктивном горизонте : пер. с англ. // Нефть и газ. -1988, -№ 19, 21, 24, 27. - Фонды ВНИИЭГазпрома.

15. Spreux A., Georgas С, Lessi J. Most Problems in Horizontal Completions are resolved.//Oil and Gas Journal, v. 86, N 24, VI, 1988.

16. Алиев, 3. С. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газоконденсатные пласты / 3. С. Алиев, В. В. Шеремет. -М. : Недра. 1995.

17. Андра, П. Д. Более высокая производительность скважин при горизонтальном бурении / П.Д. Андра // Международный инженер-нефтяник. -1984. -№ 12 - Пер. с англ. - Фонды ВНИИЭГазпрома.

18. Бурение горизонтальных скважин//Новости нефтяной техники.-1946,-№ 3.

19. Добыча нефти из горизонтальных скважин на месторождении Сиру с. Информация компании BP // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. - 1990, -№ 9.

20. Жианиезини, Д. Ф. Причина широкого распространения горизонтального бурения / Д.Ф. Жианиезини // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. - 1989. -№3.

21. Кагарманов, Н. Ф. Опыт горизонтального бурения в Башкирии / Н.Ф. Кагарманов, В.Х. Самигуллин, В.И. Халявкин. Экспресс-информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин: ВНИИОЭНГ. - Вып. 10. - М.1990.

22. Каригсон, X. Мировой опыт успешного горизонтального бурения / X. Каригсон, Р. Битто // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. - 1989. - № 3.

23. Me. Nickoll R. Drilling Shells Cormorant Alpha 13. Extended-Reach Well.//Gas-History of Word Record-Drilling. N 4, July/Aug, 1989.

24. Компания «ЭССО». Бурение самой протяженной в мире горизонтальной скважины: Пер. с англ. // Еженедельник нефти. - 1984. -№ 35. -Фонды ВНИИЭГазпрома.

25. Опыт бурения горизонтальных скважин в США: Сб. пер. с англ., 1991. -Фонды ВНИИЭГазпрома.

26. Обзор состояния бурения скважин с горизонтальным стволом. Экспресс-информ. Сер. Техника и технология бурения скважин. Зарубежный опыт: ВНИИОЭНГ - Вып. 24. - М., 1988.

27. Мак-Кейб, Ч. Бурение скважин с большим горизонтальным смещением забоя / Ч. Мак-Кейб // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. - 1990. - № 5.

28. Проект бурения скважины со смещением ствола по горизонтали на 1000 м: пер. с англ. // Шельф, -1989. -Т. 49. -№ 1.-Фонды ВНИИЭГазпрома.

29. Славицкий, B.C. Опыт проведения и результаты газодинамических исследований горизонтальных скважин Кущевского ПХГ / B.C. Славицкий, Д.Н. Черновалов, Э.В. Сова // Строительство и эксплуатация ПХГ горизонтальными скважинами. - Анапа, Краснодар, 1996.

30. Васильев, В.А. Сравнительная характеристика работы горизонтальных и вертикальных скважин по данным газодинамических исследований на примере Кущевского ПХГ / В.А. Васильев, Э.В. Сова, А.И. Щекин, Ф.А. Сахипов / Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Сб. науч. трудов СевКавНИПИгаза. - Ставрополь: РИЦ ОАО «СевКавНИПИгаз», 2003. Вып.38. 556 с.

31. Васильев, В. А. Особенности освоения горизонтальных скважин Кущевского ПХГ / В.А. Васильев, В.Э. Сова, Э.В. Сова, И.М. Шебанов // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. Серия «Нефть и газ», №1 (4), 2004.

32. Вахрушев, И. А. Результаты строительства и эксплуатации горизонтальных скважин на месторождениях Западной Сибири / И.А. Вахрушев, A.A. Ручкин и др. // Нефтяное хозяйство. 2010, №2.

33. Алиев, 3. С. Влияние выпавшего конденсата на коэффициент фильтрационного сопротивления / З.С. Алиев // Вклад молодых специалистов в газовую промышленность. ЦНТИ Газпром, 1964.

34. Алиев, 3. С. Технологический режим работы газовых скважин / З.С.

Алиев, С.А. Андреев, А.П. Власенко, Ю.П. Коротаев. -М.: Недра, 1978.

35. Алиев, 3. С. Определение производительности горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин / З.С. Алиев, В.В. Шеремет / Экспресс-иформ. Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: ВНИИЭГазпром. - Вып. 3. - М., 1992.

36. Алиев, 3. С. Определение дебита горизонтальной газовой скважины, вскрывшей на произвольном расстоянии от кровли и подошвы полосообразный пласт / З.С. Алиев, В.В. Шеремет / Экспресс-информ. Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: ВНИИЭГазпром - Вып. 4. - М., 1992.

37. Алиев, 3. С. Обоснование модели задачи фильтрации газа при нелинейном законе сопротивления к горизонтальной скважине, вскрывшей полосообразную залежь / З.С. Алиев, В.В. Шеремет / Экспресс-информ. Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: ВНИИЭГазпром - Вып. 6. - М., 1992.

38. Алиев, 3. С. Влияние потерь давления в горизонтальной части ствола на производительность горизонтальных газовых скважин / З.С. Алиев, В.В. Шеремет / Экспресс-информ. Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: ВНИИЭГа:пром. -Вып. 5. - М., 1992.

39. Алиев, 3. С. Определение дебита горизонтальной газовой скважины, вскрывшей слабоустойчивую полосообразную залежь / З.С. Алиев, В.В. Шеремет / Обзор, информ./ВНИИЭГазпром. - М., 1992. - Вып. 12: Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности.

40. Жианиезини, Д. Ф. Технология эксплуатации скважин с горизонтальным стволом / Д.Ф. Жианиезини // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. - 1989.

- № 5.

41. Использование горизонтальных скважин для добычи газа в Канаде: пер., с англ. // Еженедельник повышения добычи. - 1989. - № 24/1У. - Фонды

ВНИИЭГазпрома.

42. Тагиров, К.М. Обоснования оптимальной длины горизонтального участка ствола в газовой скважине и допустимой депрессии на продуктивный пласт / К. М. Тагиров, В. И. Нифантов, В. И. Киршин и др. // Нефть и газ. Выпуск III. Бурение скважин.

43. Тагиров, К.М. Проблемы эксплуатации многозабойных и горизонтальных скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях и ПХГ / К.М. Тагиров, JI.T. Коршунова, О.О. Тагиров, А.В. Хандзель // Вестник СевероКавказского государственного технического университета. 2012. № 4(33).

44. Близнюков, В. Ю. Исследование влияния различных факторов на длину горизонтального ствола скважины в условиях однофазного потока / В. Ю. Близнюков // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2006, № 5.

45. Пилатовский, В. П. Исследование некоторых задач фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальный пласт / В.П. Пилатовский: Тр. ВНИИ.-М.: Гостоптехиздат, 1960.-Вып. XXXII.

46. Шеремет, В. В. Определение производительности горизонтальных нефтяных скважин / В.В. Шеремет // Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности. - М. : ВНИИЭГазпром. - 1992. - Вып. 2.

47. Н. Cho, S. N. Shah. Optimization of well length for horizontal drilling. Journal of Canadian Petroleum Technology / May 2002. Volume 41, № 5.

48. Giannesini J. F. Production Technology Takes New Direction for Horizontal Wells.//World Oil. May, 1989.

49. Joshi S. D., Mutalik P. N. Decline curve analysis predicts oil recovery from Horizontal Wells.//Oil and Gas Journal. September, 7, 1992.

50. Karcher B. J., Giger F. M., Combe J. Some Practical Formulas to Predict Horizontal Well Behavior. SPE 15430, 1986.

51. Mariotti C, Armessen P., Gourdan A. P. Horizontal Drilling Has

Negative and Positive Factors.//Oil and Gas Journal, v. 86, N 21, 1988.

52. Joshi S. D. Horizontal well technology. Tulsa, Oklahoma, USA, 1991.

53. Проселков, Е.Ю. Оценка предельной длины горизонтальной скважины / Е.Ю. Проселков, Ю.М. Проселков // Нефтяное хозяйство. 2004, № 1.

54. Близнюков, В.Ю. Исследование влияния различных факторов на длину горизонтального ствола скважин в условиях однофазного потока / В.Ю. Близнюков // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2004, № 5.

55. Economidas М. I., Me. Lennon J. D., Brown E. Perfomance and Stimulation of Horizontal Wells.//Word Oil, v. 208, N 6, 1989.

56. Sung W., Ertekin T. Performance Comparison of Vertical and Horizontal Hydraulic Fractures and Horizontal Boreholes in Low-permeability Reservoirs a Numerical Study. SPE 1640, 1987.

57. Тагиров, О.О. К определению оптимальной длины горизонтального ствола в многозабойных скважинах / О.О. Тагиров // Вестник СевероКавказского государственного технического университета. 2011, №2(27). С. 111 -114.

58. Тагиров, K.M. К вопросу определения предельной длины горизонтального участка скважины / K.M. Тагиров, Л.Г. Коршунова, О.О. Тагиров // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. 2009, №4(21).

59. Васильев, В.А. Нелинейная фильтрация газа в пористой среде / В.А. Васильев, С.Ю. Борхович, В.Е. Дубенко / Строительство газовых и газоконденсатных скважин. Сборник научных трудов ОАО «Газпром», ВНИИгаз, 1999.

60. Васильев, В.А. Нелинейная фильтрация газа к горизонтальной скважине / В.А. Васильев, Э.В. Сова, А.И. Щекин // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. Серия «Нефть и газ», №1 (4), 2004.

61. Леонов, Е.Г. Гидроаэромеханика в бурении / Е.Г. Леонов, В.И. Исаев : Учебник для вузов. - М. : Недра, 1987. 304 с.

62. Васильев, В.А. Совершенствование технологии формирования гравийных фильтров в мелкозернистых коллекторах / В.А. Васильев, Д.В. Дубенко // ХШ научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири», 17-21 мая 2004 г. - Тюмень, 2004.

63. Васильев, В.А. Диагностика газовых скважин, оборудованных фильтрами по результатам газодинамических исследований / В.А. Васильев, А.Е. Арутюнов, Д.А. Удодов, С.Ю. Борхович / Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации ПХГ. Сборник научных трудов СевКавНИПигаза, -Ставрополь, 2001 г., вып. 34

64. A.c. 1164403 СССР, МПК 4 Е21В43/08. Фильтр / В.А. Гиринский, В.Н. Коршунов, В.М. Щапин. № 3597755/22-03; Заявлено 21.02.83; Опубликовано 30.06.85.-Бюл. №24.

65. Абубакиров, В.Ф. Буровое оборудование / В.Ф. Абубакиров, Ю.Г. Буримов, А.Н. Гноевых и др. / Справочник: в 2-х т. Т. 2: Буровой инструмент. -М : ОАО Издательство «Недра», 2003. С. 470 - 471.

66. Строительство газовых и газоконденсатных скважин / Сб. научных трудов. ВНИИБАЗ. - М., 1997. С. 14-18.

67. V. С. Kelessidis, G. Е. Mpandelis, Flow Patterns and Minimum Suspension Velocity for Efficient Cuttings Transport in Horizontal and Deviated Wells in Coiled-Tubing Drilling. SPE/ICoTA Coiled Tubing Conference. Houston, Texas, U.S.A., 8-9 April 2003.

68. Тагиров, K.M. Расчет режимов промывки горизонтальной скважины при удалении глинисто-песчаных пробок с помощью колтюбинга / K.M. Тагиров, Л.Г. Коршунова, A.A. Бражников // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. 2008, №1(14). - С. 5 - 9.

69. Mitchell, R. F. Simulation of air and mist drilling for geothermal wells / R. F. Mitchell // J. Petrol. Technol, 1983, Vol. 35, № 12, P. 2120 - 2126.

70. Яковлев, A.M. Бурение скважин с пеной на твердые полезные ископаемые / А. М. Яковлев, В. И. Коваленко. - Д.: Недра Ленингр. отд-ние. 1987. 126 с.

71. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. - М.: Недра, 1980. 301 с.

72. Тагиров, K.M. Результаты контроля технологических параметров пены при промывке песчано-глинистых пробок / K.M. Тагиров, В.В. Киселев, А-Г.Г. Керимов, О.О. Тагиров, И.А. Соболев // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. - 2007. - № 4(13). - С. 9-14.

73. Черных, В.А. Научные основы моделирования горизонтальной газовой скважины / В.А. Черных, В.В. Черных. - М.: РУДН, 2014. 123 с.

74. Тагиров, K.M. Бурение на депрессии на пенах при аномально низких пластовых давлениях с использованием выхлопных газов дизельных моторов вместо воздуха или азота [Текст] / K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, В.И. Чернухин // Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений и ПХГ. Сб. науч. трудов СевКавНИПИгаза. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2002. С. 146-158.

75. Гасумов, P.A. Повышение надежности изоляционного барьера при проведении ремонтно-восстановительных работ в скважинах с АНПД [Текст] / P.A. Гасумов, В.Г. Мосиенко, C.B. Нерсесов [и др.] // Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений и ПХГ. Сб. науч. трудов СевКавНИПИгаза. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2002. С. 171-177.

76. Гасумов, P.A. Техника и технология удаления жидкости из газовых скважин с помощью пенообразующих веществ [Текст] / P.A. Гасумов, Ю.С. Тенишев, З.С. Салихов [и др.] // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ. Сб. науч. трудов СевКавНИПИгаза. -Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2005. С. 7 - 19 .

77. Гасумов, P.A. Промысловые испытания технологии интенсификации притока газа скважин Ямбургского НГКМ [Текст] / P.A. Гасумов, Ю.С. Тенишев,

З.С. Салихов [и др.] // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ. Сб. науч. трудов СевКавНИПИгаза. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2005. С. 33-55.

78. Гасумов, P.A. Предупреждение выноса песка из продуктивного пласта в условиях АНПД [Текст] / P.A. Гасумов, В.Г. Мосиенко, Ю.С. Тенишев [и др.] // Строительство газовых и газоконденсатных скважин. Сб. науч. трудов ВНИИГАЗ. - М., 1999. С 75-77.

79. Поляков, В.Н. Технологические проблемы строительства многозабойных скважин с горизонтально разветвленными стволами [Текст] / В.Н. Поляков, P.P. Хузин, С.А. Постников [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2013. - № 9. - 10-12.

ПРИЛОЖЕНИЕ Оценка ожидаемого эффекта

ООО «ГАЗПРОМ пхг»

Ставропольское управление аварийно восстановительных работ и капитального ремонта скважин

_А.А. Басов

^ А? 2014г.

ОЦЕНКА ОЖИДАЕМОГО ЭФФЕКТА

от использования разработанных технологических решений в

диссертационной работе РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА ТЕХНОЛОГИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ

ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МНОГОЗАБОЙНЫХ

ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

Эксплуатация залежей, разрабатываемых при низких пластовых давлениях, сопровождается ухудшением условий добычи. Работа скважин осложняется кольматацией призабойной зоны вследствие проникновения фильтрата технологических жидкостей при ремонте скважин, обводнением скважин и образованием глинистопесчаных пробок. При этом происходит снижение добывных возможностей скважин. В этих условиях задача достижения высоких уровней добычи углеводородного сырья связана с обеспечением эффективности эксплуатации скважин путем поддержания на максимальном уровне их производительности.

Анализ литературных и патентных источников показывает, что наиболее распространенными способами повышения производительности скважин является технологические мероприятия, направленные на снижение потерь энергии при движении газа по пласту и по НКТ (удаление глинистопесчаных пробок, очистка ПЗП и др.), а также технические мероприятия (зарезка боковых стволов).

Эффективность промывки скважин с целью удаления глинистопесчаных пробок зависит от режимов промывки, обеспечивающих вынос песка с забоя скважин. Для расчета режимов промывки разработана математическая модель, позволяющая в конкретных условиях рассчитать критические расходы промывочной жидкости.

Комплекс разработанных в диссертации технических и технологических решений направлен на решение важной народнохозяйственной проблемы - обеспечение высоких уровней и темпов добычи углеводородного сырья при максимальном извлечении его из недр.

Использование разработанных в диссертации технологических решений на газовых и газоконденсатных месторождениях ОАО «Газпром» позволит получить существенный экономический эффект.

Расчет и оценка эффективности НИОКР проведены в соответствии с «Внутрикорпоративными правилами оценки эффективности НИОКР», утвержденными приказом от 16.08.2004 № 70.

Согласно классификации НИОКР данная разработка относится к группе «К», вид эффекта - коммерческий.

Экономический эффект проявляется в повышении эффективности разработки месторождений в период падающей добычи за счет применения на ГП высокоэффективного оборудования по компримированию низконапорного газа.

Основными составляющими экономического эффекта при использовании разработанной в диссертации технологии промывки скважин являются следующие:

- повышение производительности скважин;

- повышение результативности промывок песчано-глинистых пробок;

- сокращение затрат на промывку песчано-глинистых пробок.

-сокращение времени простоя скважин.

При определении эффективности используется принцип «без проекта -с проектом».

Расчеты экономической эффективности выполнены по основному методу. Налоговое окружение принимается в соответствии с действующим законодательством. Расчет выполняется в текущих ценах базового периода без учета НДС, в качестве показателей коммерческой эффективности используются интегральный эффект (чистый дисконтированный доход) и индекс эффективности.

Расчет экономической эффективности технологии удаления песчано-глинистых пробок с забоев скважин путем промывки пеной проводился для скважин ССПХГ.

Исходные данные к расчёту эффективности представлены в таблице 1.

У0В

Наименование показателя Ед. изм. Значение

1 2 3

Затраты на промывку глинисто- тыс. руб. 4 770,00

песчаной пробки на 1 скважине

Среднесуточный дебит до

промывки скважины № 251 тыс. м3 195

563 209

Среднесуточный дебит после

промывки скважины № 251 тыс. м3 682

563 416

Время работы скважины в год в сут. 180

режиме отбора

Удельный показатель чистой

прибыли от реализации дополнительно добытого газа руб./тыс. м3 518,00

Ставка налога на прибыль % 20

Норма дисконта % 12

Расчёт эффективности представлен в таблице 2.

Таблица 2 - Расчет эффективности

Наименование показателя Единица измерения Скважина №251 Скважина №563

1 2 3 4

Затраты на промывку глинисто-песчаной пробки на 1 скважине тыс. руб. 4770,00 4770,00

Среднесуточный дебит скважины до внедрения разработки тыс.м3/сут. 195 209

Среднесуточный дебит скважины после внедрения разработки тыс.м3/сут. 682 416

Дополнительная добыча газа на скважине в результате . внедрения технологии в год внедрения тыс.м3 87660 37260

/Од

1 2 3 4

Количество дополнительно

полученного газа, подлежащее реализации в результате тыс.м3 87660,00 37260,00

внедрения технологии

Удельный показатель чистой прибыли от реализации газа руб./ЮОО м3 518,00 518,00

Прибыль от реализации дополнительно добытого газа тыс. руб. 45407,88 19300,68

за счет внедрения технологии

Прибыль от внедрения разработки тыс. руб. 40637,88 14530,68

Налогооблагаемая прибыль тыс. руб. 40637,88 14530,68

Ставка налога на прибыль % 20,00 20,00

Налог на прибыль тыс. руб. 8127,58 2906,14

Чистая прибыль тыс. руб. 32510,30 11624,54

Чистый поток денежных средств тыс. руб. 32510,30 11624,54

Норма дисконта % 12 12

Коэффициент 1 1

дисконтирования

Дисконтированный чистый поток денежных средств тыс. руб. 32510,30 11624,54

Интегральный эффект Эи тыс. руб. 44134,85

Индекс эффективности Иэ отн. ед. 4,63

Начальник отдела ОПОТиЗ

Л

А.Р. Кавешникова