|
Внедрение ГНКТ в процесс нефтедобычиКраткое описание документа Внедрение ГНКТ в процесс нефтедобычиНефтеюганский регион, расположенный в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО), является территорией, на которой сосредоточены основные извлекаемые запасы нефти компании «Юкос» – второй по величине среди росс смотреть на рефераты похожие на "Внедрение ГНКТ в процесс нефтедобычи" My fellow students! Настоящая дипломная работа была представлена к защите в филиале Московского С уважением, Владимир Арапов – дважды студент г. Нефтеюганск, февраль 2002 г. * «Нефтеюганский рабочий», 30 января 2002 г., №5 (4473) I. Введение Нефтеюганский регион, расположенный в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО), является территорией, на которой сосредоточены основные извлекаемые запасы нефти компании «Юкос» – второй по величине среди российских нефтяных гигантов. В связи с наступлением нового периода высоких мировых цен на нефть,
добыча ОАО «Юганскнефтегаз» – крупнейшего добывающего предприятия компании Стратегический план развития компании «Юкос» предусматривает выход на уровень добычи 75 млн. тонн в течение последующих пяти лет. Столь напряженные производственные планы диктуют необходимость мобилизации всех имеющихся резервов. Основными направлениями, по которым возможно поступательно наращивать темпы добычи, являются бурение и строительство новых скважин, выведение скважин из фонда бездействующих, а также оптимизация работы добывающих скважин. ОАО «Юганскнефтегаз» использует целый ряд современных технологий по
оптимизации работы скважин. Наиболее эффективной из таких технологий
считается гидроразрыв нефтяных пластов (ГРП). Сервисные услуги для ОАО Эффект ГРП состоит в том, что скважина начинает работать с отдачей К сожалению, в результате ГРП происходит частичное разрушение пласта,
что является причиной последующего выноса из забоя твердых частиц –
механических примесей. Как показывает статистика, в 42% случаев
механические примеси, попадая в рабочие органы электроцентробежных насосов Строго говоря, мехпримеси не являются единственной причиной отказов в работе ЭЦН. Существуют также проблемы с качеством самих насосов, проблемы правильного вывода скважин в режим добычи, отложение солей на стенках эксплуатационной колонны и т.д. Тем не менее, в случае, если бы удалось найти решение задачи по минимизации выноса механических примесей, экономический эффект от внедрения данного мероприятия мог стать весьма значительным. В мировой практике нефтедобычи уже давно – с начала 60 г.г. XX века – и достаточно широко применяется технология гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ).** Известен широкий диапазон применения этой технологии - от бурения до заканчивания скважин.*** Темой настоящей дипломной работы является обоснование проекта по внедрению ГНКТ в процесс нефтедобычи в ОАО «Юганскнефтегаз» для осуществления промывки скважин после проведения ГРП. В настоящее время промывка стволов скважин производится в процессе освоения скважины после ГРП. Бригаде капитального ремонта скважин (КРС) требуется на эту операцию до пяти суток. Для промывок применяется 40-50 куб.м. плотного солевого раствора. Общее качество промывки оставляет желать лучшего, т.к. процент отказов ЭЦН из-за примесей, оставшихся в стволе, забое и призабойной зоне, в настоящее время довольно высок. Кроме того, бывают случаи потерь солевого раствора, который уходит в призабойную зону пласта, что существенно увеличивает срок вывода скважин в режим добычи. ГНКТ позволяет проводить промывки стволов скважин с большей скоростью,
в среднем в течение двух суток. Общее количество раствора на одну работу в
среднем – до 10 куб.м. Преимуществом технологии ГНКТ является то, что
помимо собственно промывки ствола технологическим раствором, она дает
возможность закачивать в скважину определенный объем азота для создания
пониженного гидростатического давления. В итоге возникает эффект притока
жидкости, следовательно, обеспечивается процесс вымывания твердых примесей В настоящем дипломном проекте рассмотрено современное состояние нефтедобычи Автор благодарен всем специалистам компаний «Шлюмберже Лоджелко Инк.»
и ОАО «Юганскнефтегаз» за помощь в сборе информации и консультирование по
техническим вопросам работы. На качество расчетов повлиял, в частности,
недостаток статистических данных и специальных исследований. Тем не менее,
данные дипломной работы в целом отражают существующие экономические реалии.
World Oil (November 1991), p.p. 41-47. ( 1997 Halliburton Energy Services, Inc. II.1. Характеристика фонда скважин и объема работ по ремонту скважин в ОАО «Юганскнефтегаз» – крупнейшее добывающее предприятие нефтяной
компании «Юкос» – расположено на территории Нефтеюганского района Ханты- Общий фонд скважин на 01.11.01 представлен в таблице. Таблица 1 «Фонд скважин ОАО «Юганскнефтегаз» Потенциальная добыча скважин, выведенных из эксплуатации, может
достигать 37 500 тонн в сутки или 14 миллионов тонн нефти в год. В 2000 г.
из фонда бездействующих было выведено 335 скважин. По заявлению А. Таблица 2 «Потенциал добычи бездействующего фонда» 1* Интернет-сайт: www.yukos.ru; 2* «Нефтеюганский рабочий», №20 (4431) от 11.04.2001 3* Интернет-сайт: www.wn.ru Как видно из таблиц 1 и 2 существует большой потенциал увеличения
добычи не только за счет оптимизации работы скважин и бурения новых
скважин, но и за счет восстановления скважин из фонда бездействующих. Скважины бездействуют по ряду причин: . Парафиновые или гидратные пробки в рабочих колоннах НКТ в результате низкого дебита; Традиционно, работы по восстановлению скважин из бездействующего фонда
и ремонту текущего фонда производятся управлениями капитального ремонта
скважин. На 1 апреля 2001 г. проведением ремонтов на месторождениях ОАО Таблица 3 «План КРС и ПРС на 2001 г. по ОАО «ЮНГ» |Категория |1 |Работ / |1 |Всего | Виды капитальных ремонтов скважин представлены в диаграмме 1. Диаграмма 1 «Капитальный ремонт скважин в 2000 г.» ОПЗ – обработка призабойной зоны пласта (40%) Наряду с бригадами КРС ремонтами скважин занимался комплекс ГНКТ,
принадлежащий Управлению КРС-1 (г. Нефтеюганск). Как следует из диаграммы Диаграмма 2 «Операции ГНКТ Нефтеюганского КРС-1» [pic] Отметим, также, что в промывке призабойной зоны пласта после ГРП комплекс ГНКТ ОАО «Юганскнефтегаз» применялся лишь в восьми случаях за последние пять лет. II.2. Услуги сервисной компании «Шлюмберже Лоджелко Инк.»,
предоставляемые для ОАО «Юганскнефтегаз», в рамках альянса «Юкос» – Сервисная компания «Шлюмберже Лоджелко Инк.» работает на
месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» с октября 1999 г.* Отправной точкой
нынешнего этапа совместной работы стал март 1998 года, когда в Нью-Йорке
состоялась церемония подписания меморандума между компаниями «Шлюмберже» и В настоящее время компания «Шлюмберже Лоджелко Инк.» оказывает
широкий спектр сервисных услуг, таких как текущий и капитальный ремонт
скважин, промысловые и геофизические исследования, перфорационные работы. . Приобское . Приразломное . Мало-Балыкское . Угутское . Асомкинское . Усть-Балыкское и др. Гидравлический разрыв пласта представляет собой одну из сложнейших
технологических операций в нефтегазодобывающей промышленности. Эта
технология уже около 50 лет широко применяется во всем мире с целью
увеличения продуктивности скважины. Жидкость закачивается в скважину под
таким давлением и с таким расходом, которые достаточны для того, чтобы
разорвать породу пласта и создать по обе стороны от ствола скважины две
направленные в противоположные стороны трещины, протяженностью до 300
метров. Для предотвращения выноса проппанта – искусственного
расклинивающего материала – используется запатентованный продукт Подрядчика В создаваемую трещину совместно с проппантом закачивается пропнет,
образующий сеточную структуру, которая стабилизирует проппантную пачку,
обеспечивая тем самым высокие дебиты пластовых углеводородов. Средний прирост дебита нефти в 2000 г. составил более 60 тонн в сутки по действующему фонду и более 70 тонн в сутки по фонду новых скважин. За счет постоянного совершенствования технологии, всесторонней оценки и выявления особенностей продуктивных залежей Нефтеюганского региона, тесного взаимодействия специалистов «Шлюмберже» и «Юганскнефтегаза», в 2001 году средний прирост дебита нефти составил уже более 90 тонн в сутки по действующему фонду и более 80 тонн в сутки по новым скважинам. В 2001 году планируется выполнить 370 ГРП, что позволит получить дополнительно свыше 2 миллионов тонн нефти. Подготовку скважин к ГРП осуществляет 15 бригад КРС компании «Шлюмберже» и несколько бригад Нефтеюганского управления КРС. Средняя продолжительность цикла ГРП (подготовительные работы, гидроразрыв пласта, освоение скважины после ГРП) составляет на апрель 20001 года 16 суток против 21 суток на январь 2000 года. В апреле 2001 года компания «Шлюмберже» планирует усовершенствовать цикл Применение ГНКТ позволит сократить общую продолжительность цикла ГРП до Представители ОАО «Юганскнефтегаза» не раз заявляли о большом
количестве отказов ЭЦН в скважинах, на которых компания «Шлюмберже»
производила гидроразрыв пласта. Так как в некоторых ЭЦН находили остатки
проппанта, то качество услуг по ГРП соответственно ставилось под сомнение. Анализ проблем параллельно проводился также по скважинам, на которых операций по ГРП не было (на основании данных 2000 г.). Основной причинами поломок ЭЦН в этих скважинах были проблемы с собственно ЭЦН (30%) и отложение солей на рабочих органах ЭЦН (25%). Вынос механических частиц из пласта был причиной отказа в 8% случаев. Диаграмма 3 «Причины отказов ЭЦН в скважинах без ГРП» В течение 2000 г. после проведения ГРП в 170 скважинах было отмечено Диаграмма 4 «Причины отказов ЭЦН после проведения ГРП» Как показывают лабораторные анализы основной причиной отказов ЭЦН там, где речь шла о попадании в ЭЦН твердых частиц, были механические примеси из пласта, но не проппант. Из сравнения двух диаграмм также видно, что процент отказов ЭЦН из-за твердых (механических) частиц в скважинах после ГРП был выше (42%), чем в скважинах не подвергавшихся гидроразрыву пласта. Среднее время наработки ЭЦН до первого отказа равняется примерно 60 дням после монтажа насоса. Вынос проппанта и твердых частиц породы был более сильным при следующих условиях: . В скважинах с низким уровнем жидкости в стволе по причине меньшего ожидаемого дебита или по причине установки ЭЦН слишком высокой производительности; Для скорейшего сокращения проблем с выносом проппанта/мехпримесей Результаты рекомендаций дали положительный результат. Лабораторный рентгенографический анализ состава твердых частиц в общей массе исследованных образцов показал, что кварцевые породы составляют 53%, далее идет парафин – 20%, проппант – 8%, магнитный железняк – 6%, шпатовый железняк – 5% и др. Источники механических примесей Существует несколько источников механических примесей: . обратный вынос проппанта; . неконсолидированный в пласте песок; . подвижные глины. В целом всегда существует фактор обратного выноса проппанта, т.к. не весь проппант, закачанный в скважину, остается закрепленным в трещине. Но как мы видели выше, рентгенографический анализ зафиксировал, что только 8% проппанта входит в состав частиц, выносимых из скважины. Кварц – основной компонент пластового песка – формирует большую часть мехпримесей. Вынос песка может произойти из-за разрушения породы пласта в зоне перфорации, либо это может быть песок, вымываемый из пористого участка. В случае некачественной перфорации могут оставаться отверстия, не сообщающиеся с нефтяным пластом. Они тоже могут стать источником выноса механических примесей. Методы борьбы с выносом механических примесей Существует насколько методов борьбы с выносом песка: 1). Скважина продолжает добычу жидкости вместе с песком. Допускается вынос определенного количества песка. Экономическое
преимущество метода несомненно, т.к. он не требует затрат на капитальный
ремонт. Следует однако сравнить возможные затраты за определенный период
времени (неизбежные смены насосов) и принять наиболее экономичное решение; Пескоотделитель предотвращает попадание абразивных частиц в двигатель Спуск временного насоса. Как показывает практика, это требует
значительного увеличения времени работы бригады на скважине и не
гарантирует положительного эффекта; Метод рекомендован как последняя возможность в борьбе с песком
вследствие высокой стоимости, а также того, что с течением времени фильтр
забивается песком, окалиной, органическими осадками и его проницаемость
уменьшается. Следовательно, уменьшается дебит, начинается процесс
разрушения призабойной зоны; Откачивание жидкости на первоначальном этапе с помощью поршня. Метод
привлекательный с точки зрения затрат. Время сваббирования трудно
прогнозировать; Основное преимущество этого метода в том, что он может использоваться
наряду с уже действующими методами работы на скважине. После промывки забоя
азот закачивается через гибкую НКТ на необходимую глубину и в скважине
поддерживается депрессия в течение необходимого времени, отработанная
жидкость поступает в выкидную линию. Затем проводится окончательная
промывка забоя. Продолжительность работ можно прогнозировать. Выводы и рекомендации 1. Эффективность технологии гидравлического разрыва скважин подтвердилась в результате проведенных исследований. II.4. Традиционная технология промывки скважин установкой КРС За период проведения операций по гидроразрыву пластов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» (включая ГРП, произведенные предприятиями «Юганскфракмастер» и «Интрас», с 1989 по 1999 г.г. и компанией «Шлюмберже» с декабря 1999 г. по настоящее время) промывка скважин после ГРП осуществлялась в основном станками КРС. Так называемый «цикл ГРП» состоял из следующих этапов: 1).Подготовка скважины к ГРП – 2). ГРП (гидроразрыв пласта) – 3). Освоение: промывка ствола после ГРП, спуск ЭЦН - или «КРС – ГРП – КРС». Ниже приводится порядок действий по очистке забоя и ствола скважины от проппанта и механических примесей с использованием традиционной установки II.4.1. Технологический регламент. Промывка проппантной пробки. После проведения ГРП в колонне НКТ остается некоторое количество проппанта. Информация об этом, с указанием объема, должна быть предоставлена сразу после проведения ГРП. В случае невозможности безопасного срыва пакера из-за большого объема проппанта, необходимо промыть колонну НКТ. В этом случае необходимо провести следующие операции: 1. Закрыть задвижки на крестовине фонтанной арматуры. 10. Промыть скважину до очистки зоны непосредственно под пакером, контролировать выход песка. Промывка ствола скважины Перед запуском скважины ее необходимо промыть до искусственного забоя: 1. Спустить необходимое количество НКТ. При невозможности промыть скважину из-за сильного поглощения раствора Примерная хронология основных технологических операций цикла ГРП: . Монтаж станка КРС – 6 часов; – 3 часа; Так как промывка ствола и призабойной зоны скважины является частью программы оптимизации скважины с помощью ГРП, т.е. частью целого цикла ГРП, то общее время выполнения работ в течение цикла в настоящее время составляет в среднем 16 суток и состоит из следующих этапов: . Подготовка к ГРП (включая время на переезд) 5 сут. II.4.2. Расчет сметной стоимости капитального ремонта скважин по программе «Подготовка скважины к ГРП и освоение после ГРП» Анализ затрат 1 бригады КРС на ремонт 1 скважины в течение цикла ГРП приведен в таблице 4. Примечание: Приводимые ниже данные приблизительно отражают средние затраты бригады КРС, работающей в системе ОАО «Юганскнефтегаз». Таблица 4 «Затраты установки КРС на подготовку и освоение» [pic] Выводы Выполнение промывок традиционным способом требует значительного
количества времени. Так как промывка ствола скважины от проппанта и
механических примесей, выносимых из пласта, является только частью общего Эффективность работы бригад КРС местных сервисных компаний значительно ниже. На выполнение промывки они затрачивают в среднем 10 суток (от 8 до 12 суток). Стоимость их работы – ок. 440 000 рублей. Как показывает исследование проблем, имеющихся на скважинах после проведения ГРП, до 40% отказов ЭЦН происходит по причине выноса незакрепленного проппанта, либо выноса других твердых частиц (кварц и прочие). Следовательно, очистка механических примесей традиционным способом производится недостаточно качественно. Данная технология занимает много времени, приводит к тому, что большое количество промывочной жидкости поглощается в пласт, которая впоследствии выносится вместе с остатками геля и механическими примесями и наносит вред электропогружным насосам. Повреждение насосов приводит к дополнительным затратам на их смену и потере дополнительной добычи. Минимизация количества отказов ЭЦН вследствие улучшения качества и скорости очистки от мехпримесей могла бы принести значительный экономический эффект.
III.1. Спектр услуг ГНКТ в современной мировой нефтедобыче Решения руководителей современной нефтяной промышленности определяются несколькими ключевыми факторами, такими как эффективность, гибкость, производительность, экология. Но наиболее важным фактором остается экономичность проектов и технологий. Сервисная компания «Шлюмберже» предлагает своим клиентам технологию
гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ), важнейшим качеством которой
является именно экономичность. ГНКТ помогает уменьшить расходы, т.к.
зачастую устраняет необходимость использования дорогостоящих станков КРС. Услуги ГНКТ являются быстрыми и эффективными – скважина возвращается в действующий фонд с минимальной потерей времени. Компания «Шлюмберже» предлагает экономичную альтернативу многим традиционным методам нефтедобычи -–от бурения до заканчивания скважин. ГНКТ – это автономная, легко транспортируемая установка с
гидравлическим приводом, которая спускает и поднимает непрерывную гибкую Апробированные сервисные услуги ГНКТ для вертикальных, горизонтальных
и направленных скважин включают: Бурение Бурение посредством ГНКТ все чаще становится альтернативой традиционному бурению. Применяется для разведочных скважин, углубления существующих стволов скважин и бурения горизонтальных отводов из вертикальных стволов скважин. Преимущества ГНКТ включают: . Экономичность – не требуется буровая установка, сокращаются время работы и затраты; Каротаж и перфорирование
Вытеснение жидкостей Методы вытеснения жидкостей для вызова притока включают применение азота. Борьба с песком ГНКТ предлагает значительные преимущества для контроля песка. Способность установить КНБК (компоновка низа буровой колонны) непосредственно в зоне перфорации позволяет практически сразу начать подъем песка. С помощью смолистых материалов возможно установить пробку в зоне перфорации и прекратить попадание песка в ствол скважины. Затем пробка разбуривается, проводится новая перфорация и скважина возвращается в число действующих. Повторное (исправительное) цементирование Испытанная альтернатива традиционным станкам КРС. Излишний приток воды
можно уменьшить путем перекрытия каналов и изоляции непродуктивных зон
перфорации. ГНКТ успешно использовался для закачки цемента на глубину до 5 ГНКТ как выкидная линия Стремительно растет популярность использования гибкой НКТ в качестве
выкидной линии к сепаратору на морских платформах и наземных скважинах. Ловильные работы ГНКТ может проводить ловильные работы в вертикальных, горизонтальных и
наклонно-направленных скважинах. Преимущества: Работа с пакерами Усовершенствование технологии пакеров позволяет использовать ГНКТ для
селективных обработок пласта. Основным преимуществом является устранение
использования станка КРС. Другими преимуществами являются: Стимулирование ГНКТ – самый эффективный метод доставки рабочих жидкостей в
интересующую зону. Использование ГНКТ предохраняет рабочую НКТ от
воздействия рабочих жидкостей и позволяет избежать загрязнения кислоты
осадками и частицами из рабочей НКТ. Через ГНКТ можно закачивать
ингибиторы парафина и коррозии. В длинных горизонтальных отводах скважин Промывка песка Возможно наиболее частое применение ГНКТ – это удаление осадков и
частиц из ствола скважины. Один из таких методов – промывка песка –
эффективно применяется в вертикальных, горизонтальных и наклонных
скважинах. Преимущества: Окружающая среда Компания «Шлюмберже» всегда бережно относилась к окружающей среде в
местах производства работ. Услуги комплекса ГНКТ продолжают эту традицию и
предлагают следующие преимущества по сравнению с традиционными буровыми
установками: По сравнению с традиционными станками КРС уменьшается опасность разлива жидкостей (при подъеме из скважины и укладке отдельных НКТ). ГНКТ также предусматривает протирание внешних стенок гибкой трубы при подъеме из скважины. В качестве выкидной линии ГНКТ может применяться там, где традиционные
трубопроводы могут причинить большой вред окружающей среде – болота,
заболоченные участки, заповедники и т.д. «Шлюмберже» в Западной Сибири. Компания “Шлюмберже” приступила к выполнению сервисных услуг
комплексом ГНКТ для ОАО «Ноябрьскнефтегаз» с января 2000 года. В течение
стартового периода проекта: с января по апрель 2000 г. были проведены
работы на 50 скважинах. Опыт работы с ОАО «Ноябрьскнефтегаз» позволяет
теперь компании определить качество, стоимость и диапазон сервисных услуг ОАО «Ноябрьскнефтегаз» - нефтедобывающее предприятие компании Комплекс ГНКТ в основном применялся на Вынгапуровском месторождении Традиционно работы по ремонту и восстановлению скважин производятся с помощью установок КРС. Хотя установка ГНКТ не может соперничать с комплексом КРС в производстве определенных операций (например, там, где требуется повышенная продольно-осевая нагрузка, используются насосы иного типа, чем ЭЦН), ГНКТ может быть очень эффективной технологией в случае тщательного подбора скважин-кандидатов. До настоящего времени до 95% работ ГНКТ в Западной Сибири (ОАО С учетом широкого масштаба работ по гидроразрыву пластов (ГРП) на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» ГНКТ может применяться для промывки призабойной зоны сразу после ГРП. ГНКТ – это эффективная технология, которая может получить широкомасштабное применение в нефтедобыче на территории Западной Сибири. Характеристика основных операций комплекса ГНКТ Состав комплекса ГНКТ. Основное оборудование: Вспомогательное оборудование: Персонал Количество персонала было рассчитано на обеспечение круглосуточной работы комплекса. Работа проводилась в две смены по 12 часов. Количество работающих в одном звене – 12 человек. Общее количество работающих (с отдыхающей вахтой) – 24 человека. В качестве КТ супервайзеров –2 чел. – работали иностранные специалисты с целью обеспечить качество проводимых работ в соответствии с регламентом компании «Шлюмберже». Среднее количество работ – 1 в течение двух дней или до 15 работ в месяц. Исходные данные
Расчеты эффективности работ ГНКТ на Вынгапуровском м/р в первом квартале Средние данные по времени исполнения работ бригад КРС ОАО «ННГ»: |Описание |Ед. изм. |Количество | Удаление парафиновых (гидратных) пробок. Целью данной операции является удаление парафина из рабочей колонны НКТ,
а также из затрубного пространства между НКТ и обсадной трубой, с тем,
чтобы бригада КРС могла начать ремонт скважины. Пробки находились на
глубине 350-600 метров, т.е. в линзах вечной мерзлоты. Причинами
возникновения пробок являются обычно: Традиционно проблема решается проведением матричных кислотных обработок
установкой КРС. Последняя из трех ситуаций является наиболее
привлекательной для использования ГНКТ, т.к. здесь не потребуется бригада Оценка эффективности. Сравнение двух технологий может определить эффективность применения ГНКТ для удаления парафиновых (гидратных) пробок. Время, которое требуется бригаде КРС для выполнения этой работы,
колеблется от 7 до 10 дней, что будет стоить ок. 10 000 долларов США ГНКТ выполняет в среднем 12 работ в месяц. КРС делает в среднем 3 работы в месяц. Следовательно, можно произвести экономический расчет согласно нижеприведенной формуле (допуская, что дебит скважин остается постоянной средней величиной в течение определенного времени): Валовой доход (ГНКТ) = (Nгод х Qгод х $oil) - $гнкт и Валовой доход (КРС) = (Nгод х Qгод х $oil) - $крс Где, При условии, что Т гнкт оп = 2 дня, Т крс оп = 10 дней, совокупная выручка и совокупный доход КРС и ГНКТ будут следующими:
| |КРС |Т |Т |Q |Q |Q год,|Вал. |Вал. | Выводы Эффективность ГНКТ в четыре раза превосходит эффективность КРС. Сравнение двух вариантов операции по удалению парафиновых пробок показывает, что ГНКТ предлагает очень эффективное и быстрое решение проблемы по сравнению с традиционным станком КРС. Более высокая стоимость услуг ГНКТ за одну операцию означает, что комплекс ГНКТ должен быть загружен работой на полную мощность. Очевидно, что применение ГНКТ для удаления парафиновых пробок
предполагает более интенсивный оборот финансовых средств и большее
количество выполняемых ремонтов. Важнейшее условие - тщательный
предварительный отбор скважин-кандидатов. Скважина-кандидат для подобного
рода операций должна соответствовать следующим критериям: Следует иметь в виду систему работы управления по КРС. На Для повышения эффективности ремонтов в качестве альтернативы можно использовать комплекс ГНКТ, который передвигался бы на скважины и подготавливал их до развертывания установки КРС. В среднем 10 работ ГНКТ в месяц могли бы сэкономить около 70 ремонто-дней КРС (или 1 680 рем-часов), что равняется экономии в 75 600 долларов США (или 2,5 дополнительных ремонта ГНКТ или 7,5 ремонтов КРС в месяц). Это позволило бы не только увеличить эффективность 1 бригады КРС с 1,23 до 1,62 ремонтов в месяц или на 32%, но также увеличить прирост добычи как результат большего количества скважин, запущенных в эксплуатацию или подготовленных для гидроразрыва пласта. Возможность увеличения времени операций КРС является весьма привлекательной выгодой для «Заказчика». Промывка стволов скважин На Вынгапуровском м/р выполнялось два вида промывки: . Промывка механических примесей в забое водонагнетательных скважин; Среднее время на выполнение работ ГНКТ – 2 или 3 дня в зависимости от длины интервала, подлежащего очистке. В случаях, когда на данном кусте скважин отсутствует станок КРС, бригаде КРС потребуется 18-21 день на проведение одного ремонта. Средняя цена услуг ГНКТ («Шлюмберже») = 30 000 долл. США Относительно высокая цена работы станка КРС связана с необходимостью смены эксплуатационной колонны НКТ, в то время как ГНКТ делает промывку внутри эксплуатационной колонны. Промывка водонагнетательных скважин Основные стимулы: ГНКТ основано на увеличении количества операций за определенный период времени. Валовой доход будет зависеть в основном от дебита окружающих нефтяных скважин. Изменение дебитов обычно начинается через 1-2 месяца после промывки; КРС; Как и в других случаях применения ГНКТ ключевую роль играет должный отбор скважин-кандидатов. Промывка проппанта после ГРП Промывка проппанта после ГРП представляет второй тип промывок с ГНКТ. Тот
факт, что скважина может начать добычу с большим дебитом сразу после
ремонта делает использование ГНКТ весьма привлекательным для Заказчика. При выборе экономически целесообразного решения должны соблюдаться
следующие критерии: Оценка эффективности Целью промывки ствола скважины от твердых частиц после ГРП является скорейшее выведение скважины в режим добычи. Так как увеличение дебита здесь всегда связано только с качеством проведенного ГРП, оценка эффективности основывается на количестве выполненных работ двумя конкурирующими способами и расчете прироста дохода, обеспеченного с участием данной технологии. Следовательно, ( доход КРС = (N год x Q год x $ oil) - $ крс и ( доход ГРП = (N год x Q год x $ oil) - $ гнкт где: Расчет валового дохода и затрат сделан на основе идеальных условий производства работ (неизменный дебит, максимальная загрузка ГНКТ, межремонтный период работы насосов составляет не менее года и т.д.). Таблица 6 «Прирост дохода после промывки. КРС против ГНКТ» | |КРС |Т |Т |Q |Q год,|Вал. |Затрат|Вал. | Заключение Таким образом, один комплекс ГНКТ в состоянии увеличить годовой доход Промывки песка представляются хорошим подспорьем для выполнения программы капитальных ремонтов на Вынгапуровском м/р, особенно когда песок остается в эксплуатационной НКТ. В этом случае установка КРС не может поднять колонну. Потребуется доставка НКТ малого диаметра (1,5 дюйма), что повлечет дополнительное время простоя. Помимо подобных сложных проблем ГНКТ предлагает более высокую эффективность и надежность по сравнению с установками КРС. Хотя их услуги дешевле, они не имеют достаточного вспомогательного оборудования (например, всего 5 ЦА-320, 5 ППУ на 19 бригад КРС), что отрицательно сказывается на производительности их труда. Чтобы конкурировать с КРС и получить заказы на операции по удалению
песка технология ГНКТ должна предлагать более совершенные технические
решения, такие как: Закачка азота Существует несколько причин для использования ГНКТ: Существующий метод понижения гидростатического давления с помощью сжатого воздуха считается высоко опасным мероприятием и не может служить безопасной альтернативой использованию азота. Замещение рабочих жидкостей на нефть решает только часть проблемы, т.к. жидкость ниже эксплуатационной НКТ остается в скважине, на многих скважинах установлены пакера, что делает замену на нефть неэффективной, т.к. жидкость в стволе должна быть выдавлена назад в пласт. Проект операции по разгрузке скважины должен включать расчет скорости закачки азота, глубину, общий объем азота и время закачки. Для планирования работы необходима информация о давлении в пласте, свойствах оригинальной пластовой жидкости, возможный дебит, свойства добываемой жидкости и условия в стволе. Успешная и оптимальная операция должна вывести скважину в режим добычи в минимальный срок и с минимальным объемом азота. Оценка эффективности Предполагается, что ГНКТ используется только для выведения скважины в режим добычи. Экономическая эффективность закачки азота через ГНКТ вычисляется на
основе дебита скважины: Окупаемость = 90 суток $ гнкт стоимость операции ГНКТ, долл. США 29 500 Диаграмма 5 «Закачка азота ГНКТ. Выручка от 1 скважины» Таблица 7 «Окупаемость ГНКТ. Закачка азота» |Дебит |Цена нефти |Срок |Срок отдачи | Рекомендации Подбор скважин-кандидатов должен включать предыдущую историю скважины и условия проведения заканчивания. Большой объем жидкости глушения, которая ушла в пласт может потребовать довольно долгое время закачки и, следовательно, значительный объем азота. Еще один важный момент – это проведение компьютерного анализа с целью сравнить производительность скважины с результатами моделирования на основе точных данных пласта. Скважины с высоким СКИН-фактором (до 30-50) должны оцениваться с осторожностью, они не должны рассматриваться как кандидаты на азот-лифт, пока не будет произведена матричная кислотная обработка как часть программы ГНКТ. Максимальное количество работ по закачке азота определяется наличием самого азота. Существующие возможности по производству азота в Ноябрьске ограничены 6,8 куб. м. в неделю, что позволяет делать максимум две работы в неделю. Общие выводы и рекомендации Ключевыми факторами важными для будущего развития услуг ГНКТ в . Подбор скважин-кандидатов в результате совместной работы инженеров Заказчика и Шлюмберже; III.3. Технико-экономическое обоснование. Предложение новой технологии для внедрения на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» – Промывка скважины после ГРП от песка и несвязанного проппанта посредством ГНКТ. Как указывалось в аналитической части дипломной работы (п.II.4.2) технология промывок скважин с помощью традиционных станков КРС не является высокоэффективной. В настоящее время на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» производится порядка 30 гидроразрывов пласта в месяц. Промывка большинства скважин после ГРП производится бригадами КРС. В результате неудовлетворительного качества промывки до 40% отказов ЭЦН вызывается попаданием в них твердых частиц, выносимых из забоя скважины. Таким образом, промывка скважины после ГРП является одной из самых важных работ для максимального улучшения показателей работы скважины. Появившись в 60 г.г. XX века как альтернатива традиционной технологии Цель проектной части настоящей дипломной работы - показать
целесообразность и эффективность применения ГНКТ для промывки скважин после III.3.1. Технология промывок скважин посредством ГНКТ Закачка азота через гибкую насосно-компрессорную трубу является
широко используемым методом для разгрузки скважины. Циркуляцию азота через
гибкую трубу можно проводить на различных глубинах для «плавной» и
эффективной разгрузки при заранее определенных давлениях на забое. Подъем жидкости с использованием азота является относительно простой
работой, которая может быть реализована при наличии оборудования (комплекса После вымывания песка или проппанта из скважины с использованием
азотосодержащей жидкости или пены гибкая НКТ поднимается до уровня выше
посадки пакера. Закачка жидкости через насосы прекращается и через гибкую Расчеты, основанные на данных обычной скважины, показывают, что можно
достичь забойного давления 95-100 атмосфер с использованием гибкой НКТ 1 Ѕ
дюйма (38 мм) и 3-дюймовой (78 мм) колонны НКТ. Это значение близко к
значению при работе с ЭЦН, когда давление находится в пределах 50-70
атмосфер. Фактическое давление в забое будет зависеть от конкретных свойств
пласта и объема жидкости, оставленной после гидроразрыва пласта. Жидкость Общая процедура выведения скважины в режим добычи после проведения ГРП: . Монтаж ГНКТ на месте производства работ. Все линия закрепляются с соблюдением мер техники безопасности. Совещание по технике безопасности для личного состава бригады перед началом работ; 500 метров проверять вес, убедившись, что индикатор веса оттарирован с учетом плавучести трубы; Общее время выполнения промывки для большинства скважин, как показывает практика, не превышает 12-16 часов. При этом скорость собственно промывки в нормальных условиях составляет 100 метров за 6 часов или примерно 15 метров в час. Диаграмма 6. «Ожидаемый вынос мехпримесей на поверхность во время промывок» III.3.2. Безопасность и экологичность проекта Внутренние стандарты компании «Шлюмберже» Компания «Шлюмберже» является транснациональным сервисным
предприятием, работающим в нефтяной и газовой промышленности. Ее филиалы
расположены более чем в 100 странах мира. Для обеспечения единых подходов
по безопасному ведению производства и оказания сервисных услуг в компании
разработан ряд стандартных положений – «политика компании в области QHSE» Стандартные требования распространяются практически на все сферы деятельности компании, включая производство, средства индивидуальной защиты, здоровье, вождение, механические подъемные операции, экология и др. Средства индивидуальной защиты В части индивидуальной защиты работников компания обязуется предоставлять на одного работающего 2 пары летних и 2 пары зимних комбинезонов в год. Комбинезоны изготавливаются из ткани, способной выдерживать сильный выброс пламени в течение 40-60 секунд. Средства индивидуальной защиты работника включают также высокопрочную каску, подшлемник, летние и зимние сапоги со стальными носками, очки из прочного оргстекла, перчатки. На период низких температур средства индивидуальной защиты включают шерстяную маску для защиты головы и лица, комплект нижнего белья из негорючего материала, теплые прорезиненные перчатки. Все работники компании «Шлюмберже» застрахованы и имеют медицинский полис, оплаченный компанией. Все работники, имеющие отношение к вождению транспортных средств,
первоначально и далее один раз в год обязаны пройти проверку навыков
вождения транспортных средств с инструктором компании по вождению. Специальная подготовка Полевой персонал комплекса ГНКТ допускается к работе только после
прохождения всех обязательных инструктажей, включая инструктаж по
электробезопасности, по безопасности ведения работ на нефтяных скважинах и
т.д. Естественным требованием является соответствующая профессиональная
подготовка и образование работника. По мере необходимости для работников
компании организуются специальные учебные курсы. Таким образом, к работе с Природоохранные мероприятия при осуществлении работ с ГНКТ. Закон ХМАО «Об охране окружающей природной среды и экологической защите населения автономного округа» №11-03 от 10 февраля 1998 г. предписывает, что «…хозяйствующие субъекты… обязаны соблюдать технологические режимы, обеспечивающие экологическую безопасность производственных объектов; …осуществлять технические, технологические и иные меры для предотвращения вредного влияния хозяйственной и иной деятельности на окружающую среду; … соблюдать природоохранное законодательство, нормативы и государственные стандарты в области охраны окружающей природной среды и экологической защиты населения автономного округа». Сервисная компания «Шлюмберже Лоджелко Инк.» ведет производственную деятельность на месторождениях ОАО «Юганснефтегаз» которые характеризуются следующими природно-климатическими условиями: Средняя толщина снежного покрова составляет 1,2 метра. Среднегодовая температура минус 3 градуса по Цельсию, при этом максимальная температура летом достигает плюс 35 градусов, а зимой минус 50 градусов С. Максимальная глубина промерзания грунта – 2,4 метра. Структура грунта сложена из торфяно- болотных отложений, песка, суглинков, супесей, глин. Грунт легко дренируемый. Растительный покров – сосново-березовые леса. ** Источники загрязнения и виды воздействия на природную среду. При осуществлении производственных операций комплексом ГНКТ основными
потенциальными источниками загрязнения окружающей среды являются: Объемы, транспортировка и утилизация отходов после завершения промывок скважин посредством ГНКТ: Среди преимуществ технологии ГНКТ, в плане защиты окружающей среды, наиболее очевидными являются снижение риска пролива экологически неблагоприятных жидкостей при их откачке из ствола скважины и сокращенный объем рабочей жидкости (солевого раствора), необходимой для производства работы. Снижение риска разлива жидкостей на поверхности рабочей площадки
достигается за счет непрерывной НКТ, в то время, как традиционная колонна Традиционная установка КРС для одной промывки проппанта в призабойной зоне ствола расходует 40-50 куб. метров рабочей жидкости (солевого раствора), а в отдельных случаях до 100-150 куб. м. Расход материалов ГНКТ для одной промывки включает: . Азот жидкий – 6 тонн; . Солевой раствор – 8 куб. метров; . Хим. Реагенты - 0,02 тонны Утилизация отходов Отходами операции по промывке скважины после ГРП является откачиваемая из ствола жидкость, в которой содержатся остатки проппанта – искусственного твердо-зернистого порошка, геля, а также механические примеси, образующиеся вследствие повреждения пласта после гидроразрыва. Откачиваемая жидкость поступает в блок очистки, где твердая фракция примесей отделяется, а жидкая фракция перекачивается в трубопровод- коллектор и отправляется для утилизации на ближайшую станцию подготовки нефти. Твердые остатки складываются в прочные полиэтиленовые мешки и вывозятся на полигон для твердых отходов. Таблица 8 «Средний объем отходов после промывок ГНКТ в год» |№ |Наименование |1 |I |II |III |IV |Год | Кроме вышеупомянутого, можно отметить факт, что благодаря высокой скорости производства работ, бригада ГНКТ не нуждается в проживании на территории куста, следовательно, последствия от временного пребывания группы людей в данной природной зоне (бытовые отходы и пр.) являются значительно меньшими. * Стандарты «Шлюмберже» OFS-QHSE-S001 – S013 ** Регламент «Охрана Окружающей Среды на месторождениях ОАО III.3.3. Расчетно-экономическая часть. Анализ затрат и эффективности проекта. Ввиду проблем, возникающих после проведения ГРП, в частности из-за
некачественной промывки стволов скважин, предлагается изменить существующий
порядок проведения работ путем внедрения новой технологии – Гибкой Насосно- Общий «цикл ГРП» в новом варианте можно представить последовательностью: КРС – ГРП – ГНКТ – КРС, в которой ГНКТ должна обеспечить качественную промывку ствола скважины и вызов притока. Применение ГНКТ, с одной стороны, означает увеличение затрат для 1. Калькуляция затрат 1 операции ГНКТ. Промывка скважины. Таблица 9 «Затраты ГНКТ на промывку и вызов притока» 2. Расчет затрат на проведение операций ГНКТ и КРС за календарный год. Таблица 10 «Затраты на ГНКТ и КРС в год» |Установка |Стоимость одной|Количество, |Стоимость | * - затраты 1 бригады КРС в системе предприятий ОАО «ЮНГ»
Для выполнения дальнейших расчетов в работе используются следующие базовые данные: . Трансфертная цена 1 тонны нефти для ОАО «ЮНГ» в 2001 2000 руб. * Средний дебит скважин, оптимизированных ГРП, в 2001 г. -85 тонн/сут. * Среднегодовой объем работ, выполняемых ГНКТ - 144
Как упоминалось ранее (см. главу II.3), вследствие различных проблем,
возникавших после проведения гидроразрыва пласта, ОАО «Юганскнефтегаз» в |Стоимость |Стоимость |Среднее |Добыча, |Упущенная |Всего | * за основу взята стоимость ЭЦН-80 ** трансфертная цена 1 тонны нефти ОАО ЮНГ на 2001 г. Таким образом, затраты ОАО «ЮНГ» на смену ЭЦН по ценам 2001 г. составили около 350 млн. рублей. Одной из основных причин выхода ЭЦН из строя был вынос твердых частиц, включая проппант, из забоя скважины. Доля выноса мехпримесей составляла 42%. Отсюда можно сделать вывод, что сумма затрат ОАО «ЮНГ» на смену ЭЦН по причине некачественной промывки скважин достигает порядка 140 млн. рублей в год. 5. Сокращение общего времени цикла ГРП. Применение технологии ГНКТ для промывки скважин после ГРП, по расчетам
специалистов ОАО ЮНГ*, позволяет сократить общее время «цикла ГРП» с 16 до Дополнительный дебит в результате увеличения производительности труда составит 36 720 тонн нефти (144 скважины х 3 суток х 85 тонн/сутки). Дополнительная выручка Заказчика – ОАО «Юганскнефтегаз» - составит 74,5 миллиона рублей. 6. Расчет показателей работы по промывкам бригад КРС. Среднее время работы ЭЦН после проведения ГРП и промывок, сделанных бригадами КРС, равняется 60 суткам. За этот период общий дебит 57 (от 144) скважин, что равняется 40% или количеству скважин, которые по статистике выходят из строя по причине механических примесей, составит 290 700 тонн нефти. Выручка ОАО «ЮНГ» составит 590 121 000 рублей. Затраты ОАО ЮНГ на промывки: 57 х 175 000 = 9 975 000 рублей. При уровне рентабельности 10% валовая прибыль от обслуживания 57 скважин (или от работы 2,4 бригад) КРС 997 500 рублей. Таблица 11 «Затраты на промывки в год. КРС против ГНКТ»
Применение технологии ГНКТ для промывки скважин после ГРП, как считают специалисты, может реально увеличить межремонтный период (МРП) службы электропогружных насосов с 60 до 150 суток. Таким образом, благодаря собственно применению ГНКТ дополнительное время работы ЭЦН и, следовательно, время добычи возрастает на 90 суток. Согласно статистике, из 144 работ по промывке, 40% или 57 скважин, обработанных по традиционной технологии, прекратили бы добычу в среднем через 60 суток после вывода скважин на режим. Следовательно, дополнительные 90 суток производительной работы 57 скважин можно считать эффектом, полученным в результате применения ГНКТ. Дополнительный дебит в результате увеличения производительности труда составит 436 050 тонн нефти (57 скважин х 85 тонн/сут. х 90 суток). Дополнительная выручка Заказчика –- ОАО «Юганскнефтегаз» Затраты Заказчика: – 125 000 000 рублей. Дополнительная прибыль: 760 000 000 рублей. 8. Общие возможные показатели добычи скважин после проведения ГРП с применением ГНКТ за один календарный год.
Один календарный год. 144 работы. Добыча 57 скважин. Таблица 12 «Варианты добычи с применением ГНКТ» |Т |Q |Выручка |Затраты |Валовая |Отнош. | 10. Дополнительный валовой доход и затраты Заказчика, связанные с внедрением ГНКТ. Таким образом, прямое дополнительное увеличение валовой выручки ОАО Общие затраты Заказчика на применение ГНКТ за тот же период составят Валовой доход Заказчика составит 244,5 млн. рублей. Диаграмма 7. «Затраты и доход Заказчика от применения ГНКТ»
Выручка: 125 000 000 Рентабельность = Чистая Прибыль : (ОФ+Обн) = 8 125 000/81 250 000 = 10% Окупаемость, Т лет = Кап. Затраты : Чистая Приб. = 48720000/8125000 = 6 лет Коэф-т экон. эффективности, Е = Чистая прибыль : Кап. Затраты = 812500 / 11. Сравнительный экономический эффект от внедрения ГНКТ. Таблица 13 «Годовой экономический эффект ГНКТ» |№ |Показатели |Измерите|До |После |Результа| III.3.4. Специальная часть Обоснование объема работ ГНКТ на один календарный год. Технология ГНКТ предлагает ускоренное выполнение операции по промывке
скважин по сравнению с традиционной установкой КРС. В дополнение к этому, На выполнение одной работы комплексу ГНКТ в среднем достаточно двое суток. Следовательно, в течение месяца ГНКТ вполне может справиться с промывкой 12 скважин. Оставшееся время (6-7 дней в месяц) может быть использовано для техобслуживания, текущего и капитального ремонта оборудования. Годовой объем операций установок ГНКТ и КРС приводится в таблице. Таблица 14 «Объем операций ГНКТ и КРС в год»
ГРП» С точки зрения материально-технического обеспечения проекта
наибольшую сложность представляет своевременная поставка жидкого азота на
места производства работ. Для решения этой проблемы будет заключен договор
с производителем жидкого азота в г. Екатеринбург. Общая годовая потребность
в жидком азоте при данном объеме работ составит около 865 тонн или 15
железнодорожных цистерн. Таким образом, для поддержания минимальных запасов
азота для ГНКТ на базу временного хранения жидкого азота следует принимать Доставка азота на место производства работ будет осуществляться с помощью мобильной азотной емкости. Как показывает практика, проблемы своевременной доставки сырья и материалов могут приводить к срывам производственных планов. Следовательно, обеспечение равномерного и своевременного поступления азота должно быть одним из ключевых аспектов управления проектом. Механизм стратегического управления проектом. Операции ГНКТ станут еще одним направлением в спектре услуг, оказываемых сервисной компанией «Шлюмберже Лоджелко Инк.» для своего основного Заказчика – ОАО «Юганскнефтегаз». Поэтому стратегическое управление проекта будет осуществляться в рамках деятельности всего предприятия «Шлюмберже Лоджелко Инк.». Специалисты подразделения IPM (Комплексное Управление Производством)
будут составлять производственные планы и конкретные оперативные планы
работ для бригады ГНКТ, работать с основными подразделениями Заказчика – Функции штатного состава комплекса ГНКТ определяются
непосредственными задачами производства работ: Менеджер отдела ГНКТ непосредственно (линейно) подчиняется первому руководителю компании «Шлюмберже Лоджелко Инк.», г. Нефтеюганск, а функционально – региональному менеджеру по услугам в области стимулирования работы нефтяных скважин. IV. Выводы Настоящий дипломный проект рассматривает вопросы внедрения новой технологии – Гибкой Насосно-Компрессорной Трубы (ГНКТ) в процесс нефтедобычи ОАО «Юганскнефтегаз». Предлагается применение комплекса ГНКТ для промывки стволов и
призабойной зоны нефтяных скважин после проведения на них гидроразрыва
пласта, производимых сервисной компанией «Шлюмберже Лоджелко Инк». Компания Одним из важнейших преимуществ ГНКТ является качественная промывка
ствола и призабойной зоны скважины. Высокая скорость выполнения работ,
надежный контроль работы в скважине, математическое моделирование (дизайн)
каждой работы – все это также является достоинствами новой технологии. Согласно исследованиям проблемы специалистами «Шлюмберже» и имеющейся статистике до 40% отказов в работе насосов случается из-за попадания в рабочие органы ЭЦН механических примесей. Как показывают предварительные расчеты, увеличение добычи 40% ЭЦН от общего числа скважин, промытых с помощью ГНКТ, дополнительно на 30 – 60 суток, обеспечивает 170 – 465 млн. рублей прибыли для Заказчика. Относительно окупаемости самого проекта внедрения ГНКТ и его
экономической эффективности, расчеты показывают, что достижение
дополнительного дебита 40% скважин в течение 90 суток позволяет окупить
затраты на проект за 6 лет, коэффициент эффективности при этом составляет Л И Т Е Р А Т У Р А 1). «Нефтяная параллель», №8 (35) от 06.03.01. 2). «Нефтяная параллель», №14 (41) от 17.04.01. 3). Alexander Sas-Jaworsky “Coiled-tubing … operations and services” - 4). A Wealth of Applications for the Energy World. – ( 1997 Halliburton Energy Services, Inc. 5). Интернет-сайт: www.yukos.ru; 6). «Нефтеюганский рабочий», №20 (4431) от 11.04.2001 7). Интернет-сайт: www.wn.ru 8). Стандарты «Шлюмберже» OFS-QHSE-S001 – S013 9). Регламент «Охрана Окружающей Среды на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз». РД 39-0148070-003/7-95 10). Закон РФ «Об охране окружающей природной среды», 1992 11). Положение «Об оценке воздействия на окружающую среду в Российской Федерации». Приказ Минприроды РФ №222 от 18.07.94 12). Закон ХМАО «Об охране окружающей среды и экологической защите населения автономного округа» – №11-03, от 10 февраля 1998 г. 13). Регламент на производство работ КРС. - «Шлюмберже Лоджелко Инк.», Нефтеюганск, 2000 14). Регламент на производство работ ГНКТ. - «Шлюмберже Лоджелко Инк.», Нефтеюганск, 2001 [pic] [pic] [pic] [pic] [pic] |
|
||