Физикохимические свойства нефти и газа. Основы геологии нефти и газа. Вопрос Нефть. Состав и основные физикохимические свойства (в том числе в пластовых условиях)
 Скачать 0.64 Mb.
|
|
Раздел 4 Вопрос 1. Фонтанный способ эксплуатации скважин. Энергия фонтанирования. Фонтанный способ эксплуатации скважин применяется, если пластовое давление в залежи велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Фонтанирование скважин может происходить под действием гидростатического напора, а также энергии расширяющегося газа. Практически фонтанирование только под действием гидростатического напора встречается очень редко. В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин. В нефтяных залежах, где давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению газ делает двойную работу: выделяясь в пласте он выталкивает нефть, а в трубах поднимает ее на поверхность. Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на скважинное (подземное) и устьевое (земное). Вопрос 2. Скважинное оборудование фонтанной скважины. При одном и том же количестве газа не в каждой скважине можно получить фонтанирование. Если количество газа достаточно для фонтанирования в 150 миллиметровой скважине, то его может не хватить для 200 миллиметровой скважины. Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных труб, тем больше надо газа для подъема нефти. В практике известны случаи, когда скважины больших диаметров (150 ¸ 300 мм), пробуренные на высокопродуктивные пласты с большим давлением, отличались высокой производительностью, но фонтанирование их в большинстве случаев было весьма непродолжительным. Иногда встречаются скважины, которые при обычных условиях не фонтанируют, хотя давление в пласте высокое. После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра удается достигнуть фонтанирования. Поэтому с целью рационального использования энергии расширяющего газа все скважины, где ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют насосно-компрессорными трубами (НКТ) с условными размерами (по внешнему диаметру): 27, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 3 до 7 мм. Длина труб 5 ÷ 10 м. Вопрос 3. Устьевое оборудование фонтанной скважины. Трубная головки. Устройство и назначение. Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при установке на устье фонтанирующей скважины колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом. Колонная головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры.Фонтанная арматура, состоит в свою очередь из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка служит для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы позволяют закачивать в межтрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление (манометром), а также отбирать газ из него. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке. Вопрос 4. Ф  онтанная крестовая арматура (фонтанная елка).Фонтанная елка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе устанавливают по две задвижки: рабочую и резервную (ближайшую к стволу). На стволе установлены коренная (главная, центральная) и буферная задвижки. На отводах имеются «карманы» для термометров и штуцеры для манометров, а также для регулирования расхода. Ствол заканчивается буфером с манометром. Фонтанная крестовая арматура высокого давления (70 МПа) 1 — вентиль, 2 — задвижка, 3 — крестовина, 4 — катушка для подвески НКТ, 5 — штуцер, 6 — крестовины ёлки, 7 — буфер, 8 — патрубок для подвески НКТ, 9 — катушка Фонтанные елки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. В состав ствола крестовой елки входит крестовина, к которой и крепятся отводы-выкиды. Каждый из них может быть рабочим. Тогда второй является резервным. В  опрос 5. Фонтанная тройниковая арматура кранового типа.В конструкцию ствола тройниковой елки входят тройники, к которым присоединяются выкидные линии — верхняя, которая является рабочей и нижняя, являющаяся резервной Такое распределение «ролей» связано с тем, что тройниковая арматура, как правило, применяется в скважинах, в продукции которых содержится песок или ил. Фонтанная тройниковая арматура кранового типа для подвески двух рядов НКТ: 1 — тройник; 2 — патрубок для подвески второго ряда НКТ; 3 — патрубок для подвески первого ряда НКТ Вопрос 6. Штуцер быстросъемный. Д  ля обеспечения длительной и бесперебойной работы скважин в фонтанном режиме эксплуатации большое значение имеет регулирование пластовой энергии за счет изменения объема нефти, поступающего из скважины и называемого дебитом скважин. Для ограничения дебита скважин в боковом отводе фонтанной елки устанавливается сменный штуцер-вставка из износостойкого материала с калиброванным отверстием строго определенного диаметра. Диаметр штуцера определяет количество поступающей из скважины нефти в зависимости от принятого режима работы скважины. Обычно диаметр штуцера равен 3 ¸ 15 мм и больше.Могут применяться быстро сменяемые и быстро регулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине и удерживаются пакерами. Спуск и подъем забойных штуцеров осуществляется на стальном канате при помощи лебедки. Штуцер быстросменный для фонтанной арматуры высокого давления: 1 — корпус, 2 — тарельчатая пружина, 3 — боковое седло, 4 — обойма, 5 — крышка, 6 — нажимная гайка, 7 — прокладка, 8 — гайка боковая, 9 — штуцерная металлокерамическая втулка. Вопрос 7. Газлифтная эксплуатация. Схема газлифта. Типы подъемников. Продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Газ в нефтяную скважину можно подать под давлением без его дополнительной компрессии из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным. В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим. В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению. По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей. Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой или динамическим уровнем. П  рименяют газлифты однорядные и двухрядные.В однорядном в скважину опускают только одну колонну труб, по которой газожидкостная смесь поднимается из скважины на поверхность. В двухрядном подъемнике в скважину опускают две насосные колонны труб. По затрубному пространству этих колонн с поверхности подают газ, а по внутренней колонне труб на поверхность поднимается газожидкостная смесь. Двухрядные подъемники применяют на сильно обводненных скважинах при наличии на забое большого количества песка. С целью снижения металлоемкости применяют так называемую полуторарядную конструкцию, когда высший ряд труб заканчивают трубами меньшего диаметра, называемых хвостовиком Вопрос 8. Эксплуатация скважин штанговыми насосами. Штанговые скважинные насосы (ШСН) обеспечивают откачку из скважин углеводородной жидкости, обводненностью до 99 % , абсолютной вязкостью до 100 мПас, содержанием твердых механических примесей до 0.5 %, свободного газа на приеме до 25 %, объемным содержанием сероводорода до 0.1 %, минерализацией воды до 10  и температурой до 130 С.Две трети фонда (66 %) действующих скважин стран СНГ (примерно 16.3 % всего объема добычи нефти) эксплуатируются ШСНУ. Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м., а в отдельных скважинах на 3200 ¸ 3400 м. ШСНУ включает: Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях. Отличительная особенность ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг. Штанговая глубинная насосная установка состоит из скважинного насоса – 2 вставного или невставного типов, насосных штанг – 4, насосно-компрессорных труб – 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске – 8, сальникового уплотнения – 6, сальникового штока – 7, станка-качалки – 9, фундамента – 10 и тройника – 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра – 1.  Вопрос 9. Штанговые скважинные насосы невставные.  У невставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН — сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности. а - невставной насос с штоком; б - невставной насос с ловителем; 1 - нагнетательные клапаны, 2 - цилиндры, 3 - плунжеры; 4 - патрубки-удлинители; 5 - всасывающие клапаны, 6 - седла конусов, 7 - захватный шток, 8 - второй нагнетательный клапан, 9 - ловитель, 10 - наконечник для захвата клапана; в - вставной насос типа НГВ-1: 1 - штанга, 2 - НКТ, 3 - посадочный конус, 4 - замковая опора, 5 - цилиндр, 6 - плунжер, 7 - направляющая трубка В НСН для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом коренное отличие между НСН и НСВ. В опрос 10.Штанговые скважинные насосы вставные. Вставные насосы. Цилиндр в сборе с плунжером и клапанами спускается на штангах. В этом случае на конце насосных труб заранее устанавливается специальное посадочное устройство - замковая опора, на которой происходит посадка и уплотнение насоса. Для извлечения вставного насоса в случае ремонта достаточно извлечь только штанги, вместе с которыми извлекается весь насос. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра. 1 - нагнетательные клапаны, 2 - цилиндры, 3 - плунжеры; 4 - патрубки-удлинители; 5 - всасывающие клапаны, 6 - седла конусов, 7 - захватный шток, 8 - второй нагнетательный клапан, 9 - ловитель, 10 - наконечник для захвата клапана; в - вставной насос типа НГВ-1: 1 - штанга, 2 - НКТ, 3 - посадочный конус, 4 - замковая опора, 5 - цилиндр, 6 - плунжер, 7 - направляющая трубка Вопрос 11. Насосная штанга. Насосная штанга предназначена для передачи возвратно-поступательного движения плунжер насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах. Д  ля регулирования длины колонн штанг с целью нормальной посадки плунжера в цилиндр насоса имеются также укороченные штанги (футовки). Штанги соединяются муфтами. Имеются такжетребчатые.Насосная штанга и соединительная муфта Особая штанга — устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована (полированный шток). Он изготавливается без головок, а на концах имеет стандартную резьбу. Для защиты от коррозии осуществляют окраску, цинкование, а также применяют ингибиторы. Вопрос 12. Устьевое оборудование насосных скважин. У  стьевое оборудование насосных скважин предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважин и подвешивания колонны НКТ.1 — колонный фланец; 2 — планшайба; 3 — НКТ; 4 — опорная муфта; 5 — тройник, 6 — корпус сальника, 7 — полированный шток, 8 — головка сальника, 9 — сальниковая набивка Устьевой сальник герметизирует выход устьевого штока с помощью сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через тройник. Тройник ввинчивается в муфту НКТ. Наличие шарового соединения обеспечивает самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью НКТ, исключает односторонний износ уплотнительной набивки и облегчает смену набивки. Вопрос 13.  Схема станка-качалки.Станок-качалка является индивидуальным приводом скважинного насоса. Основные узлы станка-качалки — рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирноподвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной раме-салазках. 1 — подвеска устьевого штока; 2 — балансир с опорой; 3 — стойка; 4 — шатун; 5 — кривошип; 6 — редуктор; 7 — ведомый шкив; 8 — ремень; 9 — электродвигатель; 10 — ведущий шкив; 11 — ограждение; 12 — поворотная плита; 13 — рама; 14 —противовес; 15 — траверса; 16 — тормоз; 17 — канатная подвеска Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17. Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса или выход плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования. Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным. Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т.д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии. Выпускают СК с грузоподъемностью на головке балансира от 2 до 20 т. Вопрос 14. Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами. На заключительной стадии эксплуатации вместе с нефтью из скважин поступает большое количество пластовой воды, применение штанговых насосов становится малоэффективным. Этих недостатков лишены установки погружных электронасосов УЭЦН. Погружные центробежные электронасосы для откачки жидкости из скважины принципиально не отличаются от обычных центробежных насосов, используемых для перекачки жидкостей на поверхности земли. Погружные центробежные электронасосы — это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции. Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора. Погружные центробежные электронасосы опускаются в скважину под расчетный динамический уровень обычно на 150 - 300 м. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен специальными поясками электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой.  Установка погружного центробежного электронасоса включает маслозаполненный электродвигатель ПЭД 1; звено гидрозащиты или протектор 2; приемную сетку насоса для забора жидкости 3; многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН 4; НКТ 5; бронированный трехжильный электрокабель 6; пояски для крепления кабеля к НКТ 7; устьевую арматуру 8; барабан для намотки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля 9; трансформатор или автотрансформатор 10; станцию управления с автоматикой 11 и компенсатор 12. Вопрос 15. Установки погружных винтовых электронасосов. Установки погружных винтовых насосов типов УЭВН5 и 2УЭВН5 предназначены для добычи нефти преимущественно повышенной вязкости (до 10 сСт) с содержанием механических примесей до 0,8 г/л и свободного газа до 50% на приеме насоса – откачивания пластовой жидкости из нефтескважин с внутренним диаметром колонны обсадных труб не менее 122 мм. Наиболее эффективно применение этих установок на месторождениях, где использование другого оборудования невозможно или нецелесообразно – на месторождениях с низким коэффициентом продуктивности пласта. Вопрос 16. Установки гидропоршневых насосов. Современные УГН позволяют эксплуатировать скважины с высотой подъема до 4500 м, с максимальным дебитом до 1200 м3/сут. при высоком содержании в скважинной продукции воды. Установки гидропоршневых насосов — блочные автоматизированные, предназначены для добычи нефти из двух - восьми глубоких кустовых наклонно направленных скважин в заболоченных и труднодоступных районах Западной Сибири. Наличие свободного газа на приеме гидропоршневого насосного агрегата не допускается.  Гидропоршневая насосная установка состоит:а — подъем насоса; б — работа насоса; 1 — трубопровод; 2 — емкость для рабочей жидкости; 3 — всасывающий трубопровод; 4 — силовой насос; 5 — манометр; 6 — сепаратор; 7 — выкидная линия; 8 — напорный трубопровод; 9 — оборудование устья скважины; 10 — 63 мм трубы; 11 — 102 мм трубы; 12 — обсадная колонна; 13 — гидропоршневой насос (сбрасываемый); 14 — седло гидропоршневого насоса; 15 — конус посадочный; 16 — обратный клапан; I — рабочая жидкость; II — добываемая жидкость; III — смесь отработанной и добытой жидкости. Нефть из скважин всасывается через обратный клапан 16, направляется в кольцевое пространство между внутренним 10 и наружным 11 рядами труб. В это же пространство из двигателя поступает отработанная жидкость (нефть), т.е. по кольцевому пространству на поверхность поднимается одновременно добываемая рабочая жидкость. Вопрос 17. Эксплуатация газовых скважин. Газовые месторождения разделяют на газовые месторождения и газоконденсатные. На газовых месторождениях из скважин поступает чистый газ (природный газ) вместе с небольшим количеством влаги и твердыми частицами механических примесей. Природный газ состоит в основном из легкого углеводорода — метана (94 ¸ 98 %), не конденсирующегося при изменении пластового давления. Чисто газовые месторождения встречаются редко. Примеры газовых месторождений: Заполярное, Уренгойское, Медвежье (в сеноманских отложениях). Добычу газа ведут из одного пласта (однопластовые месторождения) и из двух и более пластов (многопластовые месторождения). Оптимальный диаметр фонтанных труб определяют, исходя из двух критериев: максимального выноса с забоя скважин на поверхность твердых и жидких примесей газа и минимума потерь давления в трубах при заданном дебите газовой скважины. Оборудование устья и забоя газовых скважин, а также конструкция газовой скважины практически аналогичны нефтяным скважинам. При эксплуатации газовых скважин в условиях обводнения призабойной зоны следует учитывать такие отрицательные последствия, как снижение дебита скважины, сильное обводнение газа, опасность образования большого объема кристаллогидратов. В связи с этим необходимо постоянное удаление воды из призабойной зоны скважины. Применяют периодическое и непрерывное удаление влаги из скважины. К периодическим методам удаления влаги относят: остановку скважины (периодическую) для обратного поглощения жидкости пластом; продувку скважины в атмосферу или через сифонные трубки; вспенивание жидкости в скважине за счет введения в скважину пенообразующих веществ (пенообразователей). К непрерывным методам удаления влаги из скважины относят: эксплуатацию скважин при скоростях выходящего газа, обеспечивающих вынос воды с забоя; непрерывную продувку скважин через сифонные или фонтанные трубы. При эксплуатации газовых скважин может быть осложнение — гидратообразование. Пары воды конденсируются и скапливаются в скважине и газопроводах. Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных приборов и регулирующих средств. Борьба с гидратами, как и с любыми отложениями, ведется, в направлениях их предупреждения и ликвидации. Следует всегда отдавать предпочтение методам предупреждения гидратообразования. Если безгидратный режим не возможен, то применяются ингибиторы гидратообразования: метиловый спирт (метанол), хлористый кальций, гликоли. Вопрос 18. Подземный ремонт скважины. Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины. При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои скважин учитываются коэффициентом эксплуатации, т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98. Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущий ремонт подразделяют на планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный. Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта. Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п. Межремонтный период работы скважин - это продолжительность фактической эксплуатации скважины от предыдущего ремонта до последующего. Основными путями повышения коэффициента эксплуатации являются: сокращение сроков подземного ремонта скважин; максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин. Вопрос 19. Капитальный ремонт скважины. Типы капитального ремонта скважин и содержание работ В основном это комплексные и сложные как технологически, так и организационно программы, связанные с призабойной зоной, в т.ч.: ее тщательное промывание специальными химическими составами (включая ПАВ) проведение работ по укреплению породы (если наличествуют признаки разрушения, либо ее связность недостаточна) проведение мероприятий, интенсифицирующих добычу на скважинах – используя технологии ГРП (гидравлических разрывов пластов), химическую обработку, гидропескоструйную перфорацию, термическую, вибрационную и иные виды обработки повышенной степени сложности дополнительное вскрытие пластов перевод скважин в другие категории уточнение геологических разрезов и оценивание насыщенности того или иного пласта изолирование пластовых интервалов в случае их обводнения восстановление герметичности цементных колец, их утолщение и устранение дефектов самих эксплуатационных колонн работы по бурению и подготовке к эксплуатации дополнительных стволов ликвидация серьезных аварийных ситуаций и их последствий выполнение природоохранных задач |