Разработка составов гидрофобных эмульсий и их применение в условиях сероводородной агрессии: На примере Астраханского ГКМ тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.10, кандидат технических наук Поляков, Игорь Генрихович

• Поляков, Игорь Генрихович
• кандидат технических наук
• 1999

Оглавление диссертации кандидат технических наук Поляков, Игорь Генрихович

ОГЛАВЛЕНИЕ

Стр.

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ ОТЕЧЕСТВЕННОГО И ЗАРУБЕЖНОГО ОПЫТА В ОБЛАСТИ ЗАКАШИВАНИЯ

СКВАЖИН И ПРИМЕНЕНИЯ ОБРАТНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

В НЕФТЕГА30ПР0МЫСЛ0В0Й ПРАКТИКЕ

1.1. Основные задачи исследования

2.ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ПОДБОРУ

РЕЦЕПТУР СПЕЦЩДКОСТЕЙ ДЛЯ УСЛОВИЙ АГКМ

2.1. Методика исследований. Особенности контроля

и регулирования свойств гидрофобных эмульсий

2.2. Подбор рецептуры и основные требования к компонентам гидрофобной эмульсии для

вскрытия продуктивного горзонта

2.3. Лабораторные исследования по выбору консервационной жидкости на основе

гидрофобной эмульсии

2.3.1. Определение поглотительной способности жидкости консервации к сероводороду

2.3.2. Исследования коррозионной активности жидкости консервации

2.3.3. Стендовые испытания по изучению влияния жидкости консервации на проницаемость образцов карбонатного керна

2.3.4. Эксперементальные исследования блокирующих свойств жидкости консервации

2.3.5. Исследование совместимости жидкости консервации с технологическими процессами АГПЗ

2.4. Составы гидрофобных эмульсий

для интенсификации притока газа

2.5. Основные результаты лабораторных и

стендовых исследований

3. ПРОМЫШЛЕННОЕ ПРИМЕНЕНИЕ ГИДРОФОБНЫХ

ЭМУЛЬСИЙ НА АСТРАХАНСКОМ ГКМ

3.1. Вскрытие продуктивного пласта

с использованием ГЭР

3.2. Применение гидрофобной эмульсии

при консервации скважин

3.3. Применение гидрофобной эмульсии в скважинах

с негерметичным затрубным пространством

3.4. Применение гидрофобных кислотных эмульсий

для интенсификации притока газа

3.5. Экономическая эффективность применения гидрофобных эмульсий на Астраханском ГКМ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ. ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИИ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИИ

АГКМ Астраханское газоконденсатное месторождение;

АГП АстраханьГазпром;

АГПЗ Астраханский газоперерабатывающий завод;

Виско ингибитор коррозии;

внпп ингибитор коррозии;

гкм газоконденсатное месторождение;

гпз газоперерабатывающий завод;

ГПУ газопромысловое управление;

гэ гидрофобная эмульсия;

ГЭР гидрофобный эмульсионный раствор;

ДЭА диэтаноламин;

же-7 поглотитель сероводорода;

ИБР известково-битумный раствор;

КМЦ карбоксиметилцелльслоза;

КО клапан-отсекатель;

Кпр коэффициент продуктивности;

т мицеллярная дисперсия;

мк межколонное(пространство);

Нефтехим эмульгатор-стабилизатор;

НКТ насосно-компрессорные трубы;

ПАВ поверхностно-активное вещество;

ПЗП призабойная зона пласта;

ПО подземное оборудование;

Рэм эмульгатор;

РД руководящий документ;

Секан-Газ

Сепакорр

СЖ

СКО

СМВД

СНС

СТП

ТГ

Эком Эмультал

Сх И С2 3 рН тЬ

ингибитор коррозии; ингибитор коррозии; синтетические жирные кислоты; соляно-кислотная обработка; добавка к буровому раствору; статическое напряжение сдвигу; стандарт предприятия; трубная головка; эмульгатор; эмульгатор;

объём работ, выполненный с применением ГЭР, м;

нормативный коэффициент капитальных вложений;

себестоимости единицы продукции;

экономический эффект, тыс.руб.; водородный показатель;

произведение коэффициента пористости на эффективную мощность

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка составов гидрофобных эмульсий и их применение в условиях сероводородной агрессии: На примере Астраханского ГКМ»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Разработка Астраханского

газоконденсатного месторождения (АГКМ) осложняется целым комплексом горно-геологических факторов, к которым следует отнести высокое содержание сероводорода (до 28 %) в пластовом газе и довольно низкие коллекторские свойства продуктивного пласта.

Необходимость применения оборудования и инструмента в антикоррозийном исполнении импортного производства обусловила высокую стоимость скважин на АГКМ и их сравнительно небольшое количество.

В этих условиях особую актуальность приобретают вопросы, связанные с применением спецжидкостей для первичного вскрытия продуктивного пласта бурением, временной консервации скважин и интенсификации притока газа, которые обеспечивали бы максимальное сохранение проницаемости призабойной зоны пласта для получения дебитов, адекватных потенциальным возможностям скважин.

В работе рассмотрено применение гидрофобных эмульсий для вскрытия пласта бурением, временной консервации скважин и интенсификации притока газа.

Первичное вскрытие значительного по мощности пласта с использованием глинистого раствора на водной основе сопровождалось частыми дообработками и дополнительными затратами времени и химреагентов. Кроме того, в результате сильной кольматации коллектора при вскрытии продуктивного пласта бурением на глинистом растворе возникали серьёзные

трудности при последующем освоении скважины. Во многих случаях дебит газа был гораздо ниже величины

потенциального, определённого по комплексу

газогидродинамических и геофизических исследований в сочетании с результатами исследований на контрольном сепараторе.

Наряду с другими, вопросы технологии консервации эксплуатационных скважин на АГКМ представляют исключительную актуальность, так как темпы разбуривания месторождения значительно опережали ввод мощностей по переработке газа. Это привело к длительной консервации значительного количества скважин. За период с 1985 по 1990 г. из 79 законченных бурением 51 скважина находилась в консервации более трёх лет (табл. 1).

Заключение диссертации по теме «Бурение скважин», Поляков, Игорь Генрихович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ. ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработана рецептура ГЭР на основе эмульгатора-стабилизатора Нефтехим для заканчивания газовых скважин в условиях АВПД, высокой пластовой температуры и жёсткой сероводородной агрессии.

2. В процессе лабораторных, стендовых и промысловых испытаний установлена высокая агрегативная стабильность ГЭР в процессе длительного воздействия температуры, гидрофильного материала и сероводорода. Рецептура ГЭР успешно использована при первичном вскрытии значительных по мощности интервалов продуктивного пласта на двух скважинах Астраханского ГКМ.

3. Промышленное испытание ГЭР при первичном вскрытии продуктивных карбонатных отложений порово-трещинного типа позволило существенно облегчить процесс освоения эксплуатационных скважин - при отдувке скважин не отмечено кольмата-ционных пробок, скважины запускались в работу в течение короткого времени. При этом более чем в два раза увеличилась их продуктивность по сравнению с соседними скважинами при аналогичных коллекторских свойств пласта .

4. На основе мицеллярной дисперсии предложен состав консервационной жидкости и для условий жёсткой сероводородной агрессии, обеспечивающие надёжную изоляцию продуктивного пласта, предотвращение поступления сероводорода на устье скважины и сохранение её исходной продуктивности.

5. Установлено, что жидкость консервации обладает низкими коррозионными свойствами и совместима с технологическими процессами Астраханского ГПЗ.

6. Промысловыми работами доказано, что консервапионная жидкость в течение длительного (более года) нахождения в забойной части эксплуатационной скважины сохраняет свои технологические свойства, приводит к образованию пробок в НКТ и не вызывает каких-либо затруднений при работе с глубинными приборами.

7.На основании лабораторных исследований и анализа геолого-промысловой информации разработана рациональная технологическая схема работ по интенсификации притока газа на Астраханском ГКМ, которая включает область применения ин-вертных кислотных эмульсий и блокирующей жидкости на основе мицеллярной дисперсии и обеспечивает:

- замедление скорости взаимодействия кислоты с породой;

- увеличение охвата пласта по горизонтали;

- выравнивание профиля притока по вертикали пласта;

- уменьшение кислотной коррозии труб и ПО.

8. Сформирована база данных по обработкам пласта и разработана компьютерная программа определения эффективности СКО по данным исследования на контрольном сепараторе.

9. Экономический эффект от внедрения разработанных ГЭР и жидкости консервации составил 1220,9 тыс. руб. (в ценах 1998 г.) . В результате проведения четырех эмульсионных обработок в 1997 г. экономический эффект составил 697 тыс. руб.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Поляков, Игорь Генрихович, 1999 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ источников

1. Амиян В.А., Уголев B.C. Физико-химические методы повышения производительности скважин // М.: Недра, 1970. -280 с.

2. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта // М. : Недра, 1970. - 312 с.

3. Степаньянц А. К. Вскрытие продуктивных пластов // М.:Недра, 1968. - 416 с.

4. Выжигин Г.Б., Кривоногов A.M., Жаринов П.Г. Необратимость снижения проницаемости пород при воздействии бентонитового бурового раствора // Нефтегаз.геол., геофиз. и бурение.-1984.- N 9. С. 19-21.

5. Дж.р.Грей, Г.С.Г.Дарли. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). Перевод с англ. Д.Е.Столярова.- М. Недра, 1985. - 510 с.

6. Масляков А.П.. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов. Серия Бурение. Обзор, вып. 2/85, М.1985.

7. Лезов Г.О., Яшин В.И., Исмагилов Т.А. и др. Технология комбинированного глушения и вторичного вскрытия нефтяных скважин с использованием инвертной эмульсии "Дисин" // Нефтяное хозяйство.- 1994.- N2.- С.48-51.

8. A.c. 11627678 (СССР). Способ разработки нефтяных месторождений с химически восстанавливающей средой /В. П. Городнов, А.Ю.Еыскин и др. Заявл. 03.05.89. Опубл. 1991. - Б.И.N6.

9.А.с. 1665024 (СССР). Способ приготовления вязкоупругого состава/Э.С.Сенкевич, Л.К.Брун. Заявл.29.11.88. Опубл. 1991. - B.H.N 27.

10. Н.Э.Зейналов и др. Вязкоупругая масса для использова-

ния при бурении скважин.- Известия вузов "Нефть и газ".-1991.-N 8.

11. A.c. 1624129 (СССР). Состав для регулирования разработки нефтяного месторождения/В.П.Городнов, И.Г.Калуеев. За-явл. 16.02.89. Опубл. 1991. - Б.И. N 4.

12. Хейфец И.Б., Токунов В.И. О целесообразности использования ПСБР для вскрытия пластов / / Нефтяная и газовая промышленность, 1987, N 3. - С. 34-35.

13. A.c. 1539307 (СССР). Полимерная композиция для тампонирования скважин / М.С.Долганов и др. Заявл. 04.11.87. Опубл. 30.01.90. Б.И. N 4.

14. A.c. 1416670 (СССР). Состав для изоляции зон поглощений и способ его приготовления/ В.А.Евецкий, О.К.Белкин и др. Заявл. 18.08.86. Опубл. 1988, Б.И. N 30.

15. A.c. 1518486 (СССР). Способ изоляции проницаемого пласта в скважине / А.К.Демьяненко, В. Ф. Черныш и др.Заявл.08.10.87. Опубл. 30.10.89. Б.И. N 40.

16. A.c. 1432196 (СССР) . Гелеобразуетций тампонажный состав/А. Н.Костыцев, О.К.Белкин и др. Заявл. 18.07.86. Опубл. 1988, Б.И. N 39.

17. A.c. 1472643 (СССР). Гелеобразугаций состав/Б.С.Лядов, С.В.Усов и др. Заявл. 29.12.86. Опубл. 1989, Б.И. N 14.

18. A.c. 1548415 (СССР) . Гелеобразующая композиция для обработки нефтяных скважин/А.С.Рябоконь, J1.И.Мясникова и др. Заявл. 10.05.88. Опубл. 1990, Б.И. N 9.

19. A.c. 1239272 (СССР). Буферная жидкость/Ф.А.Шихалиев. Заявл. 31.07.84. Опубл. 1986, Б.И. N 23.

20. A.c. 1553651 (СССР). Способ приготовления состава на нефтяной основе для закупоривания пластов / В.А.Евецкий и др.

Заявл.27.02.87. Опубл. 30.03.90. Б.И. N 12.

21. A.c. 1465543 (СССР). Состав для изоляции зон поглощения в скважине / B.C. Котельников и др. Заявл .23.12.86. Опубл. 15.03.88. Б.И. N 10.

22. Токунов В.И., Хейфец И.Б. Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы. - М: Недра, 1983.

23. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.М. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче.- М.: Недра, 1991.- 250 с.

24. Касьянов Н.М., Шумилова Е.П., Файнштейн И.З. Промышленные испытания инвертных эмульсионных буровых растворов с высоким содержанием воды //РНТС "Бурение", 1973, N 9, с.23-26.

25. A.c. 1310418 (СССР). Обратная эмульсия для бурения и глушения скважин / Кендис М.Ш., Токунов В.И. и др.

26. Липкес М.И., Касьянов Н.М., Файнштейн И.З., Овчинников К.Ш. Синтез и исследование органобентонитов в качестве структурообразователей буровых растворов на углеводородной основе / Труды ВНИИБТ, 1983, N 58, с. 227-233.

27. Разработка и внедрение технологии приготовления и использования надпакерных жидкостей для скважин с аномально высокими давлением и температурой: Отчет о НИР / СевКавНИПИ-нефть, Грозный, 1986.

28. Интяшин А.Д., Городнов В.П., Андрианов В.Н. Результаты промысловых испытаний мицеллярных растворов для вскрытия и глушения скважин // Нефтепромысловое дело.- 1983.- N4.- с.8-9.

29. Поп Г.С., Гереш П.А. Глушение скважин инвертными меловыми дисперсиями на нефтяных и газоконденсатных месторождениях // XI-я научно-техническая конференция "Проблемы эффективности производства на Севере".-1994.- т.1.

32. Поп Г.С., Барсуков Г.А., Ахметов A.A., Коршунов Н.П.,

Хозяинов В.Н. Новая технология глушения, консервации и освоения скважин // Газовая промышленность.- 11990.- N 9.- с.39-40.

31. Срлов Г.А., Мусабиров М.Х., Сулейманов Я.И. Технология глушения скважин с использованием обратной эмульсии и минерализованной воды // Нефтяное хозяйство.- 1992.- N8.-с.43-44.

32. A.c. 1530636 (СССР). Гидрофобная эмульсия для бурения и глушения скважин / Поп г.е., Хейфец И.Б., Бачериков A.B. Опубл. 1989, Б.И. N 47.

33. Отчёт о НИР "Провести анализ выполненных обработок, разработать и внедрить новые эффективные технологии по интенсификации притока газа в эксплуатационных скважинах, осуществить авторский надзор за их проведением на АГКМ", АстраханьНИ-ПИгаз, руководитель В.И.Токунов, 1994.

34. Токунов В.И., Рылов E.H., Поляков И.Г. и др. Интенсификация притока газа на АГКМ / Газовая промышленность.- 1996.-N 1-2, С.57-59.

35. Сучков Б.М. Влияние кратности соляно-кислотных обработок на их эффективность / Научно-производственные достижения нефтяной промышленности в новых условиях хозяйствования. Техника и технология добычи нефти и обустройства нефтяных месторождений.- 1989.- N 2.- с.11-14.

36. Пат. 4834182 США.. Полимерные системы для регулирования проницаемости продуктивного пласта. Polymers for oil reservoir permeability cjntrol /Shu Paul; Mobil Oil Corp. Заявл. 29.11.84. Опубл. 30.05.89.

37. Пат. 4947935 США. Заявл. 14.07.89.Опубл. 14.08.90.

38. Пат. 4926943 США. Метод выравнивания проницаемо-стиотдельных пропластков в продуктивном интервале путём закачки гелеобразукщих композиций. Phenolic and naphtholic

ester crosslinked polymeric gels for permeobility profile control. Заявл. 10.03.89. Опубл. 22.05.90.

39. Мартынцыв О.Ф., Мирзоян О.Ф., Кендис М.Ш. и др. Направленные кислотные обработки трещиноватых карбонатных коллекторов с использованием обратных эмульсий / Нефтепромысловое дело и транспорт нефти.- М.- 1984.- N 10. с.15-17.

40. Мухин JI.K., Розенгафт А.Г. К вопросу оценки агрега-тивной устойчивости гидрофобных эмульсий / Нефтяное хозяйство.- 1975, N5. - С. 25-26.

41. A.c. 186363 (СССР). Гидрофобные кислотные эмульсии для обработки призабойной зоны карбонатного пласта / Тосунов Э.М. Заявл. 10.09.65. Опубл. 03.10.66.

42. Тосунов Э.М., Стадников В.И. и др. Новый метод обработки карбонатных пластов / Нефтяное хозяйство.- 1969.- N 4.

43. Саушин А.З., Банькин А.И., Рылов E.H., Матвеев Д.Ф. /Техн. и технол. строительства газовых и газоконденсатных скважин / ВНШгаз.- М.- 1990.- с.74-81.

44. A.c. 1647202 (СССР). Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта / Матвеев Д.Ф., Саушин А.З. и др. Заявл.19.05.89. Опубл. 07.05.91. Б.И. N 17.

45. Саушин А.З. Технология интенсификации притока газа из низкопроницаемых коллекторов месторождений сероводородсодержа-щих газов. Диссертация к.т.н. ВНИИгаз, 1989.

46. Сурикова A.A., Потапов А.Г., Белоусов Г.А., Миндеева З.Д. Техника и технология проводки скважин в условиях сероводородной агрессии, М., ВНИИОЭНГ, 1995, 64 с.

47. Быстров М.М., Журавлёв Г.И., Климешин В.В., Шаранович А.Ф. Рекомендации по технологии бурения продуктивных горизонтов, содержащих H420S и С0420 в условиях АВЦД / Нижне-Волжский

НИИ геологии и геофизики (ШНИИГГ), Саратов, 1988, 41 с.

48. Методика определения эмульсеобразующей способности ингибиторов в системе углеводородный конденсат-вода. Стандарт предприятия "АстраханьГазпром" (СТП 51-5780916-32-90).

49. Токунов В.И., Рылов E.H., Бусыгин Г.И., Поляков И.Г. и др. Консервация газовых скважин / Газовая промышленность. 1997.- N 2, С. 40-41.

50. Токунов В.И., Бусыгин Г.И., Поляков И.Г. и др. Методика проведения работ по временной консервации эксплуатационных скважин АГКМ / Стандарт предприятия Астрахань Газпром (СТП 51-5780916-48-94), Астрахань, 1994.

51.Технологический регламент освоения эксплуатационных скважин Астраханского ГКМ, Астраханьгазпром, Астрахань, 1986, 45 с.

52. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин.- М.: Недра, 1985.- 185 с.

53. Стандарт предприятия "Астраханьгазпром" (СТП - 51 -05780913-058-98) .

54. A.c. 1044768 (СССР). Состав для разобщения пласта от ствола скважины/И.Ю.Харив, М.П.Ковалко и др. Заявл. 13.10.81. Опубл. 1983, Б.И. N36.

55. И.А.Потапова, Г.А.Белоусов. Реологические свойства органоминеральных буферных жидкостей/Стр-во нефтяных и газовых скважин. Тезисы докладов краевой научно-технич. Конференции молод, ученых и специалистов 23-27.09.89. Краснодар, 1989.

56. A.c. 1618757 (СССР). Безглинистый буровой рас-твор/JI . Б . Склярская . Заявл. 23.11.88. Опубл. 1981, Б.И. N 1.

57. А.А.Бражников. Разработка высококачественных технологических жидкостей на основе рассолов для заканчивания скважин. Диссертация к.т.н. ВНИИКР, 1988.

58. М.И.Липкес. Применение реагента "Хостадрил 2825" при бурении глубоких скважин в условиях высоких забойных температур и полиминеральной агрессии/Нефтяное хозяйство.- 1992.- N9.

59. О.К.Ангелопуло. Гель-технология буровых, тампонажных растворов и реагентов-стабилизаторов / Сборник трудов МИНХиГП. М, 1989.

60. Разработка и внедрение рецептуры чистых технологических жидкостей с плотностью 1500-1800 кг/м3 для проведения перфорационных работ, установки скважинного оборудования и консервации: Отчет о НИР / СевКавНИИгаз; Руководитель В.Е.Шмельков. Г.Р. 01910020749.

61. А.с.1709075 (СССР). Жидкость для заканчивания и ремонта скважин. Заявл. 29.06.88. Опубл. 1992, Б.И. N 4.

62. Рябоконь С.А., Нечаев A.C., Бражников A.A. Применение бромида кальция при установке внутрискважинного оборудования в условиях приявления H2S./ Нефтяное хозяйство, 1988, N 5, с.22.

63. Ламосов М.Е., Васин A.B., Леонов Ю.Р., Мосин В.А. Опыт очистки от твёрдой фазы рассолов бромида цинка-бромидакальция на месторождении Тенгиз / Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- 1994, N 2, С.11-12.

64. Поляков Г.А., Токунов В.И., Кунавин В.В., Поляков И.Г. Справочно-информационная система "Картотека скважин" / Газовая промышленность.- 1997.- N 5, С.24-25.

65. Рылов E.H., Токунов В.И. Филиппов А.Г., Поляков И.Г. и др. Регламент по интенсификации притока газа на АГКМ / Стандарт предприятия АстраханьГазпром (СТП 51-05780913-058-98). Астрахань, 1998.

66. Положение о порядке консервации скважин на нефтяных и газовых месторождениях, подземных хранилищах и месторождениях

термальных вод. Утверждена Постановлением Госгортехнадзора СССР N 20 от 27.12.89.

67. Шмелёв П.С. О возможности управления физико-химическими процессами околоствольной зоны в Прикаспийском нефтегазовом регионе // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- 1993.-N 12.- С.3-8.

68. Инструкция по безопасному ведению работ при разведке и разработке месторождений с высоким содержанием сероводорода и других вредных и агрессивных веществ. ВНИИТБ, 1989.

69. Тагиров K.M., Нифантов В.И. Вскрытие продуктивных пластов с аномальными давлениями // Газовая промышленность.-1987.- N 8.- С.56-59.

70. Тагиров K.M., Нифантов В.И., Эмануилов Р.Б., Акопов С.А. Корректировка плотности бурового раствора при вскрытии продуктивных пластов на Астраханском ГКМ // Проблемы технологии сооружения газовых и газоконденсатных скважин / ВНИИгаз. М., 1985.- С.16-25.

71. Касперский Б.В., Шишков С.Н., Касьянов Н.М. и др. Разработка и исследование бурового эмульсионного углеводородного раствора / РНТС "Бурение", 1992, N 4. С. 14-15.

72. Отчёт о НИР. Технология вскрытия продуктивной толщи при бурении скважин на Астраханском и Карачаганокском ГКМ (заключительный), СевКавНИИгаз, Ставрополь, 1987.

73. Рябоконь С.А. и др. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства.- М. : ВНИИОЭНГ, 1989.

74. Потапов А.Г., Ананьев А.Н., Заручаев Г.И. и др. Нейтрализация сероводорода в буровом растворе. - М. : ВНИИОЭНГ, 1987, 54 с.

75. Временная методика определения экономической эффективности использования при строительстве нефтяных и газовых скважин новой техники, изобретений и рационализаторских предложений / РД 39-0148052-547-87.- М. ,1988.