1_Специальность нефтянник

2. Экофиск - нефтяной гигант в акватории Северного моря, в территориальных водах Норвегии. Глубина моря до 75 м, извлекаемые запасы 0,96 млрд. т., глубина залегания пластов 1800 м, дебиты скважин около 500 т/сут. Западноевропейские специалисты связывают огромные надежды с поисками месторождений в Северном море.

Разработка гигантских и крупных месторождений во много раз экономичнее, чем средних и мелких. Из общего числа разрабатываемых месторождений гигантские составляют 5,0% и они дают 85% мировой добычи нефти и содержат 80% начальных извлекаемых ресурсов. По данным ученых-геологов частота встречаемости крупных месторождений (отношение их числа к общему числу месторождений) по зарубежным странам составляет 0,037%, а частота встречаемости уникальных месторождений -0,0027%.

Глубинная разведка.

Одна из современных проблем "большой" нефти - поиск залежей на глубинах 4-5 км. До недавнего времени нефть и газ находили на глубине 2-3 км. В связи с этим 84% выявленных запасов нефти в РФ концентрируется на глубине до 2,4 км, 9% - на глубине от 2,4-3,0 км и только 7% - на глубинах свыше 3 км.

Такая же тенденция и за рубежом, где большая часть месторождений расположена на глубине до 3 км. В то же время известно, что осадочные бассейны мира часто бывают заполнены перспективными в нефтегазоносном отношении толщами пород мощностью 15 км и более. Эти глубоко погруженные комплексы изучены бурением недостаточно.

До 1956 г. у нас в стране было пробурено около 40 с кв. глубиной более 4,5 км; в 1960 г. - 200 скв., к началу 1982 г. - уже 2129, и в том же 1982 г. было пробурено 1304 скважин глубиной от 4,5-5 км, 36 скв. - более 6 км. Затем бурилось 12 скважин с целью достичь 7-километровой глубины в Прикаспии, Азербайджане, Карелии, Вол го-Урале. На Кольском полуострове пробурена сверхглубокая скважина - 12066 м (1984 г.).

В 1997 г. по Астраханскому проекту пробурена сверхглубокая скважина, подтвердившая запасы нефти на глубине 6,0 км.

Причем, вопреки мнению многих геологов, имеются данные сверхглубокого бурения, показывающие, что по мере увеличения глубины не всегда ухудшаются коллекторcкие свойства пород.

Вместе с тем на глубинах более 5 км чаще встречаются залежи газа, но есть примеры существования и нефтяных скоплений (Чечено-Ингушетия, Азербайджан, Волгоградская и др. области).

К 1990 г.г. в США открыто около 30 крупных месторождений нефти и газа на глубинах 4,5-6,5 км с суммарными запасами 3 трлн. м3(в переводе на газ).

В б. СССР к этому периоду на больших глубинах обнаружено 122 месторождения нефти и газа, причем 63% - на глубинах 4,5-5 км; 32% - на глубинах 5-5,5 км.

Запасы газа преобладают над запасами нефти, а с глубиной доля газа возрастает.

Лекция 4:

Как ищут нефть

A

|

версия для печати

< Лекция 3 || Лекция 4: 123 || Лекция 5 >

Аннотация: Способы поиска нефти. Месторождения - гиганты.Шельфовые месторождения.

Ключевые

слова: выход, ПО, прямой, маршрут, проекция, плоскость, поле, очередь, работ, обобщение, выражение, про

цент,стоимость, диапазон, поиск, длина, площадь, отношение, вероятность, опыт, группа, объект, PGS

31

Шельфовые месторождения

1. Необходимость освоения шельфа

Согласно данным Всемирного Энергетического Совета (ВЭС) к 2020 г. мировое потребление энергоресурсов должно увеличиться в два раза (с 12,5 до 24,7 млрд. т. ул.), прн этом на долю нефти приходится - 24,0%, газа -21% от общего объема ресурсов, прогнозируемых к 2020 г.

Вместе с тем, разведанными запасами, мир обеспечен на период около 50 лет, при этом развитые страны - до 10 лет (по газу до 65 лет). Для поддержания энергетики мира на необходимом уровне очевидна необходимость открытия новых крупных нефтегазоносных провинций.

К настоящему времени суша относительно изучена и вероятность открытия крупных месторождений ограничена. Поэтому основные перспективы открытия новых крупных месторождений связывают с шельфом. Эти месторождения осваиваются недавно, но дают уже около 30% мировой добычи. Геологами установлено, что месторождения шельфа благодаря хорошим коллекторским свойствам дают хорошие дебиты. Супергигантские скопления углеводородов - это газонефтяное м/р Прадхо-Бей (Аляска), газоконденсатное Штокманояское (Баренцево море), гигантские газоконденсатные м/р Ленинградское и Русаковское (Карское море).

Прогнозы извлекаемых ресурсов нефти и газа по океанам (шельф), млрд. т.у.т.

Океаны Годы подсчета 1988 - 1994ТихийИндийскийАтлантическийСев. Ледовитый

16,04 57,4 47,36 83,48

увеличить изображение

Рис. 4.2. Минеральные ресурсы и донные осадки мирового океана

Добычу нефти и газа в акваториях ведут 35 стран, примерно на 700 месторождениях, в т.ч.:

160 - в Северном море;

150 - на шельфе Западной Африки;

115 - в Юго-Восточной Азии.

Объемы добываемой нефти - около 1200 м.тн.т. (37% мировой добычи), газа - 660 млрд.м3(28%).

32

Согласно данным Всемирного Энергетического Совета (ВЭС) к 2020 г. мировое потребление энергоресурсов должно увеличиться в два раза (с 12,5 до 24,7).

Истощение мелководных месторождений приведет к открытию новых на больших глубинах. В настоящее время действует 173 проекта разработки месторождений на глубине (моря) свыше 300 м. Проектами определено, что глубоководная добыча нефти и газа в мире уже в ближайшие годы потребует бурения 1400 скважин, более 1000 комплектов подводной устьевой арматуры, свыше 100 стационарных и плавучих платформ. Морское бурение развито в Мексиканском заливе, у берегов Западной Африки, в Бразилии, в Норвегии.

Морское бурение в разных странах мира осуществляют компании:

Норвегия - работают Statoil, Norsk Hydro и др.

Великобритания - British, Petroleum, Chevron, Conoco, Fillips, Shell, Statoil и др.

Нигерия - Chevron, Mobil, Shell, Statoil и др.

Малайзия - Exxon, Shell и др.

2. Российский шельф: общая характеристика.

На шельфе морей России сосредоточено 45% ресурсов УВ всего шельфа Мирового океана.

Все моря РФ, кроме Белого, перспективны на нефть и газ. Общая площадь шельфовой зоны России равна 6 млн.км2, из них около 4 млн.км2 перспективны на нефть и газ.

Более 85% общих ресурсов нефти и газа приходится на арктические моря, 12% - на дальневосточные и менее 3% - на Каспийское море.

Более 60% находятся на глубинах моря менее 100 м, что весьма важно по технической доступности.

Начальные извлекаемые ресурсы шельфа составляют 100 млрд. т.у.т,. в т.ч. 16 млрд. т. нефти, 84 трлн.м3газа. В пределах многих районов шельфа прослеживается продолжение нефтяных областей с прибрежной суши (в море). Мировой опыт свидетельствует, что в этом случае нефтегазоносность шельфа значительно выше, чем на суще.

За рубежом 30% у.т. добывается на континентальном шельфеЭто составляет 700 млн.т. нефти и около 300 млрд.м3 газа. Для сравнения - в России в 1997 году из месторождений на суше добыто нефти 350 шт. т., и около 700 млрд.м3 газа. На континентальной шельфе к этому времени не было добыто ни одной тонны нефти, ни одного м3 газа.

Причины отставания России по освоению морского шельфа связаны с тем, что до 1970-х годов все работы на шельфе был" сосредоточены на Каспийском море (Азербайджан), где добывали 10-11 млн. т. морской нефти и Россия добывала рекордное количество УВ на суше, поэтому государство не испытывало особой нужды в развороте широкомасштабных работ на шельфе.

Но с 1970-х годов с падением добычи нефти стране требовались "нефтяные" деньги. Тогда и было принято решение об активизации работ на шельфе Охотского моря, с привлечением иностранных инвестиций, чем было положено начало поисково-разведочным работам на Российском шельфе.

Баренцево море. Общие потенциальные запасы - 31,2 млрд. т. условного топлива. Наиболее крупные структуры: Штокмановское газоконденсатное и Приразломное нефтяное месторождения, а также группа месторождений Печорской губы (Варандей-море, Медынское море, Северо-Долгинское, Южно-

Долганское, Западно-Матвеевское, Русское). В работах по освоению этих месторождений принимают участие компании: "Газпром", "Росшельф", "Артикморнефтегазразведка", Wintershall, Conoco, Norsk Hydro, TotalFinaElf, Fortum.

Карское море. Общие потенциальные запасы - 22,8 млрд. т.у.т. Наиболее крупные структуры - месторождения Обско-Тазовской губы (Ленинградское, Русановское, Ледовое). Начато разведочное бурение.

33

Предположительная дата начала эксплуатации - 2007 г. В работах задействованы компании "Газпром", "Росшельф", "Артикморнефтегазразведка".

Море Лаптевых. Общие запасы 3,2-8,7 млрд. т.у.т. Шельф изучен очень мало, ведется сейсморазведка. По проектам интенсивное освоение начнется после после 2010.

Восточно-Сибирское и Чукотское море. Общие прогнозные ресурсы -18 млрд. т.у.т. Выявлены три крупнейших нефтяных бассейна: Новосибирский, Северо-Чукотский и Южно-Чукотский. К менее крупным бассейнам относятся: Благовещенский, Чаунсянй: шельф изучен мало. Интенсивное освоение начнется не ранее 2010 г.

Баренцево море. Общие ресурсы - 1075 млн. т.у.т. Выделяются три нефтегазовых бассейна: Анадырский, Хатырскнй и Наваринский. Раэведовательные работы практически не ведутся. Ожидается открытие месторождений нефти и газа.

Охотское маре и Татарский пролив. Общие извлекаемые ресурсы -около 15 млрд. т.у.т. Основные нефтегазовые бассейны: Северо-Сахалинскнй, Западно-Камчатский, Шелиховский, Магаданской, Пограничный, Северо- в Южно-Татарский, Шмидта и др.

На начало 2000 г. выявлено 173 перспективные структуры, подготовлен к поисковому бурению 31 объект и открыты семь месторождений нефти и газа (в основном на шельфе Сахалина). В освоении месторождений участвуют компании "Дальморнефтегорфиэика", "Роснефть", ExxonMobil, OGNC, Mitsui, Mitsubishi, Texaco, PGS, Hulliberton и др.

Каспийское море.

Общий объем запасов вблизи побережья Астраханской области - до 2 млрд. т.у. Крупнейшие структуры: блок "Северный", "Центральная" и др.;

вблизи Дагестанского побережья запасы - до 625 млн. т.у.т., где наиболее крупное месторождение Инчхе-море. Ведется сейсморазведка;

вблизи побережья Калмыкии общие запасы до 2 млрд. т. нефти. В работах по освоению месторождений задействованы НК: "Лукойл", "ЛукойлАстраханьморнефть", "Газпром", CanArgo, J.P. Redd и др.;

Черное/Азовское море. "Роснефть" ведет разведочное бурение. Предполагаемые запасы газа на шельфе Азовского моря - более 320 млрд. м3.

Балтийское море. Общие разведанные запасы — 800 млн. т. нефти (Месторождение Кравиовское). Разведочное бурение ведет НК "Лукойл", добыча нефти начнется в 2003 году.

Единственная структура, на которой ведется в настоящее время в РФ промышленная добыча нефти и газа - Пнльтун-Астохское месторождение (проект "Сахалин-2").

На месторождениях российского шельфа разведочные работы только начинаются. Конкурсы на получение лицензий на разработку шельфных месторождений в основном проводятся по "открытому" принципу, т.е. государство не ограничивает участие иностранных инвесторов, которые способны обеспечить приток в шельфовые проекты капиталовложения.

Например: Подсчитано, что общие инвестиционные потребности Сахалинских проектов составляют от 21 ("Сахалин-2) до 71 млрд. долларов ("Сахалин-3") за 30 лет.

Еще более капиталоемкими могут стать проекты освоения шельфов Баренцева и Карского морей. Разработка шельфовых месторождений нефти и газа в условиях Крайнего Севера требует совершенной техники и технологии, и самое главное - высококвалифицированных специалистов.

Лекция 5:

Глубокое бурение на нефть и газ

34

A

|

версия для печати

< Лекция 4 || Лекция 5: 123 || Лекция 6 >

Аннотация: Наклонно-направленное бурение, буровые установки. Испытание пластов в процессе бурения,

разработка месторождений.

Ключевые

слова: забой, энергия, ПО, длина, работ, операции, пространство, мощность, диаметр, кабель, затраты, плоск

ость,опыт, генератор, автомат, БД, целый, сертификация, механизмы, значение, индикатор, объект, безопасно

сть, испытание,множества, вытеснение, расстояние, сеть, площадь, пропускная

способность, производительность

Бурение — единственный метод, дающий окончательный ответ - есть ли в недрах залежь нефти и газа. Как метод поиска он применяется давно.

Известны скважины, пробуренные в Китае еще до нашей эры. Глубина их была в пределах сотни метров, а для бурения использовали бамбуковые стволы. В 1820-х годах первые скважины бурились на воду во Франции. В 1845 г. французский инженер А. Фовель предложил промывать забой скважины, чтобы вынести с забоя раздробленную породу на поверхность.

Считают, что нефтегазовая промышленность зародилась в 1859 г., когда полковник Фр. Дрейк (англ.) пробурил первую нефтяную скважину. Скорость проходки была 1м/сут., глубина ~ 500 м. Но эта дата условная, т.к. известны нефтяные скважины на Кубани и в Румынии, пробуренные раньше.

В начале XX в. на смену ударному бурению пришло вращательное, или роторное. Первыми применили вращательное .бурение нефтяники Баку (1911г.). При вращении долота на забое скважины порода крошится и истирается. Скорость проходки с переходом от ударного к вращательному бурению возросла до 500 и более м/скв.-мес, а глубина скважины увеличилась до 3 - 4 км. Однако, буровой инструмент был очень громоздкий: при глубине 3,5 - 4 км колонна бурильных труб весила более 200 т. При этом основная часть энергии тратилась на вращение колонны, а не на углубление скважины.

И в 1922 г. инженер М.А. Капелюшников предложил новый оригинальный метод бурения скважины - турбинный. В дальнейшем эта идея была усовершенствована учеными А.П. Шумиловым и другими, которые в 1936 г. взамен одноступенчатому турбобуру разработали многоступенчатый.

35

насосы для закачки раствора в скважину. Буровое оборудование приводится в действие с помощью электропривода или блока дизелей. Для спуска и подъема бурового инструмента (труб, долота, турбобура, талевого блока) на буровой устанавливается буровая лебедка. В относительной близости от буровой сооружаются жилые дома для бригады, кернохранилище (где хранятся образцы породы, поднятые из скважины), блок для рации, мастерские, склад для инструмента и материалов.

Сложность обустройства связана с тем, что скважина, как правило, бурится далеко от основной базы бурового управления (УБР).

До начала бурения на буровой проводится пусковая конференция, на которой главные специалисты (геолог, технолог, механик и др.) (ознакамливают мастеров и буровую бригаду с особенностями геологического разреза, с технологией проводки скважины, которая рассчитана по интервалам бурения и отображена в геолого-техническом наряде на данную скважину (ГТН). До начала бурения скважины в обязательном порядке составляются ГТН, наряд-задание на бурение и другая документация.

Строительство скважин - это процесс вышкомонтажных работ непосредственно бурения, испытания скважин на проду ктивность. Скважинаочень дорогое сооружение, поэтому бурение, как основной процесс ее строительства, требует высокой квалификации персонала и исполнительской технологической дисциплины.

Способ бурения для интервала пород выбирают на основании анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам.

Для бурения скважины рассчитывают тип буровой установки, комплектность бурового оборудования, размеры и количество химреагентов, труб, долот, режимы бурения. Длина одной бурильной трубы обычно около 12,5 м.

Две-три свинченные трубы образуют "свечу". По мере углубления скважины "свечи" навинчивают друг за другом. Если бурение турбинное, то на конце первой трубы находится турбобур с долотом. Если бурение роторное, то на конце первой трубы находится долото.

Для удаления разбуренной породы и для вращения вала турбобура в скважину нагнетают под давлением глинистый раствор, который имеет плотность 1,2-1,5 г/см3. В некоторых интервалах бурения применяют утяжеленный буровой раствор, плотностью до 2 г/см3 и больше. Для этого в раствор вводят утяжелители (барит, гематит и др.)

Чтобы пробурить скважину глубиной 1000 м, надо заготовить не менее 100 м3 раствора. Через бурильную трубу раствор подается к забою скважины, подхватывает мелкие обломки породы (шлам) и выносит его на поверхность по затрубному пространству. На каждые 1000 м ствола скважины приходится 50-80 т измельченной породы.

Глинистый раствор выполняет еще одну важную функцию - создает противодавление на пласт и тем самым удерживает в нем нефть, газ или воду, не давая им вырваться раньше времени наружу. Например, на глубине 2000 м давление газа или нефти в обычном случае равно 20 МПа, При плотности глинистого раствора 1,2 г/см3 его столб на забое будет создавать давление 24 МПа. В этом случае прорыва нефти или газа не произойдет и фонтанирования не будет. Технология бурения четко рассчитывается, а несоблюдение технологических параметров приводит к авариям. Режимы бурения по интервалам скважины в ГТН на каждую буровую.

Внезапный фонтан может разнести буровую вышку и дорогостоящее оборудование, привести к травматизму. При аварии в скважине стальные трубы порой скручиваются, как проволока.

Глинистый раствор также охлаждает буровое долото, глинизирует и укрепляет стенки скважины и т.д. Попав на поверхность, раствор поступает в специальный отстойник, где оседают частицы породы, а затем раствор после обработки снова насосами подается в скважину.

Качество глинистого раствора играет большую роль. Приготовить хороший раствор непросто, в него добавляют специальные присадки, нефть, измельченную бумагу и др. Особенно сложно приготовить раствор для бурения сверхглубоких скважин, когда на забое температура достигает 170-200°С и больше. При

37

приготовлении растворов используют отходы целлюлозно-бумажной промышленности (нитролигнин, сунил, игетан).

При бурении скважин чаще всего применяют трехшарошечные долота. Каждая шарошка долота может вращаться. Иногда зубья шарошек покрывают твердым сплавом. При проходке особо крепких пород используют алмазные долота, При бурении скважин зубья долота изнашиваются. Долота приходится заменять. Для этого поднимают и развинчивают всю бурильную колонну, т.е. производят спускоподъемные операции (СПО). СПО - это очень трудоемкий процесс, который значительно удлиняет сроки бурения.

Чтобы стенки скважин не обваливались, в ее ствол опускают специальные стальные трубы диаметром от 114 до 426 мм, апространство между ними и стенками скважины заполняют цементом, который закачивают в скважину цементировочный агрегатами под большим давлением. Такая колонна труб называется - "трубы обсадные".

В процессе бурения из скважины поднимают периодически керн (это порода). По всему стволу скважины керн отбирают в исключительных случаях - только при бурении параметрических скважин. Керн характеризуют геологический разрез скважины.

Но определить литологический состав и мощность пород, интервалы залегания продуктивных горизонтов и установить их коллекторские свойства можно проведением промыслово-геофизических исследований по всей длине ствола скважины. Известно более 40 видов промыслово-геофизических исследований. На основе их составляют карты, необходимые для разработки месторождения.

Наиболее распространены электрические, радиоактивные, термические, акустические, индукционные методы.

Электрические методы основаны на изучении характеристики электрического поля по стволу скважины. Специальными приборами, которые спускают в скважину, измеряют удельное электрическое сопротивление горных пород. Выделяя различные типы пород, геофизики определяют продуктивные горизонты (нефть и газ - диэлектрики).

Простой и эффективный метод исследования - кавернометрия. В этом случае приборами измеряется диаметр скважины. В рыхлых породах стенки ствола скважин размываются, отваливаются, возникают каверны.

Радиоактивные промыслово-геофизические работы очень разнообразны и все они исследуют радиацию горных пород.

Термометрический каротаж позволяет изучить температуру по стволу скважины.

Акустический каротаж регистрирует упругие колебания, искусственно возбуждаемые в скважине, что дает возможность оценить пористость пород.

Все виды промыслово-геофизических работ применяются в комплексе. Современная каротажная станция монтируется на одной машине. Средняя касса ее около 20 т. Станция оборудована бронированным кабелем, масса 1 ш длины 1 т, а разрывное усилие около 8 т. Кабель имеет термостойкую изоляцию, позволяющую работать при температуре 300°С.

Вскрытие продуктивного горизонта для получения притока нефти производится путем перфорации (глюстрела). Для этого в пробуренную скважину после спуска обсадной колонны спускают перфоратор. Раньше применялись пулевые перфораторы, сейчас - комулятивные перфораторы, которые пробивают стенку скважины не пулей, а взрывными газами. После этого из скважины постепенно выбирают глинистый раствор за которым на поверхность выходят нефть и газ.

Косновным проблемам, возникающим при бурении, относятся:

прихват бурильной колонны, который может быть результатом слишком большого удельного веса раствора, создающего существенно высокий перепад давления между скважиной и пластом, что может

38

привести к прихвату труб в скважине. Разрушение пластов и пород также могут привести к прихвату инструмента;

разрыв бурильной колонны, который может быть результатом вибрации труб или их плохого качества;

потеря контроля за проходкой скважины или выброс пластовой жидкости в скважину из-за нарушения технологии бурения или неверного прогноза пластового давления в скважине. Восстановительные работы подобного рода требуют больших затрат;

выход из строя забойного оборудования, который возникает из-за нагрузок, превышающих допустимый для данного оборудования уровень, и др.

Соблюдению режимов бурения уделяется самое серьезное внимание, т.к. затраты на ликвидацию осложнений и аварий в скважинах очень большие.

Лекция 5:

Глубокое бурение на нефть и газ

A

|

версия для печати

< Лекция 4 || Лекция 5: 123 || Лекция 6 >

Аннотация: Наклонно-направленное бурение, буровые установки. Испытание пластов в процессе бурения,

разработка месторождений.

Ключевые

слова: забой, энергия, ПО, длина, работ, операции, пространство, мощность, диаметр, кабель, затраты, плоск

ость,опыт, генератор, автомат, БД, целый, сертификация, механизмы, значение, индикатор, объект, безопасно

сть, испытание,множества, вытеснение, расстояние, сеть, площадь, пропускная

способность, производительность

Наклонно-направленное бурение

Бурение любой скважины ведется при постоянном контроле за ее положением в пространстве. Проекцию оси скважины на вертикальную плоскость называют профилем скважины.

Наклонно-направленные и горизонтальные скважины бурят тогда, когда технически или экономически невыгодно проводить вертикальные скважины.

Такие скважины бурят: при залегании нефтяных пластов под соляными куполами; при необходимости обхода зон обвалов и катастрофических поглощений бурового раствора; при вскрытии продуктивных пластов, залегающих под дном океанов, морей, рек, каналов, болот; для получения нескольких скважин с отдельных буровых оснований, расположенных на акваториях; при ликвидации открытых выбросов; при кустовом бурении; при вводе в эксплуатацию малодебитного пласта. Горизонтальные стволы скважин, пробуренные на десятки и сотни метров по простиранию пластов, существенно повышают добычу нефти. Такие скважины бурят по заранее выбранному профилю.

Скважины, заканчивающиеся с горизонтальным вхождением в пласт бурят с целью увеличения поверхности фильтрации. Выбор типа скважины зависит от геологических условий.

Для заданного искривления ствола скважины применяется специальный инструмент: отклонители, укороченные турбобуры, специальные переводники, забойные инклинометры и приборы, контролирующие профиль ствола.

Кустовое бурение широко распространено в США, Мексике, Венесуэле, Иране и др. В последние годы кустовое бурение все чаще применяется в РФ. В кусте может быть любое число скважин. Чаще всего в один куст группируют более 30 скважин. Кустовое бурение производится как на суше так и на морских месторождениях.

39

Впервые кустовое бурение в России качали применять в Пермской области (1943 г.), а затем - на месторождениях нефти в Западной Сибири.

Строящаяся платформа для освоения Приразломного месторождения (МЛСП) в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции предназначена для бурения 55-и скважин, из которых 15 будут горизонтальными.

Кустовой метод бурения позволяет эффективно использовать новейшие достижения науки. Опыт кустового бурения показал, что он дает возможность сократить время на вышкомонтажные работы, уменьшить затраты на строительство трубопроводов и коммуникаций.

Рис. 5.2. Конструкция наклонно-направленной скважины (примерн.)

40