Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ состояния эксплуатационного фонда скважин, оснащенных скважинными плунжерными насосами 9
1.1 Фонд скважин, эксплуатируемых скважинными плунжерными насосными установками 9
1.2 Анализ отказов штанговых скважинных насосных установок по опубликованным материалам 10
1.3 Анализ работы скважинного оборудования на нефтяных промыслах ОАО "Башнефть" 13
1.4 Причины отказов штанговых плунжерных насосов по первичным данным 14
1.5 Определение срока эксплуатации штанговых глубинных насосов 21
1.6 Постановка целей и задач исследований 24
2 Аналитические исследования работы скважинного плунжерного насоса 26
2.1. Динамические нагрузки, действующие на плунжер при работе скважинного насоса 26
2.2. Расчет импульса силы, действующей на плунжер при гидравлическом ударе 32
2.3 Принципы демпфирования при посадке клапана насоса 37
Выводы по второй главе 41
3 Разработка конструкции клапана повышенной работоспособности 42
3.1 Обоснование конструкции клапана пробкового типа 42
3.2 Конструкция широкопроходного клапанного узла 46
3.3 Разработка клапана пробкового типа с демпфирующим устройством 48
3.4 Дальнейшее совершенствование широкопроходного клапана пробкового типа для плунжерного штангового насоса 52
Выводы по третьей главе 57
4 Стендовые исследования клапана пробкового типа плунжерного насоса 59
4.1 Стендовые исследования широкопроходных клапанных узлов пробкового типа 59
4.2 Результаты стендовых исследований клапанов пробкового типа 62
4.3 Исследование герметичности пробкового клапана, поднятого из скважины 65
4.4 Испытания плунжерных насосов после восстановления размеров плунжерной пары 67
Выводы по четвертой главе 70
5 Совершение технологии восстановления плунжерных пар и их промысловые испыния 71
5.1 Технология восстановления плунжера и цилиндра насоса 71
5.2 Опытная эксплуатация скважинных штанговых насосов, восстановленных по разработанной технологии 80
5.3 Промысловые исследования режима работы восстановленных скважинных насосов 84
5.4 Определение вероятного срока службы скважинного плунжерного насоса 94
Выводы по пятой главе 100
Выводы и рекомендации по результатам диссертационной работы 101
Библиографический список 102
Приложения:
- Анализ отказов штанговых скважинных насосных установок по опубликованным материалам
- Расчет импульса силы, действующей на плунжер при гидравлическом ударе
- Дальнейшее совершенствование широкопроходного клапана пробкового типа для плунжерного штангового насоса
- Исследование герметичности пробкового клапана, поднятого из скважины
Введение к работе
Актуальность темы Основной фонд скважин в нефтяной промышленности эксплуатируется штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ) в течение многих лет. Основным исполнительным органом установки является глубинный штанговый плунжерный насос. От надежности этого узла в конечном счете зависит экономическая эффективность нефтедобывающих предприятий. Поэтому повышение работоспособности скважинных плунжерных насосов является ключевой задачей в системе себестоимости добываемой нефти.
Надежность скважинных плунжерных насосов за последние 10 лет существенно возросла. Если межремонтный период (МРП) в большинстве нефтяных регионов не превышал 356 дней, то в настоящее время на передовых предприятиях МРП достиг 500 дней и более. Это связано с использованием передовых технологий при изготовлении насосов и с улучшением приемов технической эксплуатации насосных установок. До настоящего времени в печати мало внимания уделяется вопросам восстановления ресурса плунжерных скважинных насосов, применяемых при добыче нефти. Этому актуальному вопросу посвящена диссертационная работа.
Во многих отраслях промышленности техническое обслуживание оборудования и восстановление его технической характеристики при ремонте является неотъемлемой частью функционирования предприятий. В нефтедобывающей промышленности эти вопросы рассматриваются зачастую как второстепенные. Поэтому назрела проблема существенного повышения качества ремонтных работ особенно на участках, непосредственно обеспечивающих надежное и бесперебойное функционирование скважинного нефтедобывающего оборудования.
Цель диссертационной работы - разработка способов централизованного восстановления и совершенствования скважинных штанговых плунжерных насосов на этапе технического обслуживания и ремонта в пределах нефтедобывающих предприятий.
Задачи, решаемые в диссертационной работе:
Анализ отказов штанговых скважинных насосных установок по опубликованным материалам
Наряду с достоинствами, обеспечивающими массовое применение ШСНУ в различных эксплуатационно-технологических условиях, имеется целый ряд недостатков, существенно снижающих эффективность их работы. Наиболее характерные из них рассмотрены ниже. 1. Большая амплитуда усилий в колонне штанг при ходе вверх и вниз.
Это связано с тем, что при ходе вверх на колонну штанг действует вес столба жидкости, приложенный к плунжеру насоса, а при ходе вниз - не действует, так как он передается трубам. Сочетание переменных по величине усилий с большим собственным весом колонны штанг приводит к весьма напряженно му состоянию материала штанг и к снижению работоспособности, к неуравно вешенности станков-качалок.
Одним из первых ученых, внесших большой вклад в теорию работы штанговых колонн, является А.С.Вирновский. Широко известны также работы А.Н.Адонина , И.Г.Белова, Г.И.Богомольного, Я.А.Грузинова, Н.Д.Дрэготеску, В.М.Касьянова, Б.Б.Крумана, И.Т.Мищенко, К.Р.Уразакова, обзорные работы Г.И.Трахтмана. 2. В искривленных и наклонно направленных скважинах возникают зна чительные силы трения штанг о трубы, которые вызывают износ штанг, штан говых муфт и труб и еще более увеличивают амплитуду нагрузок и макси мальные напряжения в штангах. Износ штанг и штанговых муфт ведет к обры вам колонн, а износ труб - к желобообразованию, вплоть до образования от верстия в трубах («свища»). Образование же свища приводит к потере герме тичности линии нагнетания и дальнейшая эксплуатация возможна только по сле проведения подземного ремонта с заменой труб. 3. Переменные по величине усилия в нефтепромысловых колоннах, вибрационные процессы, искривленность скважин вызывают самопроизволь ные отвороты штанг и труб с падением (полетами) их на забой скважин. Скважинный штанговый насос является машиной объемного принципа действия, на эффективность работы которой оказывает существенное влияние газ, в том числе из-за наличия в конструкции насоса всасывающего и нагнетательного клапанов.
Особенно работа насоса осложняется при откачке высоковязких нефтей и эмульсий. Многолетние исследования и поэлементный анализ работы оборудования в различных нефтяных регионах позволили выработать целый ряд конструктивных и технологических мероприятий. В результате межремонтный период скважин значительно вырос, не взирая на все более усложняющиеся условия работы оборудования за счет искривленности профиля скважин, роста обводненности, АСПО и т.д. Так, например, в НГДУ «Ижевскнефть» средний МРП достиг 383 суток, а по скважинам Мещеряковского месторождения из-за интенсивного образования ЛСПО он составил всего 175 суток. Приведенные в автореферате А.А.Сабирова данные по отказам оборудования НГДУ «Пока-чевнефть» ТПП «Лангепаснефть» выглядят следующим образом. По поверхностному оборудованию основные отказы распределились в следующих пропорциях: подвеска сальникового штока - 24,82 %, редуктор - 22,3 %, тормоз -11,4 %, шатунный узел - 9,1 %, электродвигатель - 6,6 %. По скважинному оборудованию отказы распределились следующим образом: прихват плунжера - 43 %, удары плунжера - 19,15 %, прихват штанг - 11,54 %, обрыв штанг -11,54 %, изгиб полированного штока - 4,15 %, на остальные неполадки -10,62%.
Удары плунжера о конус происходят из-за «низкой» посадки и являются следствием как низкой квалификации персонала, так и желанием уменьшить величину «мертвого пространства», т.е. должны быть отнесены к субъективным факторам. Остальные отказы являются следствием влияния сложных условий работы и требуют принятия соответствующих конструктивных и технологических решений.
Общеизвестным для всех специалистов по добыче нефти слабым элементом в штанговых установок является штанговая колонна. В таблице 1.1 приведены данные по обрывности штанг в 1997 году в НГДУ «Чекмагуш-нефть» АНК «Башнефть».
В среднем по НГДУ коэффициент обрывности штанг в 1997 году соста вил 0,162. При этом обрывность по конструктивным элементам штанг представлена в таблице 1.2.
Из вышеизложенного следует, что первопричиной многих проблем при эксплуатации является специфика его работы, заключающаяся в возвратно-поступательном движении плунжера и колонн штанг и, как следствие, большая амплитуда и величина усилий. В связи с переходом преимущественно к наклонно направленным профилям силы трения штанг о трубы стали существенной составляющей в общей нагрузке, поэтому для повышения эффективности эксплуатации необходима точность прогнозирования сил трения в проектируемых и действующих скважинах с любыми профилями и определения прижимающих (нормальных) сил, коэффициента трения и сил трения.
Расчет импульса силы, действующей на плунжер при гидравлическом ударе
Совместное движение точки подвеса штанговой колонны и плунжера скважинного насоса происходит под действием сил, рассмотренных в предыдущем параграфе. Из указанных нагрузок наиболее существенными являются силы, возникающие в штанговой колонне при ходе плунжера вверх. Это связано с тем, что в этой фазе движения плунжера происходит закрытие нагнетательного клапана, что приводит к нагружению штанговой колонны весом столба жидкости, находящейся в колонне НКТ. Под действием этой нагрузки штанговая колонна деформируется, снижая эффективный ход плунжера. Уменьшение хода плунжера четко прослеживается на динамограммах, полученных при снятии характеристики насоса в ходе его работы. Рассмотрение динамограмм показывает, что ударная нагрузка в момент закрытия нагнетательного клапана приводит к скачку на начальном участке подъема плунжера. Таким образом, в момент начала движения плунжера вверх происходит посадка клапана на седло, затем в течение хода ASuim плунжер остается неподвижным, затем происходит резкий скачок нагрузки на колонну штанг (см. рис. 2.3). Импульс силы, возникающий при этом, объясняется тем, что происходит мгновенное приложение сил в момент гидравлического удара, так как при срыве плунжера с нижней мертвой точки движение полированного штока происходит со скоростью, определяемой законом движения точки А подвеса штанг. На рисунке 2.3 приведен график изменения скорости движения точки подвеса штанг в течение одного цикла работы станка-качалки (линия 1).
Из рисунка видно, что в ходе натяжения колонны штанг теряется время д /. За это время скорость движения точки подвеса штанг составляет vutm . В результате натянутая колонна штанг передает на плунжер скорость значительно большую, чем в случае равномерного совместного синхронного движения плунжера и полированного штока. Такой резкий срыв плунжера приводит к возникновению импульса силы, действующей на штанговую колонну. Пови-димому этим можно объяснить то, что обрывы колонны штанг происходят как на среднем, так и на нижнем участках штанговой колонны. Действие динамической нагрузки на колонну штанг будет интенсивнее, так как ускорение по величине будет больше. В соответствии с рис. 2.3 можно записать: Очевидно, что a2 ai , так как At2 Ati и в свою очередь а2 всегда больше aj. График из рис. 2.3 также показывает, что движение плунжера начнется после того, как кривошип станка качалки повернется на угол ф , соответст- вующии моменту страгивания плунжера насоса.
Действие импульса силы на штанговую колонну можно сравнить с гидравлическим ударом, возникающим при резком перекрытии потока жидкости, движущейся по трубе. Учитывая, что в данном случае движение жидкости возникает под действием резко перемещающегося плунжера указанное явление можно назвать обратным гидравлическим ударом. Несмотря на это определение импульса силы можно произвести по формуле Н.Е.Жуковского. Определение интенсивности возникающего импульса силы при гидрав лическом ударе можно производить на основе решения уравнения Н.Е.Жуковского для неустановившегося движения идеальной несжимаемой жидкости в трубопроводе [27,88,98]. где р, v про, i 0- соответственно текущее и начальное значение давления и скорости потока жидкости; р - плотность жидкости; с - скорость ударной волны; (р (x-ct) и \\f (x+ct) - функции, определяемые граничными и начальными условиями, которые выражают процесс распространения и отражения гидравлического удара. Принимая за положительное направление скорости вектор, направленный в противоположном положительному направлению оси х, при отсутствии отраженной волны из уравнения (2.15) получаем Равенство (2.17) при v0 = О представляет формулу Н.Е. Жуковского для определения давления гидроудара в трубе при полном закрытии задвижки. При возникновении кавитации под задвижкой перепад давления в момент гидроудара, как это вытекает из уравнения (2.16), можно определить по формуле
Дальнейшее совершенствование широкопроходного клапана пробкового типа для плунжерного штангового насоса
Известные широкопроходные клапаны плунжерного насоса в процессе их внедрения в практику добычи нефти во многих регионах показали положительные результаты. При их применении, как правило, коэффициент полезного действия возрастает. Однако в условиях сероводородной агрессии резиновое уплотнительное кольцо быстро выходит из строя. Поэтому ресурс клапана, а следовательно, межремонтный период насосной установки оказался недостаточно большим.
Поэтому было решено в качестве герметизирующего элемента использовать материал, не реагирующий на присутствие сероводорода в откачиваемой среде. В качестве такого материала было предложено использовать полиуретан.
Предприятие ООО НЛП "Уником-Сервис" выпускает широкий ассортимент изделий из полиуретана для нефтедобывающих предприятий, машиностроения и других отраслей промышленности. Полиуретан с успехом заменяет резину различных марок благодаря таким свойствам, как износостойкость, ки-слотостойкость, маслобензостойкость, высокие диэлектрические свойства, а также возможность работать при высоких давлениях (до ЗО МПа) в широком температурном диапазоне (от 0 до 120 С). Физико-механические свойства полиуретана приведены в таблице 3.1.
Износостойкость изделий из полиуретана, работающих на износ, в 5-10 раз превышает время работы аналогичных изделий из резины и других эластичных материалов.
Полиуретан по своим свойствам обладает большей жесткостью в сравнении с резиной. Поэтому было решено повысить усилие на подвижной втулке
З (см. рисунок 3.7). Для этого втулка была снабжена хвостовиком, который размещается в кольцевой проточке головки запорного элемента 1 клапана.
Кроме этого в предлагаемом варианте вместо сбивного пальца предложен сливной клапан, выполненный в виде пробки, зафиксированной штифтом. Открытие клапана происходит при срезании штифта под действием создаваемого давления или ударным способом.
На рисунке 3.7 изображен клапан плунжерного скважинного насоса (продольный разрез); на рисунке 3.8 - сливной клапан в закрытом (а) и открытом (б) положениях.
Клапан плунжерного насоса состоит из корпуса 1, в котором на упорном переводнике 2 закреплено седло 3, внутренний канал которого имеет два размера по диаметру. В полости корпуса установлен затвор 4 с возможностью осевого перемещения до контакта с упорной поверхностью седла 3 посредством втулки 5, снабженной направляющими лопастями.
На наружной поверхности направляющей втулки 5 имеются лопасти, контактирующие с внутренней цилиндрической поверхностью корпуса 1. Головка затвора при закрытом положении клапана сопряжена с нижним каналом седла 3 и снабжена эластичным герметизирующим кольцом 6. В канале седла большего размера размещена подвижная втулка 7, имеющая кольцевой хвостовик. По оси затвора 4 выполнено сквозное отверстие (сливной канал), снабженное заглушкой 8, установленной на хвостовике затвора 4, и которое герметизирует указанный канал в рабочем положении.
Принцип действия клапана заключается в следующем: клапан с помощью резьбы присоединяется к цилиндру насоса и отпускается в скважину на колонне труб. Плунжер насоса опускается на штангах. При создании возвратно-поступательного движения плунжера происходит открытие и закрытие всасывающего и нагнетательного клапанов. При закрытии клапана в начальный момент затвор 4 входит в широкую часть канала седла 2, затем по мере движения вниз затвор 4 входит в суженный канал седла 2. В результате подвижная втулка 7 входит в канал и отсекает кольцевую полость, из которой жидкость может истекать только через щели между деталями клапана и седла. За счет этого создается демпфирующий эффект и смягчение удара при закрытии клапана. Подвижная втулка 7, перемещаясь вниз цилиндрическим хвостовиком достигает дна кольцевой проточки в головке затвора, в результате чего эластичный герметизирующий элемент - кольцо 6 сжимается на заданную расчетную величину и не получает перенапряжений. При этом сжатие кольца 6 происходит на величину полной герметизации клапана. Перемещение полной герметизации клапана. Перемещение подвижной втулки 7 гарантируется перепадом давления в трубной колонне и в затрубном пространстве, так как полость под каналом гидравлически связана с давлением в колонне с помощью сверлений в головке затвора 4.
По мере роста давления в зоне нагнетания через затвор 4 подвижная втулка 7 давит на эластичное кольцо 6 и, распирая его, прижимает к седлу 3, что предотвращает утечки.
В момент всасывания при движении жидкости через клапан подвижная втулка 7 перемещается вверх и освобождает кольцо 6 от нагрузки. Для предотвращения утечек через зазор между стволом затвора 4 и втулкой 5 используется уплотнительное резиновое кольцо 10.
При смене насоса после подъема плунжера в подъемные трубы сбрасывается груз с плоским наконечником. Под действием ударной нагрузки заглушка 8 разгерметизируется и внутритрубная полость освобождается от жидкости, так как пробка 11 под действием ударной нагрузки перемещается вниз (рис.3,8; а и б) и освобождает канал для прохода жидкости, как показано на рис. 26. При этом соблюдаются условия
Исследование герметичности пробкового клапана, поднятого из скважины
Нефтедобывающее оборудование в течение многих лет эксплуатируется без существенной модернизации. Например, скважинные штанговые насосы работают без конструктивных изменений с начала механизированной эксплуатации скважин. Основными узлами этих насосов являются плунжерная пара, всасывающий и нагнетательный клапаны. От их состояния во многом зависит эффективность работы насосной установки. В серийных насосах применяются шаровые клапаны как всасывающие, так и нагнетательные. Ввиду их кажущееся простоты и надежности они не изменились конструктивно за многие годы эксплуатации, несмотря на низкий коэффициент наполнения, не превышающий 0,1 - 0,3 во многих нефтяных регионах.
Увеличение коэффициента наполнения плунжерных насосов возможно при модернизации клапанных узлов. Для этого необходимо исключить применение сферической формы клапана, так как шаровой запорный элемент обеспечивает герметичность полости по линейному принципу касания сферы с посадочным конусом седла. Малейшее изменение формы шара из-за износа и коррозии нарушает герметичность клапана.
Надежность клапанных узлов плунжерных насосов предлагается повысить с помощью запорного узла пробкового типа. При этом канал клапанного седла закрывается полностью даже при износе элементов конструкции. Сопоставление геометрии проходных сечений клапанов показывает, что клапан пробкового типа обеспечивает по сравнению с шаровым большие проходные каналы. Поэтому такая конструкция называется широкопроходным клапанным узлом [1].
Так как всасывающий клапан от нагнетательного конструктивно отличается наличием сбивного пальца, в главе 3 на рисунке 3.5 показана обобщенная конструкция. Широкопроходной клапан состоит из корпуса 2 и седла 5, снабженного цилиндрическим осевым отверстием для прохождения жидкости, жестко установленного в корпусе с помощью переводника 1. В полости корпуса 2 установлен затвор 8 с центратором 4. Затвор может перемещаться вдоль оси и контактировать с упорной поверхностью корпуса 2 и седла 5. Центратор 4 снабжен лопастями для взаимодействия с внутренней поверхностью корпуса 2. Затвор 8 при закрытом положении клапана соединен с цилиндрической поверхностью отверстия седла 5 и снабжен в зоне сопряжения эластичным 7 и подвижным 6 кольцами. По оси затвора 8 выполнено сквозное осевое отверстие 9 с разрушаемой заглушкой -сбивным пальцем 10, установленным со стороны центратора 4 и выступающим в полости корпуса 2.
Клапанные узлы жестко крепятся к цилиндру или плунжеру насоса и опускаются в скважину соответственно на колонне подъемных труб и колонне штанг. Клапаны работают следующим образом. Плунжер насоса движется возвратно - поступательно. При ходе его вверх всасывающий клапан открывается, а нагнетательный - закрыт, при движении вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный открывается. Крайнее верхнее и нижнее положения затвора 8 ограничиваются выступами переводника 1 и корпуса 2. В момент закрытия клапана затвор 8 соприкасается с внутренней поверхностью седла 5, в результате зона всасывания герметично отделяется от зоны нагнетания. За счет перепада давления затвор 8 движется вниз до упора центратора 4 на упорную поверхность седла 5. При этом в момент движения затвора 8 вниз эластичное кольцо 7 уплотняется в канале с помощью подвижного кольца 6. По мере роста давления в зоне нагнетания и давления жидкости на затвор 8 подвижное кольцо 6 деформирует эластичное кольцо 7 и герметизирует проходное отверстие седла 5. Таким образом эластичное кольцо контактирует с седлом лишь в неподвижном состоянии затвора, что предотвращает интенсивный износ этого кольца.
При необходимости смены насосного цилиндра после подъема на штангах плунжера с нагнетательным клапаном в подъемные трубы сбрасывается груз 10 (лом) с заостренным наконечником. Под действием ударной нагрузки сбивной палец 10 разрушается, и через канал 9 устанавливается гидравлическая связь внутренней полости НКТ с затрубным пространством. Последующий подъем колонны труб для замены цилиндра насоса осуществляется без излива скважинной жидкости из отвинченной трубы на устье скважины. Поскольку нагнетательный клапан с плунжером поднимается на штангах, необ ходимость в сбивном пальце отсутствует и нагнетательный клапан изготавливается без него. Конструкция широкопроходного клапана запатентована [59].
Внедрение широкопроходных клапанов типа КШК было начато в 1992 г. в НГДУ "Бузулукнефть", где эксплуатируются месторождения с вязкими нефтями. На первом этапе важно было установить надежность работы клапанных узлов новой конструкции в сложных технико-технологических условиях. Ис-пытывались две модификации клапанных узлов, различающиеся исполнением запорной пары. Использовались насосы безвтулочные невставные. Клапанные узлы испытывались на герметичность при давлении 25 МПа. При этом наблюдалось устойчивое надежное закрытие клапанных узлов без утечек. Каждому клапанному узлу присваивался заводской номер. Первый клапанный узел был спущен в скв. 2305 Савельевского купола Бобровского месторождения НГДУ. До 04.12.92 г. скважина эксплуатировалась штанговым насосом НН-2Б44. Глубина подвески его составляла 1216 м, к насосу был подвешен хвостовик из труб длиной около 70 м. Колонна состояла из 152 штанг диаметром 22 мм. После спуска насоса с КШК-44В динамический уровень составил 948 м, замеренная подача насоса равнялась 20 м3/сут. Динамический уровень на 22.12.92 г. снизился до 1100 м, подача насоса упала до 13 м3/ сут вследствие снижения на приеме насоса давления ниже давления насыщения. Поэтому произошел прорыв газа и коэффициент наполнения насоса снизился. Для контроля в скважину был спущен насос НН2Б-44 с шаровыми клапанами, который проработал с подачей 7 м3/ сут менее 1 мес. В феврале вновь спустили насос с широкопроходными клапанами, он работал до 15.01.94 г. с подачей 13 м3/ сут при динамическом уровне 583 м. Содержание воды в добываемой жидкости изменялось от 24 до 30 %. Дальнейшее внедрение широкопроходных клапанных узлов на других месторождениях НГДУ "Бузулукнефть" с высоковязкими нефтями дало положительные результаты. Широкопроходные клапаны были применены в скважинах НГДУ "Муравленковскнефть", ОАО "Ноябрьскнефтегаз", АНК "Баш-нефть" и ОАО "Татнефть", НГДУ "Комсомольскнефть" (Казахстан). Во всех этих нефтяных регионах результаты внедрения оказались положительными.
В обобщенном виде можно привести показатели работы востановленных насосов до и после внедрения широкопроходных клапанов типа КШК на приеме насоса в НГДУ "Бавлынефть" ОАО "Татнефть". Широкопроходные клапаны были внедрены в 32 скважинах. До их применения средний дебит жидкости составлял 6,25 т/сут, после внедрения увеличился до 7,15 т/сут, прирост на скважину составил 0,9 т/сут. Дебит нефти до внедрения КШК в среднем на скважину был равен 2,03 т/сут, после внедрения - 2,2 т/ сут, средний прирост дебита на скважину составил 0,17 т/ сут. Для анализа коэффициента подачи были взяты данные по 21 скважине: до внедрения он составлял 0,43, после внедрения - 0,635. Подобные результаты получены во всех нефтяных регионах, использующих широкопроходные клапанные узлы. Например, по данным ОЭНГДУ "Татнефтебитум", коэффициент подачи насоса возрос до 0,85, а межремонтный период СШН - увеличился в 2-3 раза [74,75].
