Содержание к диссертации
Введение
1 Опыт применения горизонтальных. стволов при разработке сеноманских отложений и анализ теоретических методов оценки продуктивности газовых скважин 7
1.1 Развитие технологии бурения скважин с горизонтальным окончанием на газовых месторождениях 7
1.2 Эффективность горизонтальных скважин при разработке сеноманских газовых залежей 9
1.2.1 Использование горизонтальных скважин при разработке Юрхаровского месторождения 9
1.2.2 Оценка эффективности горизонтальных скважин Восточно-Таркосалинского месторождения 16
1.2.3 Особенности эксплуатации горизонтальных скважин Ямбургского месторождения 18
1.3 Обзор теоретических методов оценки продуктивности газовых скважин с горизонтальным окончанием 27
Выводы по разделу 1 38
2 Алгоритм моделирования эксплуатации горизонтальной скважины вскрывающей сеноманский горизонт 39
2.1 Особенности геологического строения сеноманских отложений 39
2.2 Методы моделирования притока к скважине в программном комплексе «ECLIPSE» 41
2.3 Усовершенствованная методика моделирования притока газа к горизонтальной скважине для условий высокой неоднородности разреза 48
2.4 Алгоритм моделирования эксплуатации горизонтальной газовой скважины 55
Выводы по разделу 2 58
3 Влияние положения башмака насосно-компрессорных труб на продуктивность горизонтальных скважин 59
3.1 Характеристика залежи в районе куста № 401 Ямбургского месторождения 59
3.2 Создание трехмерной гидродинамической модели 68
3.3 Выбор оптимального положения башмака НКТ 96
Выводы по разделу 3 «... 107
4 Выбор схемы вскрытия сеноманских газовых залежей скважинами с горизонтальным окончанием 108
4.1 Методы расчетов и рассмотренные варианты 111
4.2 Обоснование продуктивности модельных скважин 115
4.3 Моделирование работы горизонтальных скважин на начальной стадии разработки 117
4.4 Моделирование скопления воды в стволах горизонтальных скважин на стадии падающей добычи 122
Выводы по разделу 4 126
Основные выводы и рекомендации 127
Список использованных источников 128
Приложение 137
- Оценка эффективности горизонтальных скважин Восточно-Таркосалинского месторождения
- Методы моделирования притока к скважине в программном комплексе «ECLIPSE»
- Создание трехмерной гидродинамической модели
- Моделирование скопления воды в стволах горизонтальных скважин на стадии падающей добычи
Введение к работе
Актуальность проблемы
В настоящее время около 85 % природного газа, добываемого в России, отбирается из сеноманских залежей месторождений Западной Сибири. Эти залежи эксплуатируются с 1972 г. и являются наиболее изученными как в геологическом отношении, так и с позиции технологии добычи газа. Сравнительно небольшие глубины залегания, высокие фильтрационно-емкостные свойства и не требующий сложной подготовки газ, создают возможности для их ускоренного ввода в разработку.
Эффективность разработки сеноманских отложений можно повысить за счет увеличения производительности эксплуатационного фонда. Необходимо стремиться не только к высоким рабочим дебитам скважин, но и к увеличению дренируемых запасов. При этом должны соблюдаться требования к величине предельной депрессии на пласт, так как увеличение скоростей потока газа в призабойной зоне способствует разрушению скелета породы. В результате возрастает вынос песка, в стволе образуются песчаные пробки, снижается продуктивность скважины, абразивное воздействие песчаных частиц разрушает элементы системы сбора и подготовки газа.
Скважины с горизонтальным окончанием способны обеспечить высокие дебиты газа без превышения предельных депрессий и улучшить дренирование залежи, однако решение этих задач возможно лишь при правильном выборе конструкции и профиля горизонтальных стволов. Несмотря на общепризнанную эффективность горизонтальных скважин (ГС), при разработке сеноманских залежей они применяются сравнительно редко. Основной причиной является отсутствие достаточного практического опыта эксплуатации и обслуживания таких скважин в условиях слабосцементированных коллекторов. Неизвестны оптимальная длина и профиль горизонтального ствола, обеспечивающие высокую продуктивность и самоочищение забоя от скоплений жидкости и песка. Многие исследователи предполагали, что с
5 увеличением длины ствола увеличивается и продуктивность, однако результаты
газодинамических исследований (ГДИ) этого не подтвердили. Для
широкомасштабного внедрения ГС при разработке сеноманских отложений
необходимы рекомендации по выбору конструкции и профиля забоя,
опирающиеся на практический опыт эксплуатации.
Цель работы
Повышение эффективности разработки сеноманских газовых залежей обоснованием и совершенствованием схемы вскрытия для скважин с горизонтальным окончанием.
Основные задачи исследований
Анализ существующих методов математического моделирования притока газа к горизонтальному стволу и эффективности применяемых конструкций забоя сеноманских горизонтальных скважин.
Разработка алгоритма математического моделирования эксплуатации горизонтальной газовой скважины с учетом потерь давления в горизонтальном, стволе, наличия песчаных пробок и скопления жидкости на забое, а также оценка адекватности разработанного алгоритма.
Изучение особенностей разработки сеноманских отложений скважинами с горизонтальным окончанием и оценка влияния глубины установки башмака насосно-компрессорных труб (НКТ) на продуктивность скважин.
Выбор схемы вскрытия сеноманских газовых залежей, обеспечивающей наибольшую продуктивность скважин с горизонтальным окончанием на стадиях постоянных отборов газа и падающей добычи.
5. Оценка эффективности предлагаемых решений.
Научная новизна
Усовершенствована методика моделирования притока газа к горизонтальной скважине для условий значительной литологической неоднородности продуктивного пласта.
Разработан и опробован алгоритм моделирования эксплуатации газовой скважины с учетом потерь давления в горизонтальном стволе, наличия песчаных пробок и скопления жидкости на забое.
Создана трехмерная гидродинамическая модель Анерьяхинского участка сеноманской залежи Ямбургского газоконденсатного месторождения, позволяющая изучать состояние скважин и пласта, а также прогнозировать технологические показатели разработки.
Дано научное обоснование схемы вскрытия сеноманских газовых залежей, обеспечивающей наибольшую продуктивность скважин с горизонтальным окончанием на стадиях постоянных отборов газа и падающей добычи.
Практическая ценность и реализация работы
На основе разработанного алгоритма моделирования эксплуатации горизонтальных стволов создан и внедрен в ООО «ТюменНИИгипрогаз» программный продукт, позволяющий автоматизировать процесс создания модели горизонтальной скважины.
Предложенная усовершенствованная методика моделирования притока газа к горизонтальному стволу использовалась при расчетах технологических режимов работы скважин в научно-исследовательских работах: «Трехмерная геологическая модель Анерьяхинского участка сеноманской залежи Ямбургского месторождения» (ООО «Газпромгеофизика», Москва, 2005 г.), «Технологическая схема разработки Юрхаровского месторождения» (ООО «ТюменНИИгипрогаз», Тюмень, 2006 г.), «Трехмерная геологическая модель Харвутинского - участка сеноманской залежи Ямбургского месторождения» (ООО «Газпромгеофизика», Москва, 2006 г.), «Проектирование разработки, авторское сопровождение проектов, создание и сопровождение геолого-технологических моделей месторождений ООО «Ямбурггаздобыча», Тюмень, 2007 г.).
В соответствии с предложенными рекомендациями по выбору конструкции забоя проводится строительство эксплуатационных скважин Харвутинского участка сеноманской залежи Ямбургского месторождения.
Оценка эффективности горизонтальных скважин Восточно-Таркосалинского месторождения
Особенностью сеноманской залежи Восточно-Таркосалинского месторождения являются сравнительно низкие газонасыщенные толщины (не более 37 м) и ухудшенные коллекторские свойства [12, 13]. Разработка залежи ведется с 2003 года скважинами с различными профилями (рисунок 1.6), сгруппированными в кусты по две скважины (с расстоянием между забоями 400-800 м) и девятью одиночными скважинами [14]. Эксплуатационный фонд насчитывает 83 единицы: 9 вертикальных (переведены в эксплуатационные из разведочных), 7 наклонно-направленных (угол входа в пласт 45), 31 пологую (угол входа в пласт от 45 до 80) и 36 горизонтальных (угол входа в пласт не менее 80).
Горизонтальные и пологие скважины пробурены с отклонением забоя от устья 400-500 м и длиной горизонтального участка в продуктивном пласте порядка 100 м. Конструкция скважин выполнена по упрощенной схеме и включает в себя перфорированную эксплуатационную колонну диаметром 168 мм и непакеруемую лифтовую колонну диаметром 114 мм.
Оценить реальную продуктивную характеристику скважин достаточно сложно, так как основной объем газодинамических исследований проводился после освоения скважин. За время эксплуатации на продуктивность значительно повлияло самоочищение призабойной зоны от остатков бурового фильтрата.
На рисунке 1.7 приведено распределение скважин по дебиту газа при депрессии на пласт 0,2 МПа при работе на стабильном режиме в период с июня 2005 года по январь 2007 года. Наивысшие значения соответствуют горизонтальным скважинам и лежат в диапазоне 25,6-1177 тыс.м/сут., составляя в среднем 268 тыс.м /сут. Для пологих скважин значения дебита при депрессии 0,2 МПа находятся в пределах 42,6-760,4 тыс.м /сут., составляя в среднем 178 тыс.м /сут. В центральной области расположены в основном ( Отклонение от устья, м 100 200 300 400 500 60
Рисунок 1.7 - Дебит газа при депрессии на пласт 0,2 МПа при работе на стабильном режиме для скважин с различной проводкой наклонно-направленные скважины, значения дебита при депрессии 0,2 МПа для которых изменяются от 104,4 до 421,6 тыс.м3/сут. и в среднем равны 160 тыс.м3/сут. Вертикальным скважинам соответствуют значения от 64,2 до 406,4 тыс.м3/сут., при среднем значении 96 тыс. м3/сут. Более низкие минимальные значения для пологих и горизонтальных скважин объясняются расположением части скважин на периферии залежи, где толщина продуктивного слоя значительно ниже центральной области
1.2.3 Особенности эксплуатации горизонтальных скважин Ямбургского месторождения
Бурение куста горизонтальных скважин № 401 начато в 1995 году с «пилотной» вертикальной скважины № 4014 [15]. Результаты геофизических исследований скважины позволили детально изучить данный район для последующей проводки горизонтальных скважин. Выявлена глинистая пачка, которая является надежным экраном для продвижения подошвенной воды к забоям скважин. В результате бурения горизонтальных скважин №№ 4011, 4012, 4013 получен волнообразный профиль в интервале продуктивного пласта. Бурение и освоение проведено без существенных осложнений. Стволы горизонтальных скважин проведены в верхней части продуктивного разреза, что может продлить срок их безводной эксплуатации, однако общая схема вскрытия не позволяет осуществлять дифференцированное дренирование залежи по разрезу и исключить взаимовлияние скважин.
Конструкция скважин трехколонная. Вертикальный кондуктор имеет диаметр 324 мм, техническая колонна - 245 мм. Наклонный участок входа в сеноман и горизонтальный ствол пробурены долотом диаметром 215,9 мм под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм. Эксплуатационная колонна состоит из двух участков: обычные трубы и трубы с отверстиями (фильтр). В интервале продуктивного пласта колонна незацементирована. Использованы насосно-компрессорные трубы диаметром 114 мм. В скважинах №№ 4011, 4012 башмак НКТ размещен в конце горизонтального участка, а фильтр перекрыт колонной НКТ. Сведения о конструкции скважин куста № 401 приведены в таблице 1.2. Конструкция и профили скважин показаны на рисунке 1.8.
Для оценки продуктивности скважин проанализированы результаты 44 газодинамических исследований [16]. Основным показателем продуктивности выбрана депрессия при среднем рабочем дебите газа (500 тыс.м /сут.) и пластовом давлении на момент проведения исследований.
На рисунке 1.9 показана динамика пластового давления и депрессии на пласт при дебите 500 тыс.м /сут. в скважинах куста. Начальная продуктивность всех скважин была практически одинаковой: депрессия на пласт при дебите 500 тыс.м3/сут. составляла около 0,45 МПа. В период с 1996 г. по 2000 г. в горизонтальных скважинах депрессия при том же дебите снизилась до 0,1 - 0,2 МПа. По вертикальной скважине № 4014 в период с 1996 г. по 1998 г. продуктивность ухудшилась, но к 2000 году вновь повысилась: при дебите 500 тыс.м /сут. депрессия составляла 0,35 МПа.
Методы моделирования притока к скважине в программном комплексе «ECLIPSE»
По мере совершенствования вычислительной техники методы численного решения задач подземной гидродинамики становились все более значимыми. Появилась возможность прогнозирования показателей разработки месторождений нефти и газа при максимальном учете природных и технологических факторов. На современном уровне широкое применение получили методы решения прикладных задач в трехмерной и многофазной постановках с учетом объемной неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пласта и нерегулярных сеток размещения скважин на структуре. Распространению таких алгоритмов способствовало создание соответствующих программных комплексов трехмерного газогидродинамического моделирования, число и качество которых на рынке программного обеспечения постоянно возрастает. К ним относится в первую очередь такие общепризнанные в мировом масштабе комплексы как «ECLIPSE», «Tempest», «VIP» и др. Основной недостаток существующих современных программных продуктов заключается в том, что хотя они и учитывают неоднородность коллекторских свойств пласта во всем его объеме, имеют множество вариантов моделирования продуктивности модельных скважин, однако, они не позволяют инженеру-разработчику напрямую использовать встроенные средства моделирования. Практика эксплуатации месторождений газа вплотную приблизила специалистов в области разработки к необходимости создания методов и алгоритмов, которые позволят эффективно использовать западные гидродинамические симуляторы. Уравнение притока - индивидуальная продуктивная характеристика скважины. Основная цель определения вида уравнения притока - нахождение зависимости между дебитом газа и требуемой для этого величиной снижения давления в скважине. Без знания уравнений притока невозможен прогноз дебитов скважин в процессе разработки, установления технологического режима работы скважин и месторождения в целом [62, 63]. Поэтому определение его вида является одной из основных задач при разработке месторождения.
В программных комплексах трехмерного моделирования (например, «ECLIPSE 100» - Модель черной нефти), в зависимости от типа скважины (нефтяная, газовая или газоконденсатная) и характера решаемых задач, имеется возможность использовать одно из уравнений притока [64, 65]:
- линейный закон;
- разность квадратов давлений (Рассел-Гудрих);
- функция псевдодавления;
- универсальное псевдодавление.
Линейный закон описывает приток к скважине жидкого флюида (нефть-вода). Метод универсального псевдодавления ориентирован на моделирование притока газоконденсатной смеси. Для газовых скважин применяются уравнение разности квадратов давлений [66] и уравнение с использованием функции псевдодавления.
Как известно, характер притока газа к забою скважины отличается от притока жидкости. Фильтрация газа вблизи призабойной зоны происходит при высоких скоростях, с нарушением линейного закона Дарси. В свое время предлагалось много моделей для замены или модификации закона Дарси при высокоскоростной фильтрации. Некоторые модели и их экспериментальное применение описываются Маскетом (1937 г.). Наиболее применимая модель была предложена Форгеймером в 1901 г. [67]
Уравнение (2.2) широко применяется при обработке результатов исследований газовых скважин, однако необходимо заметить, что оно применимо лишь для давлений ниже 14 МПа. Это связано с тем, что функция p/fx Z=f(p) имеет три характерных участка. Для давлений менее 14 МПа кривая p/p Z=f(p) носит линейный характер, т.е. выражение 1/fj. Z остается постоянной величиной. Для давлений более чем 21 МПа функция p/fi Z близка к постоянной.
В формуле (2.2) имеется возможность учесть несовершенство скважины по степени и характеру вскрытия [62, 67]. Однако формулы для расчета коэффициентов несовершенства скважины (С/, С2, Сз, Q) очень сложны. Кроме коэффициентов несовершенства, существует понятие эффективного радиуса скважины — такого (уменьшенного или увеличенного) радиуса, при котором характер фильтрации был бы таким же, но скважина была бы идеальной по степени и характеру вскрытия. Таким образом, несовершенство скважины достаточно отразить только скин-фактором и отказаться от попыток его аналитического выражения.
Использование функции псевдодавления. В процессе исследования газовых скважин на стационарных режимах фильтрации изменение давления между контуром питания и забоем может происходить в достаточно большом диапазоне. При существенных изменениях давления на забое скважины изменяется и температура. Изменения давления и температуры на режимах приводят к изменению коэффициентов вязкости и сверхсжимаемости газа (junZ).
Уравнение притока записывается в виде [69, 64]
Создание трехмерной гидродинамической модели
Трехмерная газогидродинамическая модель построена в программном модуле FloGrid. Площадная сетка соответствует сетке геологической модели с увеличенными в два раза ячейками и имеет размерность 90x95 ячеек (18x19 км) (рисунок 3.6). Размеры ячеек составляют 200x200 м. Модель района куста № 401 представлена как локальное измельчение сетки (LGR) размерностью 55x40 ячеек (1100x800 м) и ячейками 20x20 м.
В геологической модели охарактеризован каждый вскрываемый скважинами пропласток. Общее их количество по разрезу залежи превышает 500 единиц. Реализовать подобную детализацию разреза в гидродинамической модели не представляется возможным. При построении модели применялся подход конформного деления на слои с последующим осреднением емкостных свойств пропластков-коллекторов по разрезу в пределах слоя. В результате модель была разбита на 40 слоев с толщинами слоя 2,5-3 м. Коэффициент пористости усреднялся пропорционально толщинам коллекторов. Наличие в разрезе глинистых пород выражено через коэффициент песчанистости. Таким образом, была построена гидродинамическая модель, представляющая собой набор ячеек, расположенных в трехмерном пространстве и имеющих усредненные фильтрационно-емкостные свойства геологической модели.
На созданной модели рассчитана проницаемость пород. Использована петрофизическая зависимость, базирующаяся на геофизических исследованиях коллекторов
На рисунке 3.7 представлено сопоставление данной зависимости и определений проницаемости на керновых образцах. Оба подхода имеют вполне согласующиеся результаты. Вычислению Кпэфф предшествовал анализ начальной газонасыщенности. На рисунках 3.8-3.11 приведены продольные и поперечные разрезы модели в районе куста № 401, отражающие распределение ФЕС и классов коллекторов.
Рисунок 3.11- Распределение проницаемости по разрезу в районе куста № 401 3183.84 3448.73 3713.61 3978.50 На следующем этапе проведена инициализация модели - задание начальных пластовых условий и свойств флюидов (сжимаемость газа и воды, объемный коэффициент, вязкость). Зависимости объемного коэффициента и вязкости газа от давления показаны на рисунке 3.12. В программном комплексе «ECLIPSE» для задания начальной газонасыщенности в поровом пространстве применяется опция гравитационно-капиллярного равновесия (EQUIL). В качестве исходных данных используются начальнре положение ГВК и кривые относительных фазовых проницаемостей (ОФП).
Моделирование скопления воды в стволах горизонтальных скважин на стадии падающей добычи
Дальнейшее моделирования технологических режимов работы скважин в условиях падающей добычи и обводнения скважин проведено для вариантов с интервалом вскрытия 400 м. В модели были заданы условия, соответствующие поздней стадии разработки газовой залежи - пластовое давление снижено до 4 МПа, ГВК поднят на 20 м. Целью расчетов являлось:
1 Определение профиля скважин, обеспечивающего наиболее стабильный и быстрый вынос как пластовой, так и конденсационной воды.
2 Оценка потенциальной продуктивности скважин в условиях пониженного пластового давления.
Эффективность профиля скважин рассматривалась по двум критериям (рисунок 4.7):
1 Вынос пластовой воды поступающей в нижнюю точку траектории ствола с постоянным притоком 2 м /сут.
2 Вынос конденсационной воды в объеме 5 м , накапливающейся на забое после изменения технологического режима.
Постоянное поступление пластовой воды (2 м3/сут) Рисунок 4.7 - Работа горизонтальной скважины в условиях выноса пластовой (а) и конденсационной (б) воды
124 Оценка продуктивности скважин выполнена на основе анализа накопленного отбора газа по кусту за месяц (таблица 4.5). Результаты моделирования показали, что удаление конденсационной воды с забоя, в условиях истощения пластовой энергии, одинаково успешно выполняется во всех вариантах траекторий стволов. Наклонно-направленные и пологие скважины требуют наименьшего времени для полного очищения от конденсационной воды. При поступлении пластовой воды в скважину наибольшие отборы обеспечивают скважины с горизонтальными стволами. Волнообразные, пологие и восходящие стволы имеют меньший потенциал по добыче, однако способны гарантировать стабильную эксплуатацию скважин. Наклонно-направленные скважины дают минимальное значение накопленного отбора, так как при поступлении пластовой воды депрессии возрастают до максимальных (0,2 МПа), очищение забоя прекращается и скважины останавливаются. Таблица 4.5 - Накопленная добыча газа по кусту за месяц для условий падающей добычи и обводнения скважин, млн.м Вода Наклонно-направленные єо С восходящим стволом X3 а, \о о оSЯ Е В л1ЯосоSо, о и Пластовая 4,81 13,72 17,36 19,33 23,69 Конденсационная 42,15 45,02 46,81 48,10 47,98 Схема вскрытия сеноманских залежей скважинами с горизонтальным окончанием, рекомендуемая для промышленной разработки сеноманских залежей [86], показана на рисунке 4.8. Скважины с горизонтальной траекторией предпочтительней эксплуатировать в выдержанных песчаных пачках. В условиях высокой неоднородности разреза более эффективными будут волнообразные стволы. - эксплуатационная колонна
2 - цементирование
3 - насосно-компрессорные трубы
4 - подвеска хвостовика
5 - пакер
6 - фильтр
Рисунок 4.8 - Рекомендуемая схема вскрытия сеноманских газовых залежей скважинами с горизонтальным окончанием
Результаты расчетов показали, что отборы газа при эксплуатации кустов наклонно-направленных скважин и кустов горизонтальных скважин в режиме одинакового давления на устьях (на всех скважинах установлены одинаковые шайбы, нет индивидуальных ограничений по депрессии) практически сопоставимы. При этом, величина рабочей депрессии на пласт на порядок ниже в горизонтальных скважинах, однако данная «экономия» потерь давления на забое не сопоставима с потерями во всей системе «пласт-забой-устье», которые практически одинаковы в обоих случаях.
Максимальная продуктивность получена по скважинам с горизонтальным и волнообразным профилем ствола. По всем вариантам лучшая продуктивность таких скважин достигается при размещении стволов на одной глубине. При детальном рассмотрении вариантов горизонтальных и волнообразных скважин с разной величиной интервала вскрытия продуктивного пласта, четко проявляется снижение продуктивности скважин по мере увеличения вскрытия. По результатам расчетов рассматриваемых вариантов, наиболее оптимальная величина интервала вскрытия продуктивного пласта составляет 400 м. С позиции эксплуатации скважин на стадии падающей добычи, в условиях обводнения, наиболее эффективными являются горизонтальные стволы.
Скважины с горизонтальной траекторией предпочтительней эксплуатировать в выдержанных песчаных пачках. В условиях высокой неоднородности разреза более эффективными будут волнообразные стволы.
1 Доказана высокая эффективность применения горизонтальных скважин при разработке сеноманских газовых залежей. Обоснована целесообразность использования сетчатых и проволочных фильтров в интервале продуктивного пласта.
2 Разработан алгоритм моделирования работы горизонтальных газовых скважин с учетом потерь давления в горизонтальном стволе, скопления жидкости в пониженных участках профиля и наличия песчаных пробок. Усовершенствована методика моделирования притока газа к горизонтальному стволу, вскрывающему сеноманский горизонт. Погрешность вычислений алгоритма не превышает 5 %. На основе разработанного алгоритма создан программный продукт.
3 Доказано влияние положением башмака НКТ на продуктивность горизонтальных скважин. Для обеспечения максимальной продуктивности скважин необходимо устанавливать башмак НКТ в начале горизонтального участка без перекрытия интервала фильтра.
4 Обоснована схема вскрытия сеноманских газовых залежей скважинами с 400-метровым горизонтальным окончанием, оборудованным фильтром, как наиболее продуктивная на стадиях постоянных отборов и падающей добычи. В условиях высокой неоднородности разреза более продуктивными будут волнообразные стволы. В выдержанных песчаных пачках предпочтительны горизонтальные профили.
5 Использование разработанного программного продукта «Multisegments» позволило сократить в 4 раза время создания моделей горизонтальных скважин и получить экономический эффект в размере 300 тыс. рублей. Ожидаемая дополнительная добыча газа после перемещения башмака НКТ в скважинах куста № 401 Ямбургского газоконденсатного месторождения составляет 180 тыс.м /сут. Реализация рекомендуемой схемы вскрытия сеноманских отложений позволит увеличить добычу газа в 1,5 раза
