Геологические 114775,3 тыс тонн, извлекаемые 36703,7 тыс тонн
жүктеу/скачать 0,99 Mb.
|
дипломная
British traditions and customs пÑав.2020, 450961.pptx
| Von=bhml = 0,25 ×250×12×500 = 375×103 м3.
Учитывая незначительную растворимость СО2 в воде по сравнению с ее растворимостью в нефти, полагаем, что в сечении ξ2 = 0 в воде будет растворяться 5% С02. Следовательно, а2=0,05 Объем углекислоты, растворенной в воде к моменту времени t = t*, определим: Vув = bhmsa2 2(ξ2, τ) dτ = bhma2sλ2 = 1,0607bhma2s (DЕt)1/2 Vув=1,0607×0,25×250×12×0,9×0,05(7,271×10-7×6,886×107)1/2 = 253,3 м3 Всего будет затрачен на оторочку объем С02, равный Vу= 42 390+ 253,3 = 42,65×103 м3. По отношению к поровому объему пласта это составляет 11,4%. 3 Охрана труда, окружающей среды и техника безопасности 3.1 Общие положения В разделе предусмотрены мероприятия по технике безопасности, обеспечивающие нормальную работу промысла и безопасную работу обслуживающего персонала. Учитывая, что на скважинах месторождения предполагается вскрытие зон с возможными газопроявлениями и выбросами из скважин, буровые бригады должны быть предварительно проинструктированы и практически обучены безопасным приемам работы в соответствии с Едиными правилами охраны недр при разработке месторождений полезных ископаемых в РК, Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности и Инструкцией по безопасности работ по предупреждению открытых газовых фонтанов. Предусматриваются ряд мероприятий по технике безопасности, промсанитарии и противопожарной безопасности в целях предупреждения несчастных случаев и обеспечения нормальных и комфортабельных условий труда и отдыха в соответствии с действующими в Республике Казахстан стандартами и нормами. Основными мероприятиями являются: • освоение и эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин проводятся при соответствующем оборудовании скважин, предотвращающем возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагнетаемой воды; • запрещается эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин с нарушением герметичности эксплуатационных колонн, отсутствие цементного камня за колонной, пропусками фланцевых соединений и т. д. • эксплуатация дефектных скважин разрешается только местными органами Агентства Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям. Одновременно с выдачей такого разрешения утверждаются специальные режимы эксплуатации этих скважин, план ремонтно-восстановительных работ, а также за их работой осуществляется постоянный контроль; • выполняются мероприятия по оздоровлению фонда скважин, включающее в себя ликвидацию части дефектных скважин с неподнятым цементом за колонной или кондуктором с бурением скважин-дублеров новой надежной конструкции: • оздоровление пробуренного фонда скважин осуществляется, в первую очередь, на дефектных скважинах, расположенных в санитарно-защитных зонах; • освоение скважин после бурения, подземного и капитального ремонта следует производить при оборудовании устья скважин герметизирующим устройством, предотвращающим разлив жидкости, открытое фонтанирование; • если в процессе разработки месторождения появились признаки подземных утечек или межпластовых перетоков нефти, газа и воды в недрах, то организация обязана установить и ликвидировать причину неуправляемого движения пластовых флюидов; • принимаются меры по повышению надежности системы поддержания пластового давления. Обеспечивается замена действующих водоводов сточных вод с достаточно большим сроком службы, ингибиторная защита всех водоводов, по которым осуществляется закачка сточных вод, а также электрохимическая защита подводящих водоводов; • должны проводиться систематические исследования технического состояния скважин на предмет их соответствия требованиям охраны недр и окружающей среды; • на взрывопожарных объектах разрабатывается план ликвидации возможных аварий, в котором с учетом специфических условий необходимо предусматривать оперативные действия персонала по предотвращению аварий и ликвидации аварийных ситуаций, а в случае их возникновения по локализации, исключению загораний или взрывов; • предусмотреть герметизированную систему сбора и подготовки газа и конденсата с технологическим режимом по нормам проектирования; при возможных на объектах газо- и конденсатопроводах, в системе сбора и внутрипромыслового транспорта, они должны оснащаться запорной арматурой, включающейся автоматически; • трапы, сепараторы и другие аппараты, работающие под давлением, должны эксплуатироваться в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением »; • для подготовки аппаратов к ремонту должны быть предусмотрены системы пропарки и продувки; • запрещается пуск в работу и эксплуатация газоопасных объектов при отсутствии или неисправности системы контроля воздушной среды на токсичные и взрывоопасные концентрации; • для постоянного контроля концентраций углеводородов в помещениях и на площадках с оборудованием должны быть установлены газоанализаторы со световой и звуковой сигнализацией; • во время ремонтных работ следует проверять степень загазованности рабочего места газоанализаторами или химическими анализами проб окружающей среды. При наличии концентрации газа, превышающей ПДК, работать разрешается только в противогазе; • газоопасные объекты должен иметь предупреждающую информацию в виде надписей и знаков газовой опасности; • на линейной части газопроводов, на переездах, на границах зоны отчуждения, устанавливаются плакаты и надписи, несущие информацию о газовой опасности; • оборудование, аппараты и трубопроводы, работающие при температуре выше 45° должны быть теплоизолированы или ограждены; • производственные помещения должны быть обеспечены отоплением, принудительное вентиляцией с постоянным подпором свежего воздуха для предотвращения возможности попадания в них вредных газов и сигнализаторами опасной концентрации вредных веществ в соответствии СниП 2.04.05-86 и ВНТПЗ-85; • предусмотреть меры по снижению шума в соответствии с ГОСТ 12.1.003-83; • все оборудование промысла подбирается с учетом специфических условий месторождения, в спецификациях должны быть отражены требования к материалам – стойкость к коррозии, воздействиям температур и давлений, характерных месторождению; • антикоррозионная защита должна соответствовать требованиям ГОСТ 25812-83 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования защиты от коррозии». • разработать и использовать в своей работе руководство по технике безопасности предприятия, которое должно включать все требования соответствующих руководящих организаций Республики Казахстан. 3.2 Техника безопасности и промсанитария при заводнении пластов При нагнетании в пласт воды под большим давлением основное внимание необходимо обращать на прочность и герметичность водоводов, насосных установок, КИП и применяемого оборудования. На кустовых насосных станциях (KHG), у нагнетательных скважин, на трубопроводах, в колодцах и других коммуникациях (независимо от их состояния или назначения) запрещаются какие-либо работы при обнаружении запаха газа, при отсутствии необходимого освещения, при большой замазученности территории (рабочего места) и отсутствии или неисправности защитных средств. На водоочистных сооружениях загрузка фильтров должна быть механизирована. Задвижки на линии должны автоматически закрываться и открываться. В верхней части фильтров сооружают площадки шириной не менее 1 м, оборудованные маршевой лестницей, с ограждениями высотой не менее 1,25 м. Вокруг затворных баков предусматривают проходы не менее 1 м шириной. Бассейны для отстоя воды должны иметь перильные ограждения высотой не менее 1,25 м, оборудованные металлическими шиберами с площадками для обслуживания размером не менее 1 X 1 м. Помещения водоочистной установки оборудуют приточно-вытяжной вентиляцией, а также противопожарным инвентарем и аптечкой с медикаментами. В помещении насосной запрещается хранить легковоспламеняющиеся вещества и материалы. Не допускается затаскивание кислородных и газовых баллонов или газогенераторов в машинный зал насосной при ведении газосварочных работ. Все движущиеся и вращающиеся части механизмов двигателей, трансмиссий и насосов должны иметь надежные, прочные съемные металлические ограждения. Ремонт и осмотр огражденных частей механизмов и снятие ограждений допускается только после полной остановки механизма. Во время работы насосов не допускается производить замену или ремонт вентилей, задвижек, осветительной сети и другие операции, а также открывать распределительное устройство и входить в него. Включать и отключать приводы масляных выключателей необходимо только с использованием защитных средств (диэлектрических перчаток, бот, ковриков, подставок). Категорически запрещается производить какие-либо работы на агрегатах, если не отключены масляный выключатель и разъединитель данного агрегата. На приводах должны вывешиваться плакаты «Не включать — работают люди». 3.3 Мероприятия по охране окружающей среды Мероприятия по охране окружающей среды сводятся к защите водного и воздушного бассейнов, недр, почвы и включают в себя мероприятия по снижению отрицательного влияния производственной деятельности установки при: - монтаже технологического оборудования; - эксплуатации; - аварийных ситуациях. Основными отрицательными воздействиями при эксплуатации являются аварийные ситуации, а именно: - кратковременные: при разовых выбросах жидких и газообразных углеводородов в небольших количествах; - периодические: связанные с нарушением технологического процесса. Для исключения и предупреждения аварийных ситуаций и максимального снижения их негативного влияния на природную среду необходимо: - строгое соблюдение всех технологических параметров; - осуществление постоянного контроля за ходом технологического процесса, измерение расходов, давления, температуры; - осуществление постоянного контроля за герметичностью оборудования и трубопроводов; - осуществление постоянного контроля за изменением параметров качества природной среды: воздуха в рабочей зоне, почвы, грунта, поверхностных и подземных вод на промплощадке и прилегающей территории. При реконструкции необходимо строго соблюдать следующие мероприятия по: - обеспечению полной герметизации технологического оборудования и трубопроводов, путем осуществления качества сборных соединений и проведение гидравлических испытаний; - обеспечению устройствами сигнализации технологических процессов и блокировки оборудования при нарушении технологических параметров процесса; - тщательному выполнению работ по строительству и монтажу нефтегазопроводов, оборудования, водонесущих инженерных сетей и подземных сооружений с оформлением актов на скрытие работы; - тщательной трамбовки грунта при засыпке траншей с осуществлением планировки поверхности земли; - укрепление откосов насыпи засевом травы для борьбы с эрозией почвы. Для обеспечения герметизации вновь смонтированное оборудование и трубопроводы перед пуском в эксплуатацию подлежат: - испытанию на прочность и плотность с контролем швов; - оснащению предохранительными устройствами со сбросом в закрытые системы. 3.3.1 Источники и виды воздействия на атмосферный воздух При эксплуатации объектов загрязнение атмосферы происходит в результате выделения: • легких фракций углеводородов от технологического оборудования (сепараторы, скважины и т. д.); • продуктов сгорания топливного газа (печи и факелы). Все источники выбросов месторождения можно разделить на организованные и неорганизованные. К организованным источникам выбросов относятся: • факелы, печи; • накопительные емкости. К неорганизованным относятся источники, вырос загрязняющих веществ от которых происходит через неплотности сальниковых уплотнений, фланцевых соединений и запорно-регулирующей арматуры. Загрязняющими веществами, возникающими в результате работы данного оборудования, являются углеводороды. 3.3.2 Мероприятия по охране атмосферного воздуха Для безаварийного проведения разработки месторождения в соответствии с «Едиными правилами разработки нефтяных и газовых месторождений РК» [5] должны быть предусмотрены следующие оперативные решения: • предусмотреть герметизированную систему сбора и подготовки газа с технологическим режимом по нормам проектирования; с целью уменьшения объема выбросов вредных веществ в атмосферу при возможных авариях; • трапы, сепараторы и другие аппараты, работающие под давлением, должны эксплуатироваться в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением"; • автоматизация технологических процессов подготовки нефти и газа, обеспечивающая стабильность работы всего оборудования с контролем и аварийной сигнализацией при нарушении заданного режима, что позволит обслуживающему персоналу предотвратить возникновение аварийных ситуаций; • применение на всех резервуарах с нефтепродуктами устройств, сокращающих испарение углеводородов в атмосферу; • конструкция факельной установки должны обеспечивать стабильное горение в широком интервале расходов газов и паров, предотвращать попадание воздуха через верхний срез факельного ствола; • материалы факельного оголовка, дежурных горелок следует выбирать с учетом их возможного нагрева от теплового излучения факела; • факельная установка должна быть оснащена устройством регулирования давления топливного газа, подаваемого на дежурные горелки; • высота факельного ствола определяется расчетом по плотности теплового потока и с соблюдением условия исключения возможности загрязнения окружающей территории продуктами сгорания; • применение прогрессивных технологий и материалов; • обучение обслуживающего персонала реагированию на аварийные ситуации; • проверка готовности систем извещения об аварийной ситуации; • усиление мер контроля работы основного технологического оборудования, а также факельной системы; • временное прекращение плановых ремонтов, связанных с повышенным выделением вредных веществ в атмосферу; • при нарастании неблагоприятных метеорологических условий - прекращение работ, которые могут привести к нарушению техники безопасности (работа на высоте, работа с электрооборудованием и т. д.); • проведение мониторинговых наблюдений за состоянием атмосферного воздуха. 3.3.3. Характеристика загрязнения подземных вод Воды являются загрязненными, если изменение их свойств (химических, физических и биологических) по сравнению с фоновым состоянием делают эту воду полностью или частично непригодной по хозяйственному назначению. При эксплуатации месторождения источниками загрязнения подземных вод может являться извлекаемая нефть (утечка сырой нефти при транспортировке, хранении), места образования отходов – технологические резервуары, отстойники; неочищенные или недостаточно очищенные производственные и бытовые сточные воды, а также фильтрационные утечки вредных веществ из емкостей, трубопроводов и других сооружений. Основными источниками загрязнения подземных вод на месторождении будут являться: системы факельных установок, нефтяные насосы, сепаратор, наземные емкости для хранения нефти. Следует различать два вида нефтяного загрязнения. К первому относятся загрязнение, возникшее в результате просачивания сырой нефти. Загрязнения второго вида наблюдается при просачивании в водоносные горизонты минерализованных пластовых и сточных вод, содержащих нефть. Первый этап первого вида загрязнения соответствует просачиванию нефти через зону аэрации, при этом часть нефти поглощается на поверхности отдельных зерен, другая – задерживается в горной породе воздействием капиллярных сил, и наконец третья – может продвигаться под действием силы тяжести. Длительность его зависит от общего количества нефти, поступающей на дневную поверхность, ее физических свойств и фракционного состава, мощности зоны аэрации, литолого–петрографического состава пород. Натуральные специальные эксперименты и наблюдения показывают, что в условиях преобладания в отложениях зоны аэрации песков и супесей, первый этап формирования нефтяного загрязнения протекает быстро. При наличии глинистых прослоев наблюдается горизонтальное перемещение нефтяных углеводородов по границе раздела тяжелых и легких литологических разностей пород. Просачивание нефти сопровождается развитием сорбционных процессов. При этом породы зоны аэрации обогащаются органическими соединениями, относящимися к высококипящим фракциям. Таким образом, частично меняется фракционный состав просачивающейся нефти. Как правило, уменьшается содержание ее серосодержащих соединений, смол, асфальтенов. Степень изменения фракционного состава зависит от состава самой нефти, ее количества, поступающего в зону аэрации, литолого-петрографического состава пород. Наибольшей сорбционной способностью отличается почвенный слой и суглинистые разности. При нефтяном загрязнении второго вида наблюдается формирование хлоридных натриевых вод, содержащих растворенные нефтяные углеводороды. В зависимости от соотношения плотностей сточных и природных подземных вод, литолого-петрографического состава водоносных пород техногенные аномалии нефтяных углеводородов и ПАВ могут охватывать водоносный пласт на всю его мощность, развиваться в верхней и нижней его части. Загрязнение подземных вод может быть обусловлено межпластовыми перетоками, а также процессами поглощения бурового раствора при проходке скважин. Основными причинами возникновения межпластовых перетоков является некачественный цементаж за колонного пространства и нарушения обсадной колонны. Техногенное воздействие сточных вод, как правило, сильно минерализованных, также приводит к увеличению минерализации и общей жесткости подземных вод, проявляющейся в возрастании концентрации хлоридов, сульфатов, кальция, натрия и магния. Уровень миграции минеральных солей в подземных водах значительно выше, чем углеводородов, что объясняется их высокой подвижностью. Для предотвращения загрязнения подземных вод проектом предусматриваются ряд мероприятий, обеспечивающий их безопасность. При соблюдении и выполнении мероприятий, описанных ниже, воздействие на подземную гидросферу будет минимальным и при безаварийном ведении работ исключается возможность загрязнения подземных вод. 3.3. Мероприятия по охране подземных вод 1. Освоение и эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин должна проводиться при соответствующем оборудовании скважин, предотвращающем возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагнетаемой воды. 2. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин не должна производиться с нарушением герметичности эксплуатационных колонн, отсутствием цементного камня за колонной пропусками фланцевых соединений. 3. Необходимым условием применения химических реагентов при разработке месторождения является изучение геологического строения залежи и гидрогеологических условий. При выборе химического реагента для воздействия на пласт необходимо учитывать их класс опасности, растворимость в воде, летучесть. 4. Необходимо предотвращать возможные утечки и разлив химических реагентов и нефти, возникающие при подготовке скважин и оборудования к проведению основной технологической операции, при исследовании скважин; предотвращать использование неисправной или непроверенной запорно-регулирующей аппаратуры, механизмов, агрегатов, нарушение ведения основного процесса, негерметичности эксплуатационных колонн. 5. При закачке в пласт ингибиторов во избежание их разлива используется только специализированная техника. 6. Освоение скважин после бурения следует производить при оборудовании устья скважин герметизирующим устройством, предотвращающим разлив жидкости, открытое фонтанирование. 7. При обводнении эксплуатационных скважин помимо контроля за обводненностью их продукции, проводятся специальные геофизические и гидрогеологические исследования с целью определения места притока воды в скважину через колонну, источника обводнения и глубины его залегания. 8. Если в процессе разработки месторождения появились признаки подземных утечек или межпластовых перетоков нефти, газа и воды, которые могут привести не только к безвозвратным потерям нефти и газа, но и загрязнению водоносных горизонтов, организация обязана установить и ликвидировать причину неуправляемого движения пластовых флюидов. 9. Применяются меры по повышению надежности системы поддержания пластового давления. Обеспечивается замена действующих водоемов сточных вод с достаточно большим сроком службы и ингибиторная защита всех водоводов, по которым осуществляется закачка сточных вод, а также электрохимическая защита подводящих водоводов. 10. Пластовая вода, добытая вместе с нефтью, подлежит очистке в соответствии с нормами содержания твердых взвешенных веществ и нефтепродуктов в воде, используемой в системе поддержания пластового давления или с целью захоронения закачивается в поглощающие горизонты. 11. Запрещается сброс пластовой воды на дневную поверхность, закачка в подземные горизонты, приводящие к загрязнению подземных вод, а также слив жидкостей, содержащих сероводород, в открытую систему канализации без нейтрализации. 12. Захоронение жидких отходов производства, сброс сточных вод регламентируется соответствующими статьями законодательных актов «О недрах и недропользовании» и «Об охране окружающей природной среды». 13. Запрещается размещение на территории промысла нефтешламовых амбаров, содержимое имеющихся шламонакопителей подлежит переработке и утилизации с последующей рекультивацией земли на территории ликвидированных амбаров. 14. Обязательно должен осуществляться контроль через сеть инженерных (наблюдательных) скважин за состоянием подземных вод (по периметру месторождения), а также в районе расположения шламонакопителей. 3.3.5 Мероприятия по охране почв Почва – трудновозобновляемый компонент природной среды, поэтому, главной задачей по ее охране при буровых работах является сохранение почвенного покрова. Все работы по рекультивации земель на буровой, временных дорогах и маршрутах перемещения вышек выполняет буровое предприятие на основании проекта строительства скважин. Контроль за правильностью снятия плодородного слоя почвы, складированием, хранением, дренажными работами на буровой осуществляется представителями заказчика, бурового предприятия и землепользователя, землеустроительной службой и комитетом по охране окружающей среды. После завершения строительства скважины, буровой подрядчик передает скважину и полностью рекультивированный и готовый к передаче землепользователю земельный участок заказчику, что оформляется актом соответствующей формы. В связи с проведением буровых работ на объектах месторождения Кокжиде необходимо провести исследования, позволяющие оценить влияние буровых работ на окружающую среду, степень токсичности буровых отходов. Также предусмотреть меры по сохранению естественного растительного покрова и почв на осваиваемых территориях и контроль за состоянием и сохранением поверхностных условий ландшафта на всех этапах производственной деятельности. 3.3.6 Мероприятия по охране флоры и фауны Охрана растительного и животного мира, в основном, обеспечивается комплексом организационных, технологических и природоохранных мероприятий, заложенных в проект на строительства эксплуатационных скважин. Перемещение буровых вышек и другого оборудования производится только по согласованным с землепользователем трассам. При перемещении бурового оборудования следует использовать транспортные средства с низким удельным давлением на грунт. Для сохранения миграционных путей диких животных, магистральные трубопроводы должны быть в подземном исполнении. Для предотвращения потравы диких и домашних животных и птиц, химреагенты, применяемые при бурении, должны храниться в местах, исключающих свободный доступ. Остатки химреагентов должны быть удалены с территории буровой. Операции с химреагентами и буровыми отходами за пределами буровой площадки не допускаются. 3.4 Характеристика предприятия в части выбросов загрязняющих веществ в атмосферу Загрязнения атмосферного воздуха происходит от организованного источника выброса. Организованным источником выброса вредных веществ являются технологические печи ППТ-0,2Г. выбросы и выделения вредных веществ в атмосферу происходит в следствии сжигания газообразного топлива в топке технологической печи в атмосферный воздух выбрасываются окись углерода, углеводороды. В качестве топлива для печи используется попутный газ скважин месторождения «Кокжиде», состав которого приведен в таблице 3.1 Таблица 3.1 Состав попутного газа
Краткая характеристика физико-географических и климатических условий района нефтяного месторождения, определяющих рассеивание вредных веществ в атмосферу приведены в таблице 3.2 Таблица 3.2 Характеристика физико-географических и климатических условий
Таблица 3.3 Фоновые концентрации вредных веществ
Таблица 3.4 Предельно-допустимые концентрации
3.5 Мероприятия по рекультивации земель Рекультивация земель - комплекс мероприятий по предотвращению вторичного загрязнения ландшафта и восстановлению продуктивности нарушенных земель в соответствие с природоохранным законодательством РК. Рекультивация земель обеспечивает снижение воздействия нарушенных земель на компоненты окружающей среды: атмосферу, поверхностные и грунтовые воды, грунты и почвы, растительный и животный мир, оказывает благотворное влияние на здоровье человека и направлена на устранение экологического ущерба. Сроки и этапность рекультивациии намечаются в соответствии с предполагаемым уровнем загрязнения для данной природной зоны и состоянием биогеоценоза. Рекультивация нарушенных земель, как правило, проводится в два этапа: техническая и биологическая. При умеренном загрязнении, достаточно проводить только первый этап - техническую рекультивацию. Технический этап рекультивации включает работы по селективному снятию плодородного и потенциально - плодородного слоя почвы до начала монтажа буровой, перемещению к месту временного хранения и возвращению на рекультативируемые участки после окончания буровых работ и демонтажа оборудования. Технический этап рекультивации включает работы по селективному снятию плодородного и потенциально - плодородного слоя почвы до начала монтажа буровой, перемещению к месту временного хранения и возвращению на рекультативируемые участки после окончания буровых работ и демонтажа оборудования. Работы по техническому этапу рекультивации выполняются буровым подрядчиком. Биологический этап рекультивации проводится после технической рекультивации и включает комплекс агротехнических и фитомелиоративных мероприятий (внесение удобрений, посев районированных трав, сбор промышленных отходов с их сортировкой по токсичности в специальных емкостях и на специально оборудованных площадках с обвалованием и гидроизоляцией и др.), направленных на восстановление плодородия земель. Проект предусматривает снятие растительного слоя на глубину 0.2, затем отсыпку территории. Перед снятием растительного слоя необходимо выполнить подготовительную работу: удаление камней, кустарника, корчевка пней. Площадь участка, подлежащая рекультивации составляет 95,83 га. Растительный слой складируется на возвышенном, ровном, сухом месте, свободном от запасов полезных ископаемых и малопродуктивных сельскохозяйственных земель. Срок хранения плодородного слоя почвы не должен превышать 10 лет. Вертикальная планировка решена с незначительными объемами насыпи и выемки грунта. На земельных участках, не занятых зданиями и сооружениями, естественный рельеф сохранен. По окончанию строительства, перед нанесением плодородного слоя почвы поверхность рекультивируемого участка должна разрыхляться. Эта мера способствует лучшему соединению растительного грунта с подстилающим слоем, а также облегчает проникновение корней в подпочвенный слой. Проектом также предусматривается надвижка растительного слоя на откосы земляного полотна. Рекультивация земель не только благоприятно воздействует на окружающую среду, улучшает санитарно-гигиенические условия жизни населения, а также повышает эстетическую ценность ландшафтов. Для охраны почв от загрязнения строительными отходами, проектируется сбор и вывоз их с территории строительства. Материалы, подлежащие вывозу, не являются токсичными. Захоронение этих отходов планируется в отработанных участках грунтовых карьеров по согласованию с ОТУООС. 3.6 Структура организации СБТ и ООС Участие рабочих предусматривается прежде всего в рамках их производственной деятельности на объекте проведения работ, где они несут ответственность за соблюдение установленных правил. На каждом предприятии разрабатывается собственная организационная структура и распределение обязанностей отражающие ответственность за разработку, использование и совершенствование СБТ и ООС на их конкретных участках работы. Эта структура должна отражать взаимоотношения между: различным участками производства; участками производства и службами обеспечения; штатными работниками, заказчиками и подрядчиками; партнерами по совместной деятельности. 4 Экономическая часть 4.1 Технико-экономический характер 4.1.1 Основные подходы и допущения В данном разделе приведен предварительный, оценочный расчет экономической эффективности одного варианта проекта пробной эксплуатации (ППЭ) месторождения Кокжиде, которое разрабатывается ТОО «Кокжидемунай» с 2001 года. В расчете отражены доходная часть и прямые затраты на операционные и текущие расходы; налоги и отчисления в специальные и другие фонды, а также капитальные вложения необходимые для реализации данного проекта. Определена сумма как эксплуатационных затрат, валового дохода, так и налогооблагаемой прибыли. К концу 2004 года предприятие эксплуатировало 41 добывающих скважин. Способ эксплуатации, в основном, штанговыми глубинными насосами (ШГН). На проектируемый период предусмотрена эксплуатация 50% вновь вводимых скважин винтовыми насосами. Для подготовки продукции имеется установка подготовки нефти (УПН) мощностью до 160 тыс. тонн в год. Так как объем добычи нефти в проектируемый период больше, чем имеющаяся мощность по подготовке, в проектный период необходимо предусмотреть расширение УПН Выделяемая попутная вода в настоящее время закачивается в одну водопоглощающую скважину. Так как в проектируемый период не намечается производить поддержание пластового давления, выделяемую воду в данном проекте предусмотрено также сбрасывать в водопоглощающие скважины, для этого необходимо предусмотреть бурение еще 3х таких скважин. Газовый фактор невелик. На период ОПР газ сжигается на факелах. В представленном проекте предусмотрено строительство в конце рассматриваемого периода небольшой газопоршневой электростанции, а также распределительного устройства и трансформаторной подстанции. Однако пока они будут ведены в эксплуатацию, предприятие будет вынуждено покупать электроэнергию со стороны. Нефть со скважин транспортируется в автоцистернах в среднем на расстояние 7 километров. Со вновь вводимых скважин нефть также предусмотрено вывозить автотранспортом. На месторождении в настоящее время имеется вахтовый поселок на 120 мест. На проектируемый период предусмотрено расширение вахтового поселка на 60 человек. Работа производится вахтовым способом, с перевахтовкой через 15 дней. Представленная экономическая часть ППЭ рассчитана на 3,5 года (2003 -1 полугодие 2006года). Первым годом реализации проекта принят 2003 год. В соответствии с маркетингом ТОО «Кокжидемунай» 100% нефти реализуется в дальнее зарубежье. Цена нефти, принятая в проекте, определена в соответствии с существующей тенденцией изменения цены нефти на мировом рынке и фактическими ценами реализации нефти данным предприятием за предшествующие периоды и рынками сбыта продукции. Цена продажи нефти в дальнее зарубежье составила 117,2 $/т., включая базовый тариф на транспортировку нефти на внешний рынок (без НДС) - 11 $/т. и НДС – 15%. Предполагается, что на весь период расчета обменный курс национального банка Республики Казахстан будет неизменным. Расчет произведен как в текущих (с учетом инфляции), так и в расчетных (с учетом дефляции) ценах. Инфляция для расчета стоимости капитальных вложений, и эксплуатационных затрат принята в размере 3% в год, а цен на нефть и газ и транспорт нефти в размере – 2% в год. За базу расчета инфляции/дефляции принят 2002год. Так как год начала инфляции одинаков и для цен на продукцию, и на стоимость капвложений и эксплуатационных затрат, то цены с учетом дефляции выступают, в данном случае, как неизменные цены. В данной работе представлены расчеты в текущих (с учетом инфляции) ценах. Результаты расчетов в расчетных (без учета инфляции) ценах приведены в итоговых таблицах, в частности в интегральных показателях. В расчетах учтено, что обеспечение необходимых объемов финансирования капитальных вложений в обустройство и разработку месторождения будет осуществляться за счет: реинвестирования чистой прибыли, использования амортизационных отчислений и кредита. Расчет выплаты за кредит производился с учетом займов предыдущих лет. 4.1.2 Обоснование нормативов капиталовложений и эксплуатационных затрат, принятых для расчета технологических показателей Основой для расчета стоимости строительства явились расчетные показатели по технологии добычи, подготовки и транспортировки нефти, данные по климатическим характеристикам района строительства, данные по удельным объемам строительства, рассчитанные на основе проектов-аналогов. Стоимость большинства видов оборудования, установок и сооружений была определена на основе стоимости аналогов, рассчитанных институтом «НИПИнефтегаз». При выполнении расчетов «НИПИнефтегаз», сметная стоимость строительства определялась согласно “Основным положениям по определению сметной стоимости строительства предприятий, зданий и сооружений, составлению сводных сметных расчетов и договорным ценам на строительную продукцию в Республике Казахстан” (№5-3 от 28 мая 1996 года) в базисных ценах 1991 года в национальной валюте – тенге. Для пересчета в текущие цены применены рыночные индексы по Западно-Казахстанскому региону на момент расчета. Рыночные цены предусматривают, налог на добавленную стоимость (НДС), равный 15%. При расчете эксплуатационных затрат выделены две группы нормативов: • нормативы для расчета затрат на производство ; • нормативы для расчета платежей в бюджет. Для расчета нормативов производственных затрат проанализированы фактические эксплуатационные затраты по ТОО «Кокжидемунай» за 2003-2004. Кроме того, для определения Нормативов использованы результаты технологических расчетов на проектный период. В расчете нормативов затрат на производство участвуют нормативы нескольких видов, в зависимости от рода расходов: Условно-постоянные: • на 1 скважину среднегодового действующего фонда; • на 1- го работника промышленно-производственного персонала (ППП); • на 1го работника административно-управленческого персонала (АУП); • на 1го работника предприятия (ППП+АУП). Условно-переменные: • на 1 тонну добываемой жидкости; • на 1 тонну жидкости добываемой механизированным способом: • на 1 тонну добываемой (валовой) нефти; • на 1 тонну подготавливаемой нефти • на 1 тонну реализуемой нефти и т.п. Постоянные расходы в течение расчетного периода. Также в расчете применяются нормативы, сгруппированные по видам затрат: Производственные затраты: • удельный расход вспомогательных материалов на тонну жидкости; • затраты на внутри промысловый транспорт нефти собственными силами (автоцистернами); • работы и услуги производственного характера, выполненные сторонними организациями; • расходы на транспорт и снабжение; • работы и услуги непроизводственного характера на промысле; • плата за использование природного сырья; • прочие расходы на промысле. Расходы периода: • услуги непроизводственного характера; • прочие общепроизводственные затраты на одного работника промышленно-производственного и административно-управленческого персонала; • прочие общепроизводственные расходы. В составе вспомогательных материалов учтены: • трубы; • задвижки; • запчасти и прочие материалы. Нормативы прочих расходов на промысле и прочих общепроизводственных расходов определялись как постоянные затраты на год. Удельный расход химреагентов определен по расходу на соответствующий технологический процесс: • в добыче нефти; • при подготовке нефти; Нормативы затрат на химреагенты (ингибиторы коррозии, деэмульгаторы) рассчитывались в граммах на тонну жидкости. Исходными данными для определения нормативов затрат на электроэнергию на собственные нужды приняты фактические потребности электроэнергии на промысле, в офисе и на прочие нужды. Поскольку в настоящее время на рассматриваемом предприятии нет учета электроэнергии по видам или участкам деятельности на промысле, а есть только единый коммерческий узел учета потребляемой электроэнергии, то в данном проекте при расчете применен единый норматив потребления. При определении потребности электроэнергии на промысле удельные затраты электроэнергии отнесены на добычу жидкости, полученную механизированным способом, для офиса затраты электроэнергии рассчитывались на одного работника административно-управленческого персонала. Потребление электроэнергии на прочие нужды (для вахтового поселка, освещение прожекторами на промысле, затраты вспомогательных служб и т.д.) принято в размере 10% от затрат на промысле. Для определения нормативов расходов углеводородов на собственные нужды, а также их потери на всех этапах производства: добыче, сборе, транспортировке и подготовке, также использованы и фактически сложившиеся уровни и показатели технологических расчетов. Проектирование налоговых обязательств, которые несет предприятие, осуществлялось по принятым в качестве нормативов ставкам налогов и других обязательных платежей. Величина нормативов определена в соответствии с заключенным Контрактом на недропользование. За срок начала инфляции принят 2008 год. Инфляционная ставка на изменение капитальных вложений, эксплуатационных затрат составляет 3% в год, а на цену нефти, затрат на транспорт нефти и газа – 2% в год. При расчете нормативов принят курс валюты, равный 149 тенге за 1 доллар США. 4.1.3 Капитальные вложения В соответствии с проектируемым расширением деятельности предприятия, расчет капитальных вложений проводился по следующим направлениям: • затраты на бурение новых добывающих скважин; • бурение новых водопоглощающих скважин; • обустройство новых добывающих скважин; • установка станков–качалок или винтовых насосов; • выкидные нефтяные линии от скважин до манифольдных станций (МС); • нефтегазосборные коллектора от МС до УПН; • высоконапорные водоводы от УПН до водопоглощающих скважин; • газопоршневая электростанция; • трансформаторная подстанция; • распределительное устройство • сети электроснабжения; • сети связи и телемеханики; • расширение УПН; • расширение вахтового поселка; • расширение опорной базы промысла; • участок утилизации производственных отходов; • внутри промысловые дороги; • другие объекты. На прочие неучтенные объекты предусмотрен резерв в размере 10% от стоимости обустройства промысла. Основой для расчета стоимости строительства явились расчетные показатели по технологии добычи, подготовки и транспортировки нефти, данные по климатическим характеристикам района строительства, данные по удельным объемам строительства, рассчитанные на основе проектов-аналогов, выполненных для месторождений и промышленных объектов Республики Казахстан институтом “НИПИнефтегаз”. Для ввода в эксплуатацию проектируемых объектов необходимо около 25 млн. долларов США (С НДС и в ценах с учетом инфляции). 4.1.4 Эксплуатационные затраты Затраты на операционные и текущие расходы определялись в соответствии с основными эксплуатационными показателями, рассчитанными в соответствующих разделах настоящего проекта исходя из технологии и техники добычи, подготовки и транспорта нефти и газа. Эксплуатационные затраты включают в себя затраты на: обслуживание скважин; электроэнергию, внутри промысловый сбор и транспорт нефти, технологическую подготовку нефти, обслуживание, текущий и капитальный ремонт основных фондов, оплату труда персонала, услуги сторонних организаций производственного и непроизводственного характера, затраты на грузоперевозки и снабжение, страхование основных фондов; затраты на реализацию продукции; налоги, отчисления и сборы в бюджет, входящие в себестоимость продукции; амортизационные отчисления, отчисления в ликвидационный фонд и на учебу казахстанских специалистов. В затраты и услуги производственного характера, выполненные сторонними организациями, включены: • пуско-наладочные работы; • диагностика оборудования; • медико-химические и бактериологические анализы • прочие накладные расходы; • метрология и т.д.. В постоянные расходы на промысле включены затраты по арендной плате за оборудование. Расходы на транспорт и снабжение включают в себя затраты на: • перевозку грузов до промысла; • страхование автотранспортных средств; • содержание автопарка и т.п. В затраты и услуги непроизводственного характера в общепроизводственных расходах включены: • материалы административного и хозяйственного назначения; • услуги банков; • аудиторские услуги; • правовое обслуживание; • обслуживание компьютерных сетей; • уборка помещений; • таможенные расходы и т.д. В общеадминистративные условно-постоянные расходы вошли следующие затраты: • все затраты по офису (канцелярские, почтово-телеграфные, подписка на печатные издания, коммунальные услуги и т.д.); • на технику безопасности; • коммунальные расходы; • связь; • убытки от инвентаризации и затраты на чрезвычайные ситуации; • командировочные по нормам и сверх установленных норм; • материальная помощь; • затраты на повышение квалификации; • затраты на оздоровительные и праздничные мероприятия; В постоянные затраты общепроизводственного характера отнесены: расходы на маркетинг и рекламу, расходы на охрану офиса, арендная плата, представительские расходы, судебные и арбитражные издержки и прочие расходы, относимые на расходы периода. В целом структура эксплуатационных затрат, включая налоги, входящие в себестоимость, характеризуется следующим образом: • затраты на операционные и текущие расходы; • налоги и отчисления, включаемые в себестоимость; • выплаты процентов за кредит; • амортизационные отчисления, включаемые в себестоимость; Амортизационные расходы определялись как для целей налогообложения, так и для внесения в эксплуатационные затраты. Расчет экономических показателей приведен на основании следующих исходных данных: 1. Рабочих дней в году - 345; 2. Расходы электроэнергии, воды приняты по фактическим данным потребления электроэнергии и воды на месторождении и материалам технологических расчетов; 3. Обслуживающий персонал рассчитан по данным ТОО «Кокжидемунай»; Среднемесячная заработная плата одного работника промышленно-производственного персонала принята в размере 26824 тенге и 61312 тенге на одного работника административно-управленческого персонала, в соответствии с данными ТОО «Кокжидемунай»; 5. Капитальные вложения для расчета амортизационных отчислений для целей налогообложения и для себестоимости приняты в соответствии с данными раздела “Капитальные вложения” настоящей главы; 6. Амортизационные отчисления для целей налогообложения определены по группам и подгруппам основных средств согласно Закону Республики Казахстан от 24.04.1995г. «О налогах и других обязательных платежах в бюджет»: • по I группе – Здания, строения в размере 8%; • по II группе – Сооружения: нефтяные скважины – 20%, прочие сооружения –7%; • по III группе – Передаточные устройства: линии электропередачи – 10%, внутренние трубопроводы – 8%, сети водопроводные – 7%; • по IV группе - Силовые машины и оборудование: теплотехническое оборудование - 15%, электродвигатели и дизельгенераторы – 10%. • по V группе – Рабочие машины и оборудование по видам деятельности - 15%; • по VI группе – Мобильный транспорт – 15%; • по VII группе – Компьютеры – 30%, периферийные устройства – 20%; • по VIII группе – Фиксированные активы, не включенные в другие группы: нематериальные активы – 15%, инструменты, производственный и хозяйственный инвентарь и принадлежности - 8%, измерительные и регулирующие приборы, лабораторное оборудование – 10%. 7. Амортизационные отчисления, включаемые в себестоимость, определены по производственному методу учета, то есть в зависимости от извлекаемых запасов углеводородов, в соответствии со стандартом бухгалтерского учета РК №20 «Учет и отчетность нефтегазодобывающей промышленности» и методическими рекомендациями к нему. Нематериальные активы рассчитаны линейным способом. 8. Стоимость электрической энергии принята на основе данных Заказчика: • на промысле – 51 $/тыс. кВт.ч • в офисе – 33 $/тыс. кВт.ч; 9. Стоимость воды технической и воды питьевого качества, реагентов и материалов приняты на основе данных Заказчика; 10. Цена газа, покупаемого для нужд офиса составляет – 49 $/ тыс.м3 ; 11. Затраты на текущий ремонт основных фондов приняты в размере 1% от их остаточной стоимости; 12. Затраты на капитальный ремонт основных фондов приняты в размере 3% от остаточной стоимости основных фондов; 13. Прочие расходы включают в себя плату за использование природного сырья, а также другие расходы в размере 250 000 долларов ежегодно; 14. Эксплуатационные затраты учитываются только для объектов непосредственно занятых в добыче нефти. Затраты по другим объектам учитываются через услуги (грузоперевозки, снабжение, строительство, бурение, торговлю и т.д.); 15. Затраты на обучение казахстанских специалистов приняты в размере 1% от текущих затрат; 16. Ликвидационный фонд формируется путем ежегодных отчислений в размере 1% от годового валового дохода, но не менее 100 000 долларов с начала добычи; 17. Аренда земли составила 1886 долларов в год. Величина эксплуатационных затрат за проектный период составила около 30 млн.$, 4.1.5 Показатели эффективности проекта Оценка экономической эффективности проекта проводилась по следующим экономическим показателям, соответствующим требованиям органов РК и общепринятой мировой практики: 1. Чистая прибыль; 2. Денежные потоки; 3. Чистая приведенная стоимость (NPV) при норме дисконта - 10 %; 4. Внутренняя норма прибыли (ВНП или IRR); 5. Срок окупаемости капитальных вложений; 6. Срок разработки до достижения отрицательной прибыли; 7. Удельные показатели. Основным критерием оценки эффективности проекта является чистая приведенная стоимость. Согласно Методическим рекомендациям по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования при расчете экономических показателей с учетом инфляции данный критерий следует рассматривать очищенным от инфляции. После уплаты подоходного налога, рассчитывается накопленная величина чистой прибыли. Потоки денежной наличности для проекта рассчитывались на базе чистой прибыли, амортизационных отчислений - с одной стороны, и - капитальных вложений - с другой стороны. Внутренняя норма прибыли или внутренняя норма возврата капитала определялась от ежегодного денежного потока. Также производился расчет дисконтирования вложенных средств, при норме дисконта - 10 %. Срок окупаемости инвестиций наступает при переходе дисконтированного потока денежной наличности в положительную величину. Чем меньше значение этого показателя, тем эффективнее рассматриваемый проект. Дополнительно проведен анализ устойчивости проекта к изменению следующих факторов: • объема добычи нефти; • капитальных вложений; • эксплуатационных затрат; • цены нефти. Данный проект является на границе устойчивости к изменению всех указанных выше параметров. Это связано с тем, что предприятие только начинает разработку месторождения. Многие вопросы техники, технологии и организации не решены. Так при снижении цены на 20 или даже только на 10%, предприятие, при принятых условиях и Нормативах, не будет получать достаточно прибыли и внутренняя норма дохода – не рассчитывается. Снижение уровня добычи, увеличение стоимости капитальных вложений и эксплуатационных затрат также отрицательно влияют на уровень эффективности, хотя и в меньшей степени, чем снижение цены. Внутренняя норма прибыли в ценах с учетом инфляции составляет 30,5%, в ценах с учетом дефляции – 36,9% Срок окупаемости инвестиций - 2 год. Накопленный дисконтированный поток наличных (Чистая приведенная стоимость) имеет положительную величину и при ставке дисконта 10% в ценах с учетом инфляции составляет 1,6 млн. $, с учетом дефляции 1,7млн.$. В результате внедрения представленного проекта разработки Государство получит в качестве налогов и отчислений сумму в размере, соответственно, 2,4 и 2,5 млн. $. При анализе технико-экономических и интегральных показателей (таблица 4,1) видно что представленный проект имеет высокую экономическую эффективность и рекомендуется к внедрению. Таблица 4.1 Сводная таблица результатов показателей разработки
4.2 Эффективность проведения процесса заводнения с применением растворителя Закачка воды осуществлялась при давлении 10 МПа девятиточечной системой заводнения, где не удалось достичь необходимой приемистости нагнетательных скважин был осуществлен переход к 5-ти точечной системе заводнения. Дополнительная добыча составила - 382,6932 тыс. тонн. За счет проведения мероприятий по интенсификации добычи нефти выведены из бездействия 3 добывающих скважины, дополнительная добыча нефти по данным скважинам составила - 38,200 тыс. тонн. В течении года проводилась закачка воды. Приемистость нагнетательных скважин после применения реагента тринатрийфосфат по вариантам составила 300-400 м³. Площадное заводнение нефтяной залажи месторождения Каражанбас ведется по пятиточечной системе. Площадь элемента залежи F = 4 га; средняя мощность h = 10 м; средний коэффициент пористости породы m = 0,25; содержание связанной воды S = 0,2 объема пор; нефтенасыщенность породы к моменту начала процесса заводнения Sн = 0,55; вязкость нефти в пластовых условиях μн = 11спз; объемный коэффициент нефти bн = 1,12; вязкость воды μв = 1 спз; объемный коэффициент воды bв = 1. Требуется определить ориентировачно продолжительность процесса заводнения и количество нефти, которое будет получено с каждого элемента площади, если процесс заводнения заканчивается обводнением продукции эксплуатационных скважин до С = 97%, а интенсивность нагнетания воды равна q = 50 м³/сутки на каждую нагнетательную скважину. При пятиточечной системе расстояние между нагнетательными скважинами а равно стороне квадрата элемента площади F = 4 104 м²; следовательно, a = = 200 м. м. Среднее расстояние от нагнетательных скважин до контура воды Определим коэффициент М: Для этих условий величину нефтеотдачи к моменту прорыва воды в эксплуатационные скважины : Кот = 36 %. Коэффициент заводнения для пятиточечной системы А = 72,3 %. Вычисляем продолжительность первого периода получения безводной нефти по формуле: = =786 дней Средний удельный расход воды в течении второго периода заводнения при равномерном изменении обводнения определится по формуле: м3/м3 Конечная нефтеотдача при С = 97% и М =1/12,3 равна 61%, т.е. Кот 2 = 0,61. Продолжительность второго периода заводнения подсчитаем по формуле = 3385 дней Общий срок процесса заводнения 786 + 3385 = 4171 день, или около 11,4 года. За время заводнения с каждого элемента площади F = 4 га будет добыто нефти: 30 000 м3 Заключение Увеличить извлекаемые запасы нефти, снизить обводненность продукции, повысить или даже стабилизировать добычу на месторождении Каражанбас – задача номер один. Однако это наиболее трудная категория остаточных запасов, особенно на месторождениях с высокой эффективностью заводнения, когда конечная нефтеотдача пластов превышает 60%, нефть рассредоточена и рассеяна бессистемно по пласту, а высокая водонасыщенность мешает вступить в контакт с нефтью любому рабочему агенту. В одной из них двуокись углерода нагнетают в неистощенный пласт в виде оторочки, продвигаемой по пласту закачиваемой в него водой, аналогично рассмотренному процессу вытеснения нефти из пласта оторочкой углеводородного растворителя. Другую разновидность используют в истощенных пластах с низким пластовым давлением порядка 1 МПа, когда С02 непрерывно закачивают в пласт в газообразном состоянии. При осуществлении такого процесса, сходного с процессом циклической закачки газа, газообразную двуокись углерода следует прокачивать через пласт в объеме, в несколько раз превышающем поровый объем пласта. Легкие углеводороды нефти при этом экстрагируются, переходя в газообразную смесь СО2 и углеводородов. На дневной поверхности необходимо разделять СО2 и углеводороды, т. е. регенерировать двуокись углерода и снова нагнетать ее в пласт. Однако при низких пластовых давлениях описанный процесс не достаточно эффективен, поскольку потребуется закачка в пласт значительного объема С02 для извлечения углеводородов. Отношение этого объема С02 к объему извлеченных углеводородов может достигать 100 м3 на 1 м3 и более. Кроме того, при низких пластовых давлениях полное смешивание С02 и нефти не возникает и из нефти извлекаются только легкие углеводороды. Можно осуществлять воздействие на пласт и иначе. Вначале, т. е. в первой фазе процесса, в пласт интенсивно закачивают СО2 при резком ограничении или прекращении отбора нефти. Пластовое давление при этом повышается. Если позволяют пластовые, а также технические и экономические условия, давление в пласте доводят до давления полной смешиваемости С02 и нефти. Конечно, и при этом в пористой среде могут выпадать смолы и асфальтены. Однако углеводородные компоненты нефти, включая тяжелые, извлекаются из пласта. При достижении заданного давления производят одновременно и закачку в пласт С02, и отбор из него смеси углеводородов нефти и С02. Третья разновидность технологии разработки нефтяных пластов с применением двуокиси углерода состоит в растворении С02 в воде, т. е. в получении так называемой карбонизированной воды и закачке ее в пласт для вытеснения из него нефти, как и при обычном заводнении. Вследствие большего химического «родства» нефти и С02, чем воды и С02, при контакте карбонизированной воды с нефтью молекулы С02 диффундируют, разрыхляют пленки тяжелой нефти на поверхности зерен породы, делают эти пленки подвижными, что приводит к увеличению количества извлекаемой нефти из пластов. жүктеу/скачать 0,99 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||