1. общая часть 4 Общие сведения о Пограничном месторождении 4

• Название: 1. общая часть 4 Общие сведения о Пограничном месторождении 4
• Дата: 30.11.2022
• Размер: 6.08 Mb.
• Имя файла: diplom1.doc
• Тип: Документы; #821393
• страница: 12 из 13

5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

5.1. Анализ состояния разработки
Пограничного месторождения

5.1.1.Текущее состояние работ в области бурения

Основной объект разработки пласт БС₁₁^осн полностью разбурен, сформирована 5-ти рядная система разработки. Пласт БС₁₁¹ в отдельный объект разработки не выделялся и раздельно не эксплуатировался. В 15% скважин данный пласт проперфорирован совместно с пластом БС₁₁^осн. В большинстве скважин пласт БС₁₁¹ в подошве имеет водонасыщенные прослои и его присоединение к залежи БС₁₁^осн по разрезу фактически резко увеличивает площадь водонефтяной зоны, поэтому перфорацией он, как правило, не вскрывался.

С 1988г по 1993г на месторождении проведено уплотняющее бурение между первыми и стягивающими рядами и в зоне стягивания. Накопленная добыча нефти на уплотняющую скважину составила 62 тыс.т., на скважину основного фонда-87 тыс.т.

Уплотнение проведено по VII, VI, V, IV блокам, а в III блоке интенсивно уплотнено только две трети блока, в ВНЗ с юго-востока бурение уплотняющих скважин было остановлено.

Было принято правильное решение, т.к. уплотнение нужно было провести в водо-нефтяной зоне, а фактические показатели работы скважин, расположенных в ВНЗ III-го блока отличаются невысокими технологическими показателями. Так, накопленная добыча по скважинам №№1167,1168, 419, 420 и т.д. не превысила 15 тыс.т. на скважину. Данные скважины вступали в работу с дебитами по нефти на уровне 15-20т/сут., затем наблюдалось быстрое обводнение до 80-90% и снижение дебитов до 5-10 т/сут. На рис. 5.1 представлена диаграмма сравнения годовой добычи нефти и жидкости по ЧНЗ и ВНЗ в целом по месторождению.

Рис. 5.1 Динамика показателей по ЧНЗ и ВНЗ

На диаграмме видно, что добыча нефти в ЧНЗ до 1996 года в 2-3 раза превышала добычу нефти по ВНЗ. Дебит по нефти скважин в ВНЗ с 1990г по1999 уменьшался с 25 до 5 т/сут, в то время как по ЧНЗ – с 66 т/сут до 5 т/сут.

В целом по ВНЗ накопленная добыча нефти составила - 14592.732 тыс.т., по ЧНЗ - 39370.071тыс.т.

Дублеров на месторождении было пробурено только пять.

Средние показатели накопленной добычи на скважину свидетельствуют о высокой эффективности пробуренных скважин, как основного, так и уплотняющего фонда скважин.

Ниже, проведена оценка фактических показателей работы скважин, расположенных в различных границах нефтенасыщенных толщин.

Сравнение накопленной добычи нефти по скважинам, расположенным в различных границах нефтенасыщенных толщин.

В технологической схеме, выполненной УкргипроНИИнефть, проектные скважины объекта БС₁₁ были размещены в пределах четырех метровой изопахиты, к 1989 году данное проектное решение было реализовано.

В ТЭО КИН Пограничного месторождения, выполненного СибНИИНП в 1991 году, произведено обоснование предельных нефтенасыщенных толщин для размещения скважин. Предельной толщиной для размещения скважин в ВНЗ объекта БС₁₁ является 4м., в ЧНЗ не рассчитывалась, так как толщины в этой зоне выше 4м.

Для оценки правильности выбора, рассмотрены фактические показатели работы скважин, расположенных в различных границах нефтенасыщенных толщин. Результат проведённого анализа по скважинам, обводнённым до 99%, представлен на рис.5.2. Как видно на приведенной диаграмме, средняя накопленная добыча нефти на скважину в пределах от 0 до 4-х метровой границы размещения составляет - 2.4тыс.т., в пределах от 4-х до 8-ми - 9.1 тыс.т., и в пределах более 8м-98.4тыс.т.



Рис. 5.2. Зависимость средней накопленной добычи нефти в зависимости от нефтенасыщенной толщины.

Как показывают фактические результаты эксплуатации скважин, расположенных в границах от 4-х до 8м. нефтенасыщенных толщин, средняя накопленная добыча на одну скважину не достигает 10 тыс.т.

Вывод

Пробуренный фонд скважин на 1.01.99 г. составил 847 из 939 проектного фонда, остальные скважины резервные. Таким образом, месторождение полностью разбурено. Буровые работы не ведутся с 1995 года.

Объект БС₁₁^осн был разбурен быстрыми темпами по основной сетке скважин в течение трех лет (85-88гг.), затем было проведено уплотняющее бурение (89-93гг.), которое показало свою эффективность, (накопленная добыча на уплотняющую скважину составила 62тыс.т). Интенсивное уплотнение было проведено в 7, 6, 5, 4 и частично в третьем блоке. Уплотнение не проводилось в ВНЗ объекта БС₁₁, т.к. работа скважин в данных зонах отличается низкими дебитами по нефти и высокой обводненностью.

Пласт БС₁₁° , выделенный в процессе разработки в кровельной части пласта БС₁₁°^сн был проперфорирован в 65% скважин совместно с основным, в 35% скважин - не перфорирован .

Пласт БС₁₁¹ в 15% скважин перфорировался совместно с БС₁₁^осн, в ЧНЗ. В остальных скважинах перфорацией не вскрывался, так как был представлен водонасыщенными пропластками.

Пробуренный фонд был размещен в границах четырехметровой нефтенасыщенной толщины. Анализ фактических показателей работы скважин показал низкую эффективность размещения скважин в границах от 8м и менее. Все данные скважины расположены в водонефтяной зоне, их работа не отличается высокими показателями, а накопленная добыча не превысила 10 тыс.т. на скважину. Всего в границе размещения от 8м и менее пробурено 113 скважин. Общая добыча по ним составила 664.591тыс.т (или 1,25% от общей накопленной добычи по месторождению), что значительно не повлияло на текущий КИП ( повысило его на 0.0041).

5.1.2. Текущее состояние разработки
в области отборов жидкости

С начала разработки на 01.01.2000 г. на месторождении отобрано 53963 тыс.т. нефти. Текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) составляет 31%, отбор от извлекаемых запасов составляет 63%, годовой темп отбора - 1.27% при обводненности 92 %. Динамика показателей разработки представлена на рисунке 5.3.

В 1998 году добыча нефти на месторождении составила 670 тыс.т., (по сравнению с 1997 годом, Qн=875тыс.т.) падение составило 23.4%.


Рис. 5.3. Динамика показателей разработки Пограничного месторождения

Добыча жидкости - 8484тыс.т., обводненность -92%, средний дебит по нефти - 6,14 т/сут., по жидкости - 77,73 т/сут., при действующем фонде 275 скважин.

Необходимо отметить, что с 1990г. дебит жидкости поддерживался за счет значительного увеличения пластового давления (текущее средневзвешенное пластовое давление выше первоначального на 23 атм), т.е - при повышенных дегрессиях. Это привело к увеличению доли воды в потоке и добыча нефти характеризовалась не лучшими показателями. Отбираемая жидкость и дебит по жидкости не природного резервуара, а результат технологического процесса добычи.

На рисунке 5.4 приведена динамика изменения дебита жидкости, обводненности и действующего фонда скважин.

По графику видно, что в период 1990-1996 гг. наблюдается уменьшение действующего фонда скважин, а дебит по жидкости, практически, остался неизменным. Величина дебита по жидкости оставалась неизменной за счет значительной перекомпенсации отборов закачкой.


Рис. 5.4. Динамика изменения дебита жидкости и действующего фонда скважин

Д инамика среднесуточных показателей по месторождению представлена на рисунке 5.5. В течение 1998 года происходило снижение среднесуточной добычи жидкости с 25629 т/сут. до 21348 т/сут., среднесуточная добыча нефти с января по декабрь снизилась значительно (1983.9т/сут. - в январе, 1587.1т/сут. - в декабре), причиной послужило уменьшение числа действующих скважин (на 90 скважин по сравнению с 1997 годом), а также увеличение обводнённости продукции. Потери добычи нефти в 1998г. за счёт обводнения составили 131,5тыс.т., за счёт сокращения добывающего фонда - 73,5 тыс.т.


Рис. 5. 5. Динамика среднесуточных показателей Пограничного месторождения за 1998 год

Темп снижения среднесуточных отборов 1998 года был, практически, одинаков с 1996 годом, а в 1997 году темп снижения был значительно ниже и составлял 9%. Снижение отборов напрямую связано с количеством выбывающих из работы скважин.

Рост обводнённости в течение 1998 года незначителен (0,3 %). Начиная, с 1995 по 1998 год обводненность в среднем увеличивалась на 2% в год.

На 01.01.2000 года по Пограничному месторождению фонд добывающих скважин составил 418 шт., в том числе действующих - 275 скважин, бездействующих - 143 (34.2% эксплуатационного фонда) (табл.5.1).

Таблица 5.1.

Характеристика фонда скважин

Пограничного месторождения на 1.01.99г.

Скважины	БС 11	Итого по месторождению
Всего (дейст.+ б/д+освоение)	418	418
в том числе действующих	275	275
из них фонтанные	2	2
ШГН	-	-
ЭЩТ	273	273
ПЛЖ	-	-
Бездействующих	143	143
в освоении	-	-
В консервации	186	188
Котролъно-пьезометрических	26	27
Ликвидировано	28	28
Всего нагнетательных	121	121
в том числе под закачкой	89	89
Бездействующих	32	32
в освоении	-	-
В консервации	37	37
Пьезометрические	-	-
Ликвидированные	16	16
Всего добыв.+нагнетательных	539	539
В консервации	223	225
Контрольно-пьезометрических	26	27
Ликвидированных	44	44
Итого	841	847

Рис. 5. 6.Распределение фонда скважин

На рисунке 5.6 представлено распределение фонда скважин, расположенного в первых и стягивающих рядах. Показаны цифры с учетом консервационного и бездействующего фонда скважин.

Как видно, в первых рядах действующих скважин всего 6%, остальные скважины простаивают.

В стягивающих рядах действующих скважин 39%, 31% бездействует. Ввод этих скважин в эксплуатацию, по результатам ранее проведённых исследований, не приводит к увеличению обводнённости продукции.

В таблице 5.2 показано распределение данного фонда с учетом обводнённости.

Как показывает проведенный анализ, в настоящее время, 74% фонда эксплуатируется с обводненностью более 90%. В зонах стягивания эксплуатируются 67 скважин с обводненностью менее 90%. Фонд действующих скважин в зоне стягивания составляет 84 . Большая часть скважин с обводненностью более 90% эксплуатируется в первых полосах (таблица 5.2).

В целом по месторождению, накопленная добыча на 1 скв. составила:

• 
  В 1-х рядах - 60,713 тыс.т;
  
• 
  В стягивающих рядах 119,141тыс.т.
  

Таблица 5.2

Кол-во скважин эксплуатирующихся / бездействующих

Кол-во скважин эксплуатирующихся / бездействующих
в первых рядах		в стягивающих рядах
fв>90%	fв<90%	fв>90%	fв<90%
22/182	12/5	184/133	56/11

Практически все скважины механизированы ЭЦН.

По сравнению с предыдущим годом действующий фонд

добывающих уменьшился на 90 скважин. Выведены из работы скважины, имеющие обводненность 98% и более. Необходим запуск в работу всех скважин остановленных с обводнённостью менее 90% независимо от их расположения, а также скважин зоны стягивания работавших ранее с обводнённостью больше 90%.

Анализируя только бездействующий фонд скважин (без скважин, находящихся в консервации) на месторождении на 01.01.2000 г., можно заключить, что 37% бездействующих скважин расположены в первых рядах, 35% - во вторых рядах и немного меньше - 29% в стягивающих рядах. Из остановленных в стягивающем ряду в 13 скважинах слабый приток, №№136, 330 - предельно обводнены, №231 остановлена по мероприятию, 5 скважин - прочие причины, остальные аварийные.

Причины бездействия добывающего фонда: 17 скважин -аварийные, 105 - обводнены, 3- слабый приток, 18- прочие причины. Как видно, 75% скважин в бездействии по причине высокого обводнения.

Фонд нагнетательных скважин на 1.01.99г. составил 121шт., в том числе действующих - 89 скважин, бездействующих - 32 (36% нагнетательного фонда).

Фонд добывающих скважин, действующий

Рис. 5.7. Фонд добывающих скважин Пограничного месторождения

Ниже, в таблице 5.3 приведено распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности на 1.01.99г., из которой видно, что малодебитного (qж < 10 т/сут) фонда на месторождении практически нет, он остановлен. Больше половины скважин (74,6%) работает с дебитами жидкости выше 50 т/сут. Практически все скважины сильно обводнены, 75% скважин имеет обводнённость более 90%.



Рис. 5. 8. Сравнение распределения фонда 99г.

Для сравнения, на рисунках 5.9, 5.10, 5.11 приведены диаграммы распределения действующего фонда скважин по дебитам жидкости нефти и обводненности в сравнении на 1.01.95 г. и на 1.01.99г.

Как видно по графику (рис.5.9), процентное соотношение действующих скважин по величине дебита жидкости в 1998 году, практически, не изменилось в сравнении с 1994 годом.

Произошло перераспределение доли нефти и воды в потоке отбираемой жидкости, это видно и по графику, представленному на рисунке 5.10.

К оэффициент продуктивности с увеличением обводненности не уменьшался. В целом, величина коэффициента продуктивности изменяется от 0.5 до 8.1мЗ/сут.*МПа.

Рис. 5.9.Сравнение распределения фонда скважин по дебитам нефти на 1.01.95 и 1.01.99г.

Действующих скважин с дебитами по нефти до 10т/сут стало в два раза больше, чем в 94 году, а скважин с дебитом от 10-25 т/сут. - наоборот стало почти в два раза меньше. В 1998 году 70% действующего фонда скважин работало с обводненностью 90-98%, в то время, как в 1994 году таких скважин было всего лишь 30%, а у 40% действующих скважин обводненность не превышала 80%.

Таким образом, за четыре последних года разработки месторождения фонд действующих скважин обводненных до критического значения увеличился больше чем в два раза.


Рис. 5.10. Сравнение распределения фонда скважин по обводненности на 1.01.95 и 1.01.99г

Практически тот же процент действующих скважин (80%) работает с дебитом жидкости более 50т/сут, но доля отбираемой нефти снизилась больше, чем наполовину. Дебит по нефти 80% действующего фонда скважин не превышает 10т/сут.

Таблица 5.3.

Распределение фонда скважин по дебатам жидкости и обводненности на 1.01.99 г. по Пограничному месторождению.

Диапазон	Способ эксплуатации	Интервал обводненности						Итого
		0-10	10-50	50-80	80-90	90-98	98-100
0.0-10.0	ФОНТАН ЭЦН ШГН ГАЗЛИФТ ПРОЧИЕ ВСЕГО	0 0 0 0 0 0	0 0 0 0 0 0	0 0 0 0 0 0	0 0 0 0 0 0	0 1 0 0 0 1	0 0 0 0 0 0	0 1 0 0 0 1
10.0-25.0	ФОНТАН ЭЦН ШГН ГАЗЛИФТ ПРОЧИЕ ВСЕГО	0 0 0 0 0 0	0 1 0 0 0 1	0 2 0 0 0 2	0 1 0 0 0 1	0 0 0 0 0 0	0 2 0 0 0 2	0 6 0 0 0 6
25.0-50.0	ФОНТАН ЭЦН ШГН ГАЗЛИФТ ПРОЧИЕ ВСЕГО	0 0 0 0 0 0	0 2 0 0 0 2	0 10 0 0 0 10	0 8 0 0 0 8	0 19 0 0 0 19	1 6 0 0 0 7	1 44 0 0 0 45
>50.0	ФОНТАН ЭЦН ШГН ГАЗЛИФТ ПРОЧИЕ ВСЕГО	0 0 0 0 0 0	0 2 0 0 0 2	0 18 0 0 0 18	0 28 0 0 0 28	0 134 0 0 0 134	1 38 0 0 0 39	1 219 0 0 0 220
ИТОГО	ФОНТАН ЭЦН ШГН ГАЗЛИФТ ПРОЧИЕ ВСЕГО	0 0 0 0 0 0	0 3 0 0 0 5	0 30 0 0 0 30	0 37 0 0 0 37	0 154 0 0 0 154	2 46 0 0 0 48	2 270 0 0 0 275

На месторождении имеется незначительный потенциал по скважинам (табл. 5.4)

Таблица 5. 4

Таблица потенциальных дебитов

Номер Скважины	Мощность, т/сут								Обводненность текущая	Способ эксплуат. Тек.
	Потенциальная			Использованная		Не использо.		% от неипсольз.
	Жидкость	Нефть	Дни	Жидкость	Нефть	Жидкость	Нефть
248	297.59	50.08	92	114.48	19.27	128.17	21.57	43	83.2	ЭЦН
267	154.29	50.72	92	73.56	24.18	56.51	18.58	36	67.1	ЭЦН
335	201.90	41.94	91	110.95	23.05	63.67	13.23	31	79.2	ЭЦН
337	157.58	60.76	91	69.88	26.95	61.39	23.67	38	61.4	ЭЦН
421	121.58	33.35	92	9.70	2.66	78.32	21.48	64	72.6	ЭЦН
465	101.45	53.17	91	40.11	21.02	42.94	22.51	42	47.6	ЭЦН
515	163.79	123.62	91	97.54	73.61	46.38	35.00	28	24.5	ЭЦН
1134	125.76	38.60	92	51.49	15.81	51.99	15.96	41	69.3	ЭЦН
Всего:
8	1323.94	452.25		567.71	206.54	529.37	171.99	39
Ср.мощ.:	165.49	56.53		70.96	25.82	66.17	21.50	39	71.5

5.1.3. Текущее состояние в области системы заводнения.

На Пограничном месторождении сформирована 5-ти рядная система заводнения. Система была полностью реализована к 1990 году.

Одним из ключевых моментов проекта разработки, составленного СибНИИНП и утвержденного ЦКР МТЭ РФ 06.06.96 г. (№ 2026), является решение перехода на блочно-замкнутую систему разработки путем поэтапного перевода части высокообводненных добывающих скважин под нагнетание.

Перевод скважин на блочно-замкнутую систему осуществляется с 1995 года, начиная с северной части месторождения. Часть высокообводненных скважин первых рядов (24 скважины) уже переведены под нагнетание, что позволило изменить направление фильтрационных потоков, вовлечь в разработку ранее недренируемые запасы. Данное мероприятие необходимо делать параллельно с применением методов увеличения нефтеотдачи и применением методов ограничения водопритока (направленная изоляция высокопроницаемых, промытых интервалов пласта).

На 01.01.2000 г. нагнетательный фонд составил 121 скважину, в том числе 89 действующих и 32 бездействующие скважины (рис.5.12).



Рис. 5.12 Фонд нагнетательных скважин Пограничного месторождения

Соотношение действующих к нагнетательным составило 3:1.

Закачка на месторождении начата, практически, с начала разработки. Через пять лет разработки, снизившееся в начальный период пластовое давление было восстановлено до первоначального (начальное пластовое давление - 258атм).

Скорость продвижения фронта воды в первой полосе в среднем, составляет 304-40метров в месяц.

Последние девять лет месторождение эксплуатируется при пластовом давлении на 18-21 атм. выше первоначального Рис. 5.13. В период 1990-1995 г. никаких кардинальных мер по урегулированию энергетического состояния залежи не предпринималось.




Рис. 5.11 Динамика пластового давления

В таблице 5.5 представлена динамика изменения давлений по годам. На 1.01.97г. средневзвешенное пластовое давление составляло 277 атм. (+19атм.), в зоне отбора - 266атм. (+8атм.).

В 1998 году объем проведенной закачки составил 9742,5 тыс.м3. Накопленная закачка воды - 181770 тыс.м3. Среднесуточная приемистость нагнетательных скважин - 357 м3/сут. Текущая компенсация на 1.01.99 г. составляет 113 %, накопленная - 110%.

По состоянию на 1.01.99г. средневзвешенное пластовое давление составило 281 атм. (+23атм.), в зоне закачки - 295атм.(+37атм.), в зоне отбора - 272атм. (+14атм.). По блокам, в зонах отбора, пластовое давление имеет следующие значения:

II блок - 269 атм. (+11атм);

III блок-273 атм. (+15атм);

IV блок - 270 атм. (+12атм);

V блок - 274 атм. (+16атм);

VI блок - 274 атм. (+16атм);

VII блок - 274 атм. (+16атм);

VIII блок - 268 атм. (+10атм).

Как видно, по каждому блоку пластовое давление в зоне отбора превышает начальное на 10-15 атм.

Таблица 5.5.

Динамика средних пластовых давлений
по Пограничному месторождению

ГОДЫ	Пластовое давление, кгс/см2				Компенсация отборов закачкой, %
	средневзве шенное по объекту	в зоне отбора	в зоне нагнетания	годовая		с начала разработки
1985	25,8	25,8	25,8	0		0
1986	25	25,6	27,8	119,3		100,2
1987	24,4	24,8	27	117,7		106,1
1988	24,6	25,1	27,2	110,6		104,7
1989	24,7	25,5	27,6	112,2		105,2
1990	25,7	26,5	28,4	118,4		107,3
1991	26	26,8	28,8	112,6		107,4
1992	26,3	27,1	29,6	113,4		107,6
1993	26,1	26,9	29	108,1		107,3
1994	26,9	27,4	29,3	114,5		107,8
1995	26,95	27,6	29,6	112		108
1996	27	27,7	29,6	125,4		109,1
1997	26,7	27,6	29,6	125,4		110,1
1998	26,6	27,5	29,3	113		110,2
1999	26,9	27,9	29,4	96,5		109,5
01.10.99	27,3	28,1	29,4

Уменьшение действующего фонда добывающих скважин (90 штук) в 1998 году еще более усугубило ситуацию в области энергетического состояния залежи пласта БС₁₁.

Сложившаяся в течение длительного времени неблагоприятная обстановка в области энергетического состояния залежи не могла не повлиять на результаты разработки месторождения. Высокие темпы обводнения, выбытие из эксплуатации скважин, высокие проценты падения добычи нефти, блокировка нефти в застойных зонах - результат длительной перекомпенсации.

Д лительная перекомпенсация могла явиться причиной оттока нефти за контур нефтеносности. С целью выявления данного факта на севере залежи, в порядке эксперимента, была остановлена нагнетательная скважина №121, находившаяся под закачкой с марта 1986г по май 1989г. В июне 1989г. скважина была запущена в работу как добывающая. В отработке на нефть она находилась два с половиной года. Накопленная добыча нефти составила 1.5тыс.т, средний дебит нефти - 1.5т/сут, дебит по жидкости - 190т/сут, обводненность - 99.1%.

Рис. 5.12. Характеристики вытеснения по краевым скважинам

Как видно, фактические показатели работы данной скважины не подтверждают факт оттока нефти за контур. Какого-либо значительного увеличения добычи нефти не отслеживается.

Кроме того, на юго-западе и северо-востоке залежи выбраны краевые скважины и построены характеристики вытеснения, которые представлены на рис. 5.14.

На представленных графиках видно, что во времени не наблюдается увеличения добычи нефти и снижения обводненности в предполагаемые периоды оттока нефти за контур.

Исходя из вышеизложенных фактов, можно сделать вывод, что оттока нефти за контур не происходило.

В последнее время на месторождении наметилась тенденция ограничения закачки. Объёмы закачиваемой воды в период с 1995 по!998г снижены с 14.2 млн.м³ до 9.7 млн.м³.

Текущая компенсация в 1997г. составляла 125%, в 1998г.- 113%, на 01.06 99г. - 96.5% Рис. 5.15). Объёмы среднесуточной закачки воды в мае 1999г. снижены, по сравнению с маем 1998г с 31032м³/сут до 21958м³/сут. (на 29%).




Рис.5.15. Динамика компенсации на Пограничном месторождении

В 1999 году были продолжены меры по сокращению закачки путем использования для поддержания пластового давления возвратом в пласт попутно добываемой воды. Текущая компенсация снижена до 78 %. Объем суточной закачки снижен с 23110 м³/сут. в начале года до 14000 м³/сут. в сентябре, т.е. на 39.4 %.

Однако, снижение накопленной перекомпенсации - это длительный процесс, несмотря на ограничение закачки в последнее время, величина пластового давления изменяется незначительно.

Необходимо не только ограничивать закачку, но и увеличивать отбор в зоне стягивания, выводить из бездействия и консервации скважины зон стягивания, что и рекомендуется в мероприятиях (см. Программу ГТМ).