Нефтяное хозяйство

Рисунок 2.5. Динамика неработающего фонда скважин в компании на конец года в 2010-2012 гг., %

Последовавшие после в истории страны политические, экономические и социальные преобразования в стране, взявшие свое начало в конце 1980-х, - распад СССР, последовавший затем период формирования РоссийскойФедерации как суверенного, демократического государства - не способствовали обеспечению должного контроля в нефтегазовом секторе со стороны собственника недр. Что, в свою очередь, не инициировало у недропользователей появление стимула для эффективной работы с фондом скважин.

В качестве одного из множества подобных примеров, объясняющих положение дел, с которым столкнулась СНГ, получив лицензии на, отметим следующий момент: данные по капитальным и подземным ремонтам (ПКРС), подземному оборудованию, осложнениям, авариям, попавшие в дела скважин до 1996 года неполны, противоречивы, а иногда и просто абсурдны. Зачастую желание провести геолого-технологическое мероприятие (ГТМ) на скважине, ушедшей в бездействие в период «декадентства» месторождения, превращается в запутанное, многоэтапное расследование из-за отсутствия материалов и документов по состоянию и глубине текущего забоя скважины, по техническому состоянию эксплуатационной колонны (ЭК), по спущенному подземному оборудованию. Недостаток информации вызывает сомнения в корректности технологических аспектов выполненных ГТМ. В частности, нередко при проработках забоя на «скважинах-ветеранах» обнаруживают нигде не зарегистрированные остатки внутрискважинного оборудования - насосно-компрессорные трубы (НКТ), секции ЭЦН, погружные электродвигатели (ПЭД), сепараторы, пакера, штанги и прочее.

Для того, чтобы сократить бездействующий фонд, в Обществе выполняют следующие мероприятия, в соответствие с указанными выше основными причинами выбытия:

- запуск скважины в работу без постановки бригады ПКРС после завершения проведения исследований, окончания проведения ГТМ на соседних скважинах, строительства, планово-предупредительного ремонта наземного оборудования, переобвязки коллекторов и прочего наземного хозяйства. Также к этомупункту относятся запуски после сезонных паводков, устранения аварийных ситуаций и их последствий и т.д.;

- запуск скважины после смены ГНО;

- запуск скважины после проведения на ней ГТМ;

- перевод скважины в другую категорию после проведения соответствующих ГТМ, исследований и оформления необходимой документации.

При подробном рассмотрении последней группы мероприятий, связанных с выводом скважин из эксплуатационного фонда, и наименее затратных, на первый взгляд, с экономической и технологической точек зрения, появляются следующие особенности, которые необходимо учитывать при работе с бездействующим фондом. Так, перевод в консервацию возможен только для скважин, в которых вскрыт один пласт, либо несколько пластов со схожими пластовыми характеристиками. Также требуется спуск НКТ с воронкой определенной длины, периодическое подтверждение герметичности ЭК, наличие открытых интервалов перфорации, отсутствие заколонных и межпластовых перетоков, отсутствие избыточного давления на устье и в межколонном пространстве. Аналогичные требования необходимы для перевода скважин в пьезометрию и в наблюдательный фонд. Кроме того, для пьезометров регламентируется расположение скважины в элементе пласта, наличие гидродинамической связи с пластом, корректность замеров пластового давления.

То есть для вывода скважины за эксплуатационный фонд необходимо провести комплекс определенных мероприятий, связанный с привлечением бригад ПКРС, геофизических партий. А это, в свою очередь, дополнительные капвложения, бригадо-часы, затрачиваемые на ремонты, эффективность которых, с точки зрения получения допдобычи, нулевая. Конечно, проведение промысловых геофизических и гидродинамических исследований (ГИС и ГДИ) позволяет получать оперативную информацию по текущему состоянию разработки месторождения, а также снижает риски при выполнении ГТМ на исследуемых и соседних скважинах. Но на практике инженер-нефтяник в первую очередь проведет смену отказавшего подземного оборудования для поддержания текущего уровня добычи или ГТМ для получения прироста дебита, и лишь затем направит бригаду на «ненефтяной» ремонт, который требуется провести для сокращения бездействующего фонда и роста компонентоотдачи пласта.

При этом учитывают влияние специфических факторов пласта на показатели эффективности ГТМ, на которых следует остановиться более подробно. Ввиду имеющейся неоднородности пластов-коллекторов, эффективность одной технологии на определенном участке не всегда гарантирует ее эффективность на другом участке. Следовательно, к каждому из участков месторождения необходимо подходить индивидуально, проанализировав все проведенные ГТМ методами корреляционно-статистического анализа, учитывая геолого-физические и геолого-промысловые характеристики объектов разработки. Рассмотрим это на примере нагнетательных скважин Новогоднего месторождения ОАО «Газпром нефть».

Поскольку воздействию ГТМ подвергались нагнетательные скважины, которые выполняли роль очаговых, то технологическая эффективность этих мероприятий оценивалась по величине дополнительно добытой нефти в год в соседних реагирующих эксплуатационных скважинах. При этом оценивалась степень влияния на величину дополнительно добытой нефти таких геолого-физических факторов как мощность пласта, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность и глинистость.

На графиках, представленных на рис. 2.6 а-д приведены зависимости дополнительной добычи нефти после воздействия на ПЗП соляно-кислотной обработкой. Также были построены графики добычи нефти после воздействаия водоизолирующей композиционной ВУКСЖ и после воздействия на ПЗП с помощью ГРП. Очевидно, что вывод о целесообразности применения того или иного вида ГТМ должен основываться не только на технологической, но также и на экономической эффективности мероприятия, причем не следует также забывать о существующих для каждого из видов ГТМ геолого-промысловых ограничениях в выборе объектов воздействия.

На ОАО «Газпромнефть» приходится больше половины запасов в коллекторах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, уже в 2013 г. планируется вовлечь в разработку 125 млн. т и добыть при этом за год 300 тыс. т. В ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» при помощи успешного освоения новой технологии по забурке боковых стволов уже за 2012 г. было проделано 57 операций, дополнительная добыча по которым составила более 230 тыс. т. На 2013 г. запланировано увеличение числа данных операций до 80, они позволят дополнительно добыть до 300 тыс. т нефти за год.

ООО «Газпромнефть-Восток» обладает более 15 млн. т нефти, сосредоточенных в трещиноватых коллекторах. В 2013 г. запланировано добыть: по Урманскому - около 126 тыс. т (Бизнес-план); по Арчинскому - около 10 тыс. т (Бизнес-план) и около 6 тыс. т по участку ОПР ТРИЗ (в Бизнес-план не входит), что в итоге составляет 16 тыс. т. При этом будет вовлечено в разработку более 9 млн т, но интенсивность их вовлечения будет зависеть от технологий.

На базе ООО «Газпромнефть НТЦ» сформирована рабочая группа по курированию РЦК, оказывающих организационную поддержку. Кроме того, в НТЦ активно развивается институт экспертов в определенных областях знаний и технологий, которые активно осваиваются и внедряются в РЦК. Это касается прежде всего, следующих направлений: забурка боковых скважин, многостадийный ГРП, трудноизвлекаемые запасы, химизация процессов добычи, механизированная добыча. В рамках развития РЦК за 2012 г. экспертами НТЦ совместно с рабочими группами ДЗО был проработан и предложен ряд пилотных проектов.

1. Сода-ПАВ-полимерное (ASP) заводнение. Помимо собственных решений, Компания использует положительный опыт внедрения инноваций от совместной деятельности с крупнейшими мировыми нефтегазовыми компаниями. В 2012 г. совместная ОАО «Газпром нефть» и Shell компания SPD приступила к пилотному проекту внедрения технологии сода-ПАВ-полимерного (ASP) заводнения с целью увеличения нефтеотдачи пластов на Западно-Салымском месторождении. Проведенные эксперименты на керновом материале подтвердили эффективность выбранной композиции химических реагентов по величине прироста дополнительно добываемой нефти. Сроки реализации этого проекта намечены на 2014-2016 гг., а общая сумма инвестиций составит от 2 до 2,5 млрд. руб. Основными преимуществами данной технологии является возможность значительно (до 15-20% > проектного) увеличить коэффициент извлечения нефти на истощенных и высокообводненных месторождениях, что означает потенциал для добычи ОАО «ГН» до 200 млн. т, или 7-15 млн. т в год с 2020 г.

2. Как было отмечено ранее, по каждому технологическому вызову был сделан ответный шаг путем разработки и внедрения новых технологий на месторождениях Компании. К ним, прежде всего, относятся технологии, позволяющие более качественно подойти к локализации и довыработке остаточных запасов на поздней стадии разработки месторождений, а также к новым, еще не разрабатываемым активам Компании - разработке баженовской и фроловской свит. В 2012 г. в ООО «Газпромнефть НТЦ» с участием экспертов «Бейсип Франлаб» было выполнено региональное исследование по изучению нетрадиционного ресурсного потенциала баженовской свиты. В 2013 г. начали бурение первой наклонно-направленной скважины в зону трещиноватости разломно-блоковой структуры Бажено-Абалакского комплекса на Пальяновском месторождении с проектным дебитом в 35 т нефти. На 2014 гг. запланирована реализация пилотного проекта по бурению пяти горизонтальных скважин с различной длиной и ориентацией стволов и проведение многостадийного ГРП на них для более качественной оценки дальнейшей разработки трудноизвлекаемых запасов баженовской и фроловской свит.

3. Проект «Эра». К ключевым проектам Компании относится комплексная программа «Электронная разработка активов» (проект «ЭРА»). Первый этап реализации данного проекта будет включать в себя разработку и внедрение в ДЗО Компании ряда программных модулей: ИС «Шахматка + ТехРежим», ПК «Энергоэффективный дизайн», Модуль «ТКРС».

Выбранная система управления и контроля, включающая вышеперечисленные проекты, позволит автоматизировать ключевые ГТМ, унифицировать и систематизировать источники информации, формировать качественную аналитическую отчетность, достигать максимального уровня добычи нефти. Созданные модули, касающиеся технологии ГТМ, направлены на снижение совокупной стоимости мероприятий, сохранение производительности скважин при глушении, а также на оперативное решение задач по выбору оптимальной системы при оценке новых ГТМ.

В рамках реализации проекта в 2014 гг. запланировано осуществление следующих проектов: сбор данных по осложненному фонду; по глушению и промывкам; по отказам / учету УЭЦН (в том числе наземного оборудования) и НКТ; автоматизация процесса подбора кандидатов на оптимизациюГТМ; система анализа эффективности ГТМ; шаблон выбора оптимальных систем ГТМ; модуль «Анализ и контроль базовой добычи»; автоматизация локализации запасов и подбора скважин под основные ГТМ; инструменты экспресс-оценки геологического строения и верификации данных; интегрированный модуль геологического сопровождения бурения скважин; автоматизированный анализ качества и экспертиза 3D геологических моделей; модуль интегрированного контроля качества геологической информации.

4. Строительство высокотехнологичных скважин. В январе 2012 г. на базе взаимодействия с группой сопровождения бурения консультантов компании Schlumberger стартовал проект по созданию Центра геологического сопровождения строительства высокотехнологичных скважин (скважин с горизонтальным окончанием, многоствольных, с последующим проведением многостадийного ГРП и пр.). По состоянию на 2014 г. осуществляется поддержка бурения высоко технологичных скважин на месторождениях ОАО «ГН-Ноябрьскнефтегаз», филиалом «ГН-Муравленко», ООО «ГН-Хантос», ЗАО «Газпром нефть Оренбург», ООО «ГН-Развитие». В 2012 г. сопровождено строительство более 150 высокотехнологичных скважин (включая ЗБС); эффективность проводки горизонтальных секций по целевому продуктивному интервалу достигла 85%, средний запускной дебит нефти новых скважин составил 107 т/сут. В 2014 г. планируется наращивание объемов бурения высокотехнологичных скважин, расширение географии работ, разработка стандарта по геологическому сопровождению строительства.

Многостадийный ГРП. В 2012 г. на четырех основных месторождениях Компании были проведены работы по внедрению компоновок многостадийного ГРП на горизонтальных скважинах с целью вовлечения в разработку запасов с низкими фильтрационными свойствами с 5 рентабельными дебитами нефти. Применение от 4 до 6 стадий гидроразрыва на горизонтальной секции скважины длиной от 400 м до 700 м позволило увеличить площадь охвата пласта без увеличения затрат на бурение допскважин. Внедрения данной технологии прошло на 29 скважинах. Технологическая успешность работ составила 98%, среднесуточный прирост дебита - 79,2 т/сут. Дополнительная добыча нефти по состоянию на 1 января 2013 г. составила 640,6 тыс. т.

В настоящее время наблюдается устойчивая тенденция к увеличению объемов ежегодно выполняемых скважино-операций ГРП. Повышение эффективности ГРП достигается за счет активного использования модификаций стандартной технологии создания и закрепления трещин увеличение ежегодного количества ГРП привело к стабилизации величины годовой дополнительной добычи нефти.

Рисунок 2.9. Динамика применения и эффективность применения ГРП



Для проведения ГРП выбирают скважины с низкой продуктивностью. В процессе эксплуатации, а также глушения, происходит кольматация ПЗ скважин, оказывающая негативное влияние на её продуктивность, пропорционально времени воздействия раствора глушения или жидкости промывки на призабойную зону пласта (ПЗП). При снижении пластового и забойного давлений возрастает величина геостатического давления, что может приводить к заметной деформации пород-коллекторов, особенно в ПЗП. В нефтяном пласте забойное давление может быть ниже давления насыщения, при этом происходит выделение свободного газа, который снижает эффективную проницаемость по нефти, образуя непроницаемоекольцо в околоскважинной зоне.

Известно, что целью ГРП является создание высокопроницаемого канала в зоне нарушенной проницаемости. Если есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, заполненную проппантом, и привести падение давления до нормальной величины градиента гидродинамического давления, топродуктивность скважины возрастет. При этом важно чтобы пластовое давление было достаточным для обеспечения притока нефти в скважину. Поскольку при эксплуатации пласта проницаемость пород ухудшается в первую очередь в околоскважинной зоне, наблюдается снижение пластового давления именно в ПЗП, тогда как в удалённой части залежи запас пластовой энергии остаётся значительным.

По мере снижения пластового давления накопление свободного газа в пласте увеличивается вследствие выделения из нефти новых порций и расширения ранее образовавшихся пузырьков. В результате возникает газовый режим эксплуатации пласта, при котором эффективная проницаемость породы для нефти уменьшается, а для газа растёт, что приводит к быстрому снижению дебитовнефти скважин. При наличии газового режима (gas depletion procedure (process)) нефть увлекается к забоям скважин более подвижными массами расширяющегося газа, перешедшего при снижении давления в пласте ниже давления насыщения из растворённого состояния в свободное. По этой причине коэффициент нефтеотдачи оказывается минимальным - 0,3 - 0,4 ед., вследствие значительного расхода газа, запасы которого истощаются гораздо быстрее, чем запасы нефти. Весьма характерными для газового режима эксплуатации являются залежи с большими газовыми факторами. При очень плохой проницаемости околоскважинной зоны и величине давления насыщения, близкой к пластовому давлению, когда избежать развития газового режима невозможно, приходится применять для извлечения остаточных запасов вторичные методы интенсификации нефти.

Следует отметить, что способ определения пластового давления в нефтяной скважине с кольматированной околоскважинной зоной, включающий остановку скважины и основанный на методе КВД (кривой восстановления давления), не всегда даёт правильные результаты. Недостатком этого способа является то, что для полного снятия кривой восстановления давления необходимо длительное время остановки скважины, что ведёт к значительным потерям добычи нефти и большим эксплуатационным затратам. Кроме того, такое решение для не приемлемо, поскольку, если околоскважинная зона сильно кольматирована, то скважина практически не выходит на радиальный поток, в итоге замеряется только околоскважинное давление - давление не восстановилось до равного давлению на контуре питания пласта, в результате не определяется точное значение пластового давления.



Рисунок 2.10. Определения пластового давления с кольматированной околоскважинной зоной методом КВД-КВУ

Таким образом, значительное количество потенциальных с точки зрения интенсификации добычи нефти скважин отсеивается, как нерентабельное. Для исправления ситуации с подбором скважин для проведения операций гидроразрыва пласта было принято, что скважины для ГРП должны выбираться с учётом выработки запасов, даже если по результатам КВД пластовое давление критически низкое.

На рис приведены параметры эксплуатации скважины №203 Конитлорского месторождения до и после ГРП. Показано, что дебит нефти вырос в 18 раз, пластовое давление (околоскважинное) при этом возросло на 5 МПа.

После получения положительных результатов на скважине №203 было принято решение проводить ГРП и на других объектах, где скважины не подвергались гидроразрыву в связи с тем, что эти зоны считаются зонами с низким пластовым давлением, а следовательно, и неперспективными.

5. Роторные управляемые системы и растворы на углеводородной основе - применение РУС позволяет проводить ствол скважины в режиме наклонно-направленного бурения при постоянном вращении бурильной колонны, тем самым значительно сократить локальную извилистость ствола, повысить качество очистки горизонтальных участков.

Промышленное внедрение РУС позволяет решить следующие задачи: бурение скважин с экстремально большими отходами (ERD); проводка сложных стволов для вскрытия недоступных ранее объектов; проводка идеально вертикальных скважин (угол не более 0,2°). В 2012 г. применение РУС позволило снизить капзатраты на 1,4%, а допдобыча составила 0,5 млн. т. Суммарный эффект за 2012-2015 гг. ожидается в объеме 5,6 млн. т.

Рисунок 2.12. Добыча нефти в скважинах, пробуренных компанией методом РУС в 2012 г.

6. Забурка боковых стволов. На сегодня большая часть месторождений ОАО «Газпром нефть» находится на 3-й - 4-й стадиях разработки. При этом часть месторождений имеет сложные геологические условия, что в совокупности с поздней стадией разработки ведет к дисбалансу степени выработки извлекаемых запасов и обводненности. ЗБС - путь решения проблемы выработки и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых и остаточных запасов, а также ухода от высокой обводненности продукции.

Ключевыми проектами в 2012 г. были:

? применение долот фрезерного типа для бурения ЗБС за одно «долбление» (с использованием оборудования ОАО НПП «Бурсервис» успешно пробурена скважина на Вынгапуровском месторождении) предназначено для обхода аварийного участка скважины методом ЗБС с минимальными затратами, а также может применяться для неориентированного бурения;

? бурение ЗБС с использованием РУО (успешно применено на двух скважинах Вынгапуровского месторождения). Применение РУО для решения проблем с нестабильностью ствола скважин (покрышки продуктивных пластов), с поглощением бурового раствора, для качественного первичного вскрытия пластов в условиях АНПД;

? бурение ЗБС с многостадийным ГРП (успешно проведен многостадийный ГРП на скважине Вынгапуровского месторождения после ЗБС, для разобщения участков продуктивного пласта использована мостовая пробка). Предложена к внедрению компоновка ЗАО ОКБ «Зенит». Опробование и внедрение в эксплуатацию технологии бурения БГС с многостадийным ГРП для эффективного вовлечения в разработку остаточных запасов в зонах спониженными фильтрационно-емкостными свойствами.

Накопленная дополнительная добычанефти засчет потокоотклоняющих технологийпревысила 2,2 тыс. тонн/скв.-опер.

Показатель	Факт 2011 г.	Факт 2012 г.
Количество ЗБС, шт.	33	57
Дополнительная добыча за год, тыс. тонн	99,7	233,1



Рисунок 2.13. Динамика применения и эффективность ЗБС

На 2014 г. запланировано:

? опробование и внедрение технологии бурения ЗБС за одно «долбление» (обход аварийного участка, длина ствола до 300 м). Планируется использование компоновок ОАО НПП «Бурсервис» по мере выхода в ремонт скважин, с необходимостью обхода аварийного участка;

? внедрение технологии бурения ЗБС с использованием РУО. Планируются работы на трех скважинах на Чатылькинском, Воргенском, Холмистом месторождениях;

? использование компоновок многостадийного ГРП ЗАО ОКБ «Зенит». Планируются работы по ЗБС со спуском компоновки для многостадийного ГРП на трех скважинах на Вынгапуровском месторождении.

7. Внедрение установки ЭЦНс вентильным приводом. В среднем на каждой скважине зафиксировано снижение потребления электроэнергии на 20%. Кроме более высокого КПД, вентильные двигатели имеют меньшие габариты по сравнению с асинхронными двигателями. Меньший размер установок позволяет проводить интенсификацию добычи нефти путем заглубления оборудования для достижения геологического потенциала скважин.

В результате проведенных испытаний положительный эффект был получен на постоянно действующих скважинах, работающих в режиме АПВ, а также на осложненном фонде. Было зафиксировано увеличение дебита скважины по сравнению с режимом АПВ, увеличение МРП в 1,5-2 раза и на столько же - сокращение затрат на электроэнергию. Планируемый эффект от полномасштабного внедрения технологии на малодебитном осложненном фонде и фонде с нестабильным притоком в 2014-2016 гг. по расчетам составит 148 млн. руб.

8. В рамках «Комплексной программы РИР» проведенные в 2012 г. работы на 14 добывающих скважинах включали закачки составов на основе полимеров F100 и WGA111. Они показали технологическую успешность работ 93%. Среднесуточный прирост дебита нефти после проведения РИР составил 6,5 т/сут. Дополнительная добыча нефти по состоянию на 1 февраля 2014 г. составила 21,6 т. Эффект продолжается на 10 скважинах.

Проведенные работы по устранению множественных интервалов негерметичности эксплуатационной колонны привели к дополнительной добыче нефти в объеме 15,3 тыс. т по состоянию на 1 февраля 2013 г. Среднесуточный прирост дебита нефти за время эффекта составил 25,5 т/сут. В области химизации процессов добычи за 2012 г. в рамках проекта «Исследование процессов отложения АСПО на наземных коммуникациях Зимнего месторождения ООО проведены исследования химического состава отложений с осложненных объектов и осуществлен подбор реагентов и их оптимальной концентрации для предотвращения (из 12 выбрано 3) и ликвидации (из 15 выбраны 4) АСПО на

- концентрация средств на ограниченном числе объектов,

- уровень инвестиционного риска,

- предусматриваемые источники финансирования, форма инвестирования и др.

Соответственно результатам оценки инвестиционных проектов ГТМ по отдельным показателям определяется общий уровень их инвестиционных качеств. Отобранные в процессе предварительной оценки ГТМ подлежат дальнейшей углубленной экспертизе;

4) экспертиза отобранных ГТМ по критериюэффективности (доходности) играет наиболее существенную роль впроведении дальнейшего анализа вследствие высокой значимости этого фактора в системе оценки. В процессе экспертизы проверяется реальность основных показателей, связанных с объемом инвестиционных ресурсов, графиком инвестиционного потока и прогнозируемой суммой денежного потока на стадии проведения ГТМ. После приведения показателей к настоящей стоимости рассчитываются все рассмотренные ранее показатели оценки эффективности: ЧДД, ИД, ПО, ВНД.

Обобщенная оценка ГТМ по критерию эффективности осуществляется на основе суммы ранговой значимости всех рассматриваемых показателей и показателя эффективности. В практике Общества обычно используются показатели чистой настоящей стоимости (NPV) или внутренней нормы доходности (IRR), которые позволяют определить меру эффективности ГТМ в сравнении с уровнем рентабельности, с нормой текущей доходности, со ставкой депозитного процента на денежном рынке. Аналогично проводится экспертиза отобранных ГТМ по критериям риска и ликвидности;

5) окончательный отбор ГТМ в формируемый портфель с учетом его оптимизации и обеспечения необходимой диверсификации инвестиционной деятельности производится с учетом взаимосвязи всех рассмотренных критериев. Оценка портфеля по критерию риска производится с учетом коэффициентов риска и объемов вложений в соответствующие виды ГТМ. Вначале по каждому виду рассчитываются конкретные значения показателей риска. Совокупный риск портфеля ГТМ Общества определяется как соотношение сумм инвестиций по различным направлениям ГТМ, взвешенным с учетом риска, и общей суммы инвестиций.

Выбор конкретного ГТМ из бесконечного множества альтернатив возможен при использовании двух подходов:

- в рамках первого выбирают вариант ГТМ, который из общего множества эффективных решений минимизирует отклонение от идеального решения (целевое программирование);

- в рамках второго определяют компромиссное решение, представляющее собой оптимальный портфель относительно целевой функции.

К первому подходу можно отнести анализ затрат и результатов(Nutzwertanalyse) или матрицу принятия решения, которая после приведенияв сопоставимый вид результатов реализации целей и взвешивания самих целей по их важности позволяет в качестве оптимального решения выбирать ГТМ с наивысшей суммарной степенью достижения цели (эффектом).

Ко второму подходу относится метод парных сравнений (AnalyticHierarchyProcess-Technik) (AHP-метод). который увязывают предварительно проранжированные ГТМ по важности цели с количественно выраженными результатами их реализации по каждой альтернативе. Оптимальным ГТМ является альтернатива с наивысшей суммарной степенью достижения целей.

Из перечисленных выше методов в Обществе чаще применяется анализ затрат и результатов. Не существует строго определенных правил или моделей анализа затрат и результатов. Расчеты проводят в так называемых оценочных матрицах, или матрицах принятия решений в определенной последовательности. Для этогозатраты на производство ГТМ подразделяются на 2 группы:

- капитализируемые в стоимости активов;

- текущие затраты, отражаемые в составе расходов и относимые на финансовые результаты деятельности в периоде их возникновения.

Капитализация затрат на ГТМ производится в случаях, если:

1. Целью ГТМ является создание новой скважины;

2. Производство ГТМ связано с проведением реконструкции (модернизации) скважин.

Проведение ГТМ приводит к созданию нового объекта основных средств в случае, если целью производства ГТМ является:

- Ввод новых скважин;

- Ввод в действие ранее ликвидированных скважин.

Производство ГТМ связано с проведением реконструкции (модернизации) скважин, если: в результате работ происходит изменение конструкции скважины, направленное на изменение характеристик (ТЭП) в случае выполнения хотя бы одного из следующих условий:

- изменение назначения скважины по сравнению с ранее предусмотренным проектной документацией;

- направленность на разработку дополнительных запасов нефти по сравнению с ранее предусмотренными в соответствии с проектной документацией, что предполагает: выход за интервал проектного горизонта или выход за проектный круг допуска скважины или изменение конструкции забойной части (кроме потери диаметра эксплуатационной колонны).

Данным критериям могут удовлетворять два вида ГТМ: строительство боковых стволов скважин и углубление забоя скважин.

Квалификация ГТМ с точки зрения капитализации затрат на их проведение производится в Обществе в 3 этапа.

1 этап. Определяется цель производства ГТМ:

А) В случае, если целью производства ГТМ является:

- строительство (ввод) новых скважин, либо ввод в действие ранее ликвидированных скважин, затраты на проведение ГТМ квалифицируются как капитализируемые расходы, связанные с созданием нового объекта основных средств (скважины).

A) В случае, если видом ГТМ является углубление забоя скважин, затраты на проведение ГТМ квалифицируются как капитализируемые расходы, связанные с проведением реконструкции (модернизации) скважины.

Б) В случае, если видом ГТМ является строительство боковых стволов скважин, выполняется 3 этап квалификации затрат на проведение ГТМ.

B) В случае, если видом ГТМ является любой из прочих видов ГТМ, затраты на проведение ГТМ квалифицируются как текущие расходы (поскольку не выполняются критерии для квалификации работ в качестве реконструкции (модернизации) скважин, а именно: в результате данных работ не происходит изменение конструкции скважины, как отдельного объекта основных средств, обусловленное воздействием проводимых работ непосредственно на скважину как средство труда, и / или данные работы не направлены на изменение характеристик (ТЭП).

3 этап. Производится проверка наличия изменения конструкции скважины в результате произведенных работ по строительству БС:

- Выход за интервал проектного горизонта;

- Выход за проектный круг допуска;

- Изменение конструкции забойной части (кроме потери диаметра эксплуатационной колонны).

А) В случае, если в результате выполненных работ по строительству бокового ствола конструкция скважины изменена, затраты на проведение ГТМ квалифицируются как капитализируемые расходы, связанные с проведением реконструкции (модернизации) скважины.

Б) В случае, если в результате выполненных работ по строительству бокового ствола конструкция скважины не изменена, затраты на проведение ГТМ квалифицируются как текущие расходы.

Схема выполнения 3 этапа квалификации затрат на проведение ГТМ представлена на рис. 2.15.

Для проведения расчетов эффективности ГТМ в ОАО «Газпром нефть» используются ПП «АТЛАС-Эффективность ГТМ» - программный пакет, предназначенный для технологической эффективности геолого-технических мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. Функциональное предназначение заключается в автоматизации расчета технологической эффективности ГТМ и прогноза добычи нефти методами экстраполяции характеристик вытеснения с целью подготовки исходных данных для геолого-промыслового анализа.

Экстраполяционные промыслово-статистические методы широко используются в процессе геолого-промыслового анализа и рекомендованы отраслевыми руководящими документами (РД) в силу их оперативности и простоты. В качестве документальной основы при реализации ПП «АТЛАС - Эффективность ГТМ» использованы материалы «Методического руководства по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», целью которого является установление единых принципов и подходов к определению эффективности ГТМ.

Методика составлена на основе обобщения теоретических и промысловых исследований, выполненных в научно-исследовательских и производственных учреждениях страны, а также результатов работ, выполненных за рубежом. Оценка технологической эффективности ГТМ проводится сравнением производственных показателей нефтедобывающих объектов (скважина, группа скважин, элемент разработки, объект разработки, месторождение), полученных в результате применения ГТМ с расчетными показателями, которые



3. Совершенствование подходов формирования программ геолого-технических мероприятий добывающего предприятия на основе оценки их эффективности с учетом риска

3.1 Формирование последовательности экономического обоснования программы геолого-технических мероприятий на основе системного подхода

Существует множество способов оценки потенциала ГТМ в добывающих предприятиях. Изучив особенности деятельности ОАО «Газпром нефть» остановимся на случае, когда первой задачей Общества является ряд скважин, дебит которых необходимо увеличить благодаря проведению мероприятий по ГТМ. Данные мероприятия имеют продолжительное действие до 4-х лет и требуют большого объема финансирования. Поэтому рассматриваются разные проекты их реализации. Для удобства мы прибегнем к последовательной схеме с целью наглядного восприятия методики формирования плана ГТМ (рис. 3.1)

Рисунок 3.1. Процедура отбораГТМ по критериям эффективности



Для оценки ГТМ выявляется ряд показателей, критериев, по которым будут исследоваться мероприятия. Во первых, оценивается каждый ГТМ и выявляются такие как NPV, IRR, PP, PI, чтобы на основании этих значений проводить сравнительную характеристику. Полученные показатели противоречивые, поскольку по разным критериям, разные ГТМ занимают более выгодную позицию. Поэтому следует ввести многокритериальный показатель, который сможет отразить комплексную оценку проектов, используя способы расчета:

1) справедливого компромисса, суть метода заключается в том, что справедливым будет считаться такой компромисс, при котором относительный уровень снижения качества по одному или нескольким критериям не превосходит относительного уровня повышения качества по остальным критериям (меньше или равен) [Бухалков М.И. Планирование на предприятии: Учебник. - 3-е изд., испр. и доп. - М.: ИНФРА-М, 2005. - 416 с.];

- преимущества: возможность проводить обоснованный выбор принципов оптимальности и выявлять их логический смысл;

- недостатки: успешное решение проблемы нормализации во многом зависит от того, насколько точно и объективно удается определить идеальное качество решения;

2) квазиоптимизации локальных критериев (метод последовательных уступок), суть метода заключается в том, что поиск не единственного точного оптимума, а некоторой области решений, близких к оптимальному, квазиоптимального множества. При этом уровень допустимого отклонения от оптимума определяется с учетом точности постановки задачи (например, в зависимости от точности вычисления величины критериев), атакже некоторых практических соображений (например, требований точности решения задачи [Бренц А.Д. План повышения эффективности производства на газопроводном транспорте: учебное пособие по курсу «Организация и планирование предприятий транспорта и хранения нефти и газа». - М.: [б. и.], 2009,41 с.]:

- преимущества: подход позволяет значительно сузить первоначальную допустимую область X, когда переходим к следующему по важности критерию;

- недостатки: метод последовательных уступок целесообразно применять для решения тех многокритериальных задач, в которых все частные критерии естественным образом упорядочены по степени важности, причем каждый критерий настолько существенно более важен, чем последующий, что можно ограничиться учетом только попарной связи критериев и выбирать допустимое снижение очередного критерия с учетом поведения лишь одного следующего критерия; для назначения значения уступок с целью выяснения взаимосвязи частных критериев фактически приходится решать большое число задач;

3) свертывания векторного критерия в суперкритерий - суть метода заключается в том, что сведение многокритериальной задачи к однокритериальной путем свертывания векторного критерия в супер критерий. При этом каждый критерий умножается на соответствующий ему весовой коэффициент (коэффициент важности):

- преимущества: учитывает весовой критерий показателя;

- недостатки: сложность расчетов, при определении суперкритерия;

4) метод сумм - суть метода заключается в том, что определяются эталонные значения показателей а_у - (например, максимальное значение из всей совокупности (a_3J- = maxa_tJ), если увеличение данного показателя ведет к улучшению рассчитываемой комплексной оценки, минимальное значение (a_oj - min а, у) - в другом случае). Ранжируются значения показателей a, jотносительно выбранного эталона а_у-, т.е. эталон получает 1 - ое место, далее -2-ое и т.д. Определяется сумма. [Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов: Теория и практика: Учебное пособие. - М.: Дело, 2011. - 832 с]:

- преимущества: легкость в расстановке рангов, простота подсчета;

- недостатки: все критерии равнозначны, ручная расстановка рангов;

5) метод расстояний, суть метода заключается в том, что производится выбор эталонного значения показателей а_э] (аналогично методу суммы мест). Отклонения фактического от эталонного, соответственно, значенияi-ro показателя по j-муобъекту исследования - есть коэф-т сравнительной значимости.

- преимущества: наличие критерия сравнительной значимости;

- недостатки: сложность в расчете по формулам, большая вероятность возникновения ошибки;

6) метод средневзвешенного показателя - суть метода заключается втом, что производится выбор эталонного значения, расстановка рангов. Эталонному значению соответствует максимальная оценка, самому худшему - минимальная:

- преимущества: наличие весового коэффициента, определяющего значимость критерия;

- недостатки: ручная расстановка рангов, долговременная расстановка рангов, показатели могут быть неравнозначны по сути;

7) нормирование показателей - выбор значений максимума и минимума.

- преимущества: быстрота расчетов, привязка к относительному показателю.



Рисунок 3.2. Выбор методики экономической оценки ГТМ

Таким образом, сформировался один из этапов алгоритма формирования программы ГТМ. Сравнительный анализ методов многокритериальной оптимизации показал преимущество метода нормирования показателей, но следует учитывать важность критериев оценки, благодаря чему можно отдавать предпочтение тому критерию, который наиболее важен в той или иной ситуации. Другими словами следует определять весовой коэффициент для каждого показателя. Например, если у НДП ограничены финансовые ресурсы, то следует увеличить вес данного критерия, если же важна рентабельность вкладов, то соответственно увеличить вес критерия рентабельности [Байков Н.М. Основные показатели внедрения новых методов увеличения нефтеотдачи в США. // Нефтяное хозяйство. - 2012. - №11. - с. 8-9.].

Проведя анализ имеющихся для реализации ГТМ необходимо их проанализировать. Анализ производится при помощи программы MicrosoftExcel, методом нормирования показателей влияния факторов. Для начала следует определить ряд факторов, по которым будет производиться оценка. Для того, чтобы провести первоначальный отбор необходимо сформировать базу экономически рентабельных ГТМ, таким образом, сразу произойдет отсев мероприятий, которые в данный момент времени при имеющихся технологиях и других внешних экономических данных являются нерентабельными или трудноизвлекаемыми. Первоначальный отбор будет производиться по традиционным критериям экономической эффективности NPV, IRR, PP, PI, на сравнение их с нормируемым значением (для разных предприятий может быть разным). Затем по выбранному выше методу необходимо рассчитать комплексный критерий, таким образом, будет выполняться третий шаг алгоритма формирования плана [Ендовицкий В.В. Проектное управление - потенциал развития супервайзинга строительства скважин // Бурение и нефть. 2011. №9. С. 60.].

На рисунке 3.3. отражены заключительные этапы формирования плана реализации стратегии, которые являются взаимосвязанными, но, тем не менее, каждый из них может рассматриваться независимо, имея определенные подцели и задачи. Такая комплексная оценка ГТМ имеет ряд преимуществ по сравнению с традиционным подходом, используемым в Обществе, а именно:

- позволяет учесть специфику отрасли за счет использования технико-технологических критериев эффективности;

способствует повышению степени обоснованности принимаемых управленческих решений по реализации мероприятий за счет анализа большего объема информации, в том числе касающейся длительности эффекта;

позволяет учесть фактор ограниченности и невозобновляемости ресурсов углеводородов.



Рисунок 3.3. Последние этапы формирования плана реализации портфеля ГТМ в НДП

Несмотря на то, что в разных нефтедобывающих компаниях используют различные показатели при экономическом обосновании эффективности реализации ГТМ, практически во всех случаях проводят расчет чистого дисконтированного дохода (NPV), т.к. именно этот показатель позволяет оценить целесообразность мероприятия. При этом значение NPV может варьироваться в зависимости от того, по какой методике он рассчитан.

Основываясь на результатах анализа существующих подходов к формированию программы ГТМ в разных нефтедобывающих компаниях, нами сделан вывод о том, что основная задача программы мероприятий по интенсификации добычи нефти - увеличение текущих финансовых и производственных показателей деятельности предприятия. Такой подход приводит к необоснованному росту доли ТИЗ и ранней «гибели» месторождения.

В то же время обеспечение полноты выработки углеводородного сырья из недр относится к одной из наиболее значимых стратегических целей не только отдельных компаний, но и нефтяной промышленности в целом. В связи с этим мы считаем, что основополагающим при формировании программы ГТМ должен стать принцип учета стратегических целей по достижению сбалансированных пропорций между воспроизводством и извлечением запасов.

Следует заметить, что в нефтегазовом бизнесе высокое значение КИН не является первостепенной целью недропользователя. Главное для него - получение максимальной прибыли для удовлетворения экономических интересов акционеров компании и инвесторов. Решение этой задачи, как правило, входит в противоречие с достижением максимально возможного КИН. Увеличение КИН и на этой основе увеличение извлекаемых запасов - одна из важнейших задач хозяина недр, т.е. государства, а не недропользователя.



Рисунок 3.4. Этапы планирования программы ГТМ НДП

Основываясь на общепринятых принципах планирования и необходимости учета специфического для программы ГТМ принципа ориентации на стратегические цели, мы выделили следующие необходимые этапы планирования программы ГТМ для нефтедобывающего предприятия (рис. 3.4).

Подводя итог вышеизложенному, стоит отметить, что использование предлагаемого подхода к планированию программы ГТМ позволит нефтедобывающим предприятиям разработать оптимальную с точки зрения максимально возможного извлечения нефти и результативности программу. Критерии оптимальности программы мы обобщили в следующем параграфе.

3.2 Отбор основных критериев эффективности ГТМ. Корректировка оценки с учетом риска

В практике оценки мероприятий применяется большое число критериев, между тем, многие из них рассчитываются только для проверки на соответствие нормативному уровню, а окончательный выбор делается по одному критерию. Перед лицом принимающем решение о проведении ГТМ стоит важная задача - какой именно критерий будет основным для проведения выборки мероприятий. В частности в России, таким критерием является чистый дисконтированный доход (NPV), а в европейских странах выбор мероприятий осуществляется по индексу доходности (PI).

Таким образом, возникает проблема выбора критериев длякомплексной оценки ГТМ. Исследования в этой области показывают, что в качестве основных критериев включения мероприятий ПНП в план повышения эффективности нефтегазового производства следует использовать показатели прироста чистого дисконтированного дохода и индекс доходности.

Недостатком вышеизложенного метода планирования является отсутствие в оценке технологических показателей, так как проведение ГТМ увеличивает дебит жидкости, но не всегда дебит нефти. Предлагаем ввести в критерии оценки технологические показатели, позволяющие принимать более качественные управленческие решения по отбору и планированию геолого-технических мероприятий (см. рис 3.5). Приведенные критерии эффективности ГТМ обладают разной степенью значимости, которая определялась экспертным методом.

Рисунок 3.5. Показатели эффективности проведения ГТМ

Предлагаемый набор показателей позволяет осуществлять оценку ГТМ с учетом их специфики, и отражения неявных экономических эффектов, которые могут повлиять на привлекательность мероприятия. В этой связи предлагается включить в показатели комплексной оценки ГТМ такие критерии как:

- коэффициент доходности мероприятия, который характеризует относительную величину суммарного эффекта, достигаемого при осуществлении мероприятия, по сравнению с эффектом без проведения мероприятия, пересчитанного на момент принятия решения при условии, что ставка дисконтирования отражает стоимость капитала;

внутренняя норма рентабельности, которая отражает максимальную стоимость капитала, используемого для финансирования инвестиционных затрат, при котором предприятие, реализующее ГТМ не несет убытков;

срок окупаемости проекта, необходим как условие для определения дисконтированного срока окупаемости, может быть сформулировано как нахождение момента времени, когда современная ценность доходов, получаемых при реализации ГТМ, сравняется с объемом необходимых затрат;

- индекс прибыльности инвестиций, показывает каков уровеньгенерируемых реализованным мероприятием доходов, получаемых на одну единицу капитальных вложений;

- конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности;

- удельные затраты показывают какое количество финансовых ресурсов на проведение геолого-технического мероприятия приходится на 1 тонну дополнительно добытой нефти;

- относительный прирост дебита показывает, как изменятся объемы добычи нефти в результате проведения геолого-технического мероприятия.

Таким образом, среди широкого множества критериев оценки результативности ГТМ, были выделены наиболее важные, способные отразить как экономическую эффективность проведения ГТМ, так и технологическую. Конечный список рассматриваемых критериев состоит из коэффициента доходности мероприятия, внутренней нормы рентабельности, срока окупаемости, индекса прибыльности инвестиций, конечного коэффициента извлечения нефти, удельных затрат и относительного прироста дебита. Среди одного из достоинств стоит отметить, что вышеуказанные показатели являются относительными, что значительно облегчает расчет комплексной оценки.

Как показывает опрос крупнейших нефтяных компаний США, 98% из них используют в качестве основного или дополнительного, по крайней мере, один из динамических критериев, а многие - несколько. Для окончательного решения привлекаются и дополнительные критерии, в том числе и неформальные, например, связанные с экологией и безопасностью персонала. Наиболее популярна следующая триада формальных показателей (45% опрошенных компаний): IRRи период окупаемости в качестве основных и NPVкак дополнительный измеритель, а 9% компаний вовсе не прибегали к статичным методам. Эти факты также подтверждаются выборочным опросом 103 крупнейших нефтяных и газовых компаний США (92% сбыта нефтепродуктов и газа). Согласно данному исследованию, 67% компаний в качестве основных показателей:

во-первых, используют IRR;

во-вторых, NPV (31% опрошенных);

в-третьих, используют неэкономические показатели (12%).

При расчете всех приведенных выше показателей большое значение играет влияние риска, которому уделяется недостаточное внимание. Теория риска применительно к инвестиционным проектам начала интенсивно развиваться за рубежом с 50-х гг. предыдущего столетия. Наибольшее число исследований, посвященных этой теме, принадлежит американским ученым, но названная проблема активно изучалась и в западноевропейских странах. В то же время в нашей стране серьезное внимание уделялось развитию математического аппарата анализа рисков применительно к теориям планирования эксперимента в естественных и технических областях знаний.

Риск характеризуется как возможность возникновения в ходе реализации проекта неблагоприятных ситуаций и последствий. Под риском понимают вероятность потери части ресурсов, недополучения доходов, появления дополнительных расходов по сравнению с ожидаемым вариантом. Проектные риски - это совокупность рисков, связанных с реализацией инвестиционного проекта, которые способны снизить эффективность. Общая классификация рисков представлена в таблице.



Таблица 3.1. Характеристика и причины возникновения рисков

Вид риска	Характеристика	Факторы возникновения риска
Отраслевой риск	Вероятность потерь в результате изменений в экономическом состоянии отрасли и степенью этих изменений как внутри отрасли, так и по сравнению с другими отраслями.	-конъюнктура цен на нефть и продукты нефтепереработки; - конкуренция в отрасли - цены на сырье, оборудование и услуги
Страновый риск	Риск текущих или будущих изменений политических или экономических условий в стране, которые могут повлиять на способность страны, фирм и других заемщиков отвечать по обязательствам внешнего долга.	-изменение курса страны; - влияния государства на деятельность отрасли в области выдачи лицензий на разработку недр; - определения энергетической стратегии, тарифообразования, национализации активов или либерализации экономики; - повышение ставок налога к действующим; - отмена налоговых льгот.
Правовой риск	Риск потерь (обесценения активов ли увеличения обязательств) в связи с невозможностью обеспечения принудительного исполнения сделок и обязательств по ценным бумагам другими сторонами	- изменение налогового законодательства; - изменение таможенного законодательства;

Подобные документы

• Выбор рациональных технических средств и технологий бурения разведочных скважин в Зирабулакской ГРЭ

  Геолого–технические условия бурения месторождения Кизилкума. Физико-механические свойства горных пород разреза. Краткий обзор применяемой техники: буровые установки, трубы и соединения, колонковые наборы. Методика оценки технических средств и технологий.
  
  диссертация [4,7 M], добавлен 31.07.2015
  

• Геолого-промысловый контроль и основы регулирования разработки месторождений нефти

  Определение состояния скважин на дату изучения и динамики изменения геолого-технических показателей. Процесс обводнения залежи и характер распределения пластовых давлений на карте изобар. Регулирование разработки для увеличения коэффициента нефтеотдачи.
  
  курсовая работа [996,9 K], добавлен 24.06.2011
  

• Выделение тектонических нарушений по анализу геолого-геофизических исследований на примере месторождения Аригольское

  Выделение разломов и тектонических нарушений по геофизическим данным. Краткие геолого-геофизические сведения по Аригольскому месторождению: тектоническое строение, геолого-геофизическая изученность. Особенности формирования Аригольского месторождения.
  
  курсовая работа [3,4 M], добавлен 27.01.2013
  

• Геолого-экономическая оценка апатит-нефелинового месторождения

  Задачи геолого-экономической оценки месторождения. Факторы, определяющие эффективность инвестиций в освоении месторождения. Показатели, характеризующие природную ценность. Расчет внутренней нормы доходности предприятия. Кондиции на полезные ископаемые.
  
  контрольная работа [136,9 K], добавлен 04.10.2013
  

• Геология и развитие нефтяной и газовой промышленности

  Значение геологии в развитии нефтяной и газовой промышленности страны, геолого-промысловое обоснование технологических решений проектирования разработки. Особенности поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений, водонапорный режим работы залежей.
  
  контрольная работа [25,1 K], добавлен 28.02.2010
  

• Анализ эффективности применения мун пластов на Мыхпайском месторождении

  Геолого-физическая характеристика Мыхпайского месторождения. Анализ фонда скважин и его структура. Обзор способов увеличения нефтеотдачи пластов. Проведение промышленных испытаний и оценка технологической эффективности ПГС "Ритин" на очаге №303.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 26.01.2014
  

• Бурение геологоразведочной скважины на полиметаллические руды глубиной 700 м

  Обзор геолого-технических условий бурения. Анализ современного состояния техники и технологии бурения разведочных скважин. Выбор инструмента и оборудования. Мероприятия по предупреждению и ликвидации осложнений и аварий. Порядок организации буровых работ.
  
  курсовая работа [178,3 K], добавлен 26.12.2012
  

• Анализ эффективности новых технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями на примере Мишкинского месторождения

  Геолого-физическая характеристика месторождения. Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов. Данные о геологическом строении и геолого-динамической характеристике месторождения. Анализ эффективности реализуемой системы разработки.
  
  курсовая работа [819,7 K], добавлен 12.07.2008
  

• Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м

  Краткая геолого-физическая характеристика Туймазинского нефтяного месторождения. Анализ выработки запасов, определение эффективности системы разработки Туймазинского месторождения, пути ее увеличения. Особенности эксплуатации скважин с боковыми стволами.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 13.07.2010
  

• Устройство дальномера

  Основные задачи геодезии. Физические основы измерений расстояния на длинные дистанции. Принципы действия лазерного и оптического дальномеров. Особенности их конструкции. Виды и применение приборов. Измерение нитяным дальномером наклонного расстояния.
  
  курсовая работа [645,6 K], добавлен 03.12.2014
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам