Ресурсы без моторов не извлечь

Сложные условия нефтегазодобычи вынуждают обращать особое внимание на используемую специализированную технику.

 

Географически сложилось так, что основные запасы залежи нефти и газа в России находятся на ее северных территориях, зачастую – за Полярным кругом. Поэтому к содержанию парка специализированной техники разработчики месторождений и их подрядчики вынуждены относиться с особым вниманием – машинам приходится работать в экстремальных условиях крайнего Севера, где характерны болотистая местность, перепады температур и отсутствие какой-либо транспортной инфраструктуры. Однако высокие затраты на дорогостоящие механизмы позволяют достичь необходимого результата: обеспечить доступ к недрам и их транспортировку к месту назначения.

 

Цеха и домики меж снега и болот

 

Наиболее  крупные  месторождения  энергоресурсов России сегодня расположены на территории Восточной и Западной Сибири и полуострова Ямал – в частности, более 90% добычи природного газа в  нашей  стране  добываются  на  территории  Ямало-Ненецкого  автономного  округа.  Работа  здесь имеет ряд особенностей: удаленность от промышленно развитых районов, отсутствие инфраструктуры – особенно в начале освоения, суровый климат, большое количество рек, озер и болот. Все это затрудняет проектирование объектов, проходимость техники,  транспортировку  материалов  и  оборудования, ведение строительно-монтажных работ, что в  конечном  итоге  приводит  к  удорожанию  реализации тех или иных проектов.

 

Специалисты    выделяют    следующие    группы сооружений  по  их  конструктивным  особенностям, назначению и способам возведения:

–  компрессорные  цеха,  прессы  и  другие  агрегаты;

– каркасные здания и здания с несущими стенами;

– блочно-комплектные сооружения;

– вертикальные цилиндрические резервуары;

– заглубленные и подземные сооружения;

–  открытые  площадки  с  расположенным  на них  технологическим  оборудованием,  емкостями для хранения различных продуктов, площадки для автомашин;

–  пешеходные  галереи,  прожекторные  мачты, дымовые трубы;

  –  внутриплощадочные,  межпромысловые  и магистральные трубопроводы.

 

Кроме того, возводятся вахтовые жилые комплексы,  чаще  всего  выполненные  в  виде  малоэтажных зданий в крупнопанельном или модульном виде.

 

Отметим,  что  в  последнее  время  в  мире,  в том  числе  и  в  России,  особое  внимание  уделяется транспортировке   газа   не   только   традиционным способом  –  по  трубопроводам,  но  и  морским  путем,  с  использованием  специализированных  судов. Для эксплуатации таких газотанкеров необходимо возведение особой инфраструктуры в портах, а то и постройка новых гаваней.

 

САБЕТТА: газовый порт с нуля

 

Строительство объектов морского порта в районе поселка Сабетта началось в 2012 году, их сдача в эксплуатацию планируется на 2017 год. Заказчиком строительства выступило ФГУП «Росморпорт», проектантом  –  ОАО  «ЛЕНМОРНИИПРОЕКТ».  Генеральный подрядчик – ОАО «УСК МОСТ», определен Распоряжением  Правительства  Российской  Федерации.

 

Новая гавань на западном берегу Обской губы в   Ямало-Ненецком   автономном   округе.   Работы ведутся в рамках проекта «Ямал СПГ» (сжиженный природный  газ  –  прим.  ред.),  который  предусматривает  запуск  завода  по  сжижению  природного газа  на  базе  Южно-Тамбейского  месторождения. Новый  порт  на  Ямале  обеспечит  круглогодичную навигацию судов-газовозов и их проход по Северному морскому пути.

 

В    рамках    строительства    будут    возведены подходной  канал  (длина  6  км,  ширина  495  м,  отметка  дна  минус  15,1  м);  морской  канал  (длина 49  км,  ширина  295  м,  отметка  дна  минус  15,1  м); и  акватория  порта  с  отметкой  дна  минус  15,2  м. Общий объем дноуглубительных работ составляет порядка  70  млн  куб.м.  В  порту  будет  установлено навигационное  оборудование  и  построены  контрольно-корректирующая  станция,  пост  гидрометеорологического    наблюдения,    административные, технические и складские здания.

 

Полярные причалы

 

Строительство порта Сабетта ведется в сложных геологических, климатических и гидрологических условиях за Полярным кругом. Уникальность проекта заключается в том, что строительство ведется с нуля, на побережье полностью отсутствует транспортная инфраструктура. При этом период навигации, позволяющий проводить дноуглубительные работы и доставлять тяжеловесные грузы по воде, составляет 70 суток.

 

Трубопроводы еще востребованы

 

При  строительстве  портовых  терминалов  нефтяники  и  газовики  не  собираются  отказываться и  от  транспортировки  традиционным  способом.  В частности,  в  феврале  текущего  года  центр  управления  проектом  «Восточная  Сибирь  –  Тихий  океан» ООО «ЦУП ВСТО» (дочерняя компания ОАО «АК «Транснефть»)  приступил  к  сварочно-монтажным работам  на  линейной  части  нефтепровода-отвода от  трубопроводной  системы  «Восточная  Сибирь  – Тихий  океан»  (ТС  ВСТО)  до  Комсомольского  нефтеперерабатывающего завода (НПЗ).

 

Геологи рулят

 

Запланировано строительство 293 км линейной части, головной нефтеперекачивающей станции (НПС) с резервуарным парком 80 тыс.куб.м, двух промежуточных НПС и объектов внешнего электроснабжения. Реализация проекта позволит обеспечить поставку нефти на Комсомольский НПЗ по системе магистральных нефтепроводов в объеме до 8 млн тонн в год.

 

Трасса  характеризуется  большим  количеством заболоченных  и  обводненных  участков,  в  общей сложности будут преодолены 139 водных преград, в том числе четыре крупные – через реки Сельгон, Харпи,   Алькан,   Хевчен.   Строительно-монтажные работы  на  заболоченных  и  обводненных  участках планируется  проводить  преимущественно  в  зимний период.

 

С  июня  2015  года  ведется  строительство  вдоль трассового проезда (ВТП) в целях организации доступа к нефтепроводу. Планируемый срок завершения работ по строительству ВТП – второе полугодие 2016 года.  Основной  объем  сварочно-монтажных  работ планируется выполнить зимой 2016-2017 годов.

 

Разведка и разработка

 

Распоряжением       правительства       Российской Федерации  от  18  февраля  2016  года  №246-р  ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть»  (100%  дочернее предприятие  ПАО  «ЛУКОЙЛ»)  предоставлено  право пользования  участком  недр  федерального  значения,  включающим  нефтяное  месторождение  D33, расположенном в Балтийском море, для целей разведки и добычи углеводородного сырья. Стоит отметить,  что  месторождение  D33  было  открыто  в  2015 году. Бурение поисковой скважины на нем проводилось с применением отечественной самоподъемной буровой установки. Извлекаемые запасы нефти этого месторождения составляют 21,2 млн тонн.

 

Одновременно  компания  «ЛУКОЙЛ»  с  опережением сроков приступила к выполнению первого этапа  геологоразведочных  работ  на  Восточно-Таймырском  лицензионном  участке  в  Красноярском  крае. Он включает в себя сейсморазведочные работы 2D в объеме 2421 пог.км и бурение поисковой скважины.

 

В  настоящее  время  на  Восточно-Таймырском участке   ведется   мобилизация   оборудования   и специалистов  сейсмических  партий.  В  сезон  2016 года будет исследована площадь в 1000 пог.км. На объекте  задействуют  около  двухсот  сотрудников и  более  130  единиц  техники  двух  российских  подрядных организаций. Как отмечают в пресс-службе предприятия,  в  целях  повышения  эффективности поиска,  разведки  и  разработки  Восточно-Таймырского    участка    будут    использованы    передовые технологии, разработанные в основном специалистами  «ЛУКОЙЛ»,  российских  институтов  и  инжиниринговых компаний, а также лучшие практики и стандарты в области охраны окружающей среды и промышленной безопасности.

 

ЛУКОЙЛ осваивает Таймыр

 

ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (100% дочернее предприятие ПАО «ЛУКОЙЛ») победило в конкурсе на право пользования Восточно-Таймырским лицензионным участком в августе 2015 года. По независящим от компании причинам соответствующая лицензия была выдана в декабре 2015 года. Тем не менее, ЛУКОЙЛ приступил к геологоразведочным работам в сроки, изначально предложенные конкурсной комиссии.

 

Отметим,  что  «ЛУКОЙЛ»  завершил  подсчет  и независимый аудит запасов нефти и газа по состоянию на 31 декабря 2015 года. Оценка выполнялась в  соответствии  со  стандартами  Комиссии  по  ценным бумагам и биржам США (SEC) до достижения экономического   предела   рентабельной   добычи. Согласно данным, аудированным компанией Miller and  Lents  (США),  доказанные  запасы  углеводородов  Компании  на  31  декабря  2015  года  составили 16,6 млрд баррелей нефтяного эквивалента, в том числе  12,6  млрд  баррелей  нефти  и  23,8  трлн  куб.футов газа.

 

Оценка  проводилась  в  условиях  резко  ухудшившейся   конъюнктуры   мировых   товарно-сырьевых рынков. Согласно стандартам, запасы Компании  оценивались  с  использованием  средних  за 12 месяцев 2015 года котировок нефти, взятых на 1  число  каждого  месяца.  Цена  нефти  марки  Urals, таким образом, составила 52,8 долл./баррель против  100,1  долл./баррель  годом  ранее.  Снижение цены  нефти  в  1,9  раза  отразилось  на  экономической  целесообразности  разработки  части  запасов Компании  и  привело  к  переводу  644  млн  баррелей  нефтяного  эквивалента  доказанных  запасов  в низшие категории. При улучшении экономических условий Компания ожидает возврата этих объемов углеводородов в категорию доказанных.

 

Компания  также  завершила  оценку  условных ресурсов по классификации PRMS. По состоянию на 31 декабря 2015 года условные ресурсы по категории  3C  составляют  13,9  млрд  баррелей  нефтяного эквивалента. Увеличение условных ресурсов на 1,9 млрд баррелей нефтяного эквивалента по сравнению  с  результатами  2014  года  произошло  за  счет успешных  геологоразведочных  работ  на  шельфе Балтийского моря, в Западной Сибири и Республике  Коми,  а  также  за  счет  перевода  части  объемов запасов в условные ресурсы. Объемы нефти и газа, классифицированные как условные ресурсы, будут переведены в запасы по мере приближения сроков их  ввода  в  разработку,  выполнения  программы по увеличению объемов утилизации газа, а также проведения   опытно-промышленных   работ,   внедрения  новых  высокоэффективных  технологий  по рентабельному  вовлечению  в  разработку  трудноизвлекаемых запасов.

 

По  объемам  доказанных  запасов  углеводородов  «ЛУКОЙЛ»  продолжает  оставаться  одним  из лидеров среди российских и международных компаний.

 

Отметим, что компания «Роснефть» намерена в 2016 году начать разработку 4 новых месторождений нефти в Тюменском регионе.

 

Об  этом  сообщила  директор  департамента  недропользования   и   экологии   Тюменской   области Ж.Злобина.  В  свою  очередь  разработкой  еще  одного  месторождения  займется  «Сургутнефтегаз». У   «Сургутнефтегаза»   на   юге   Тюменской   области есть  12  лицензионных  участков  недр,  на  которых разведано   7   месторождений   с   извлекаемыми запасами  нефти  более  40  млн  тонн.  В  2015  году компания  начала  разработку  Южно-Нюрымского месторождения,  ввод  эксплуатацию  которого  намечен на 2016 год.  Стимулировать нефтегазодобычу предполагается с помощью налоговых льгот для компаний,  добывающих  нефть  горизонтальными скважинами.

 

По  данным  издания  Neftegaz.ru,  после  поглощения ТНК-ВР «Роснефть» получила Уватскую группу месторождений, где ТНК-ВР до этого проделала большую работу, консолидировав ранее непривлекательные активы Увата стоимостью около 30 млн рублей. Были объединены участки недр площадью 18,3  тыс.кв.км  с  разведанными  запасами  около 46  млн  тонн.  В  конце  2013  года  глава  «Роснефти»  Игорь Сечин и губернатор Тюменской области Владимир  Якушев  подписали  долгосрочное  соглашение о сотрудничестве, и в мае 2015 года начата добыча нефти на Протозановском месторождении.  В августе 2015 года начато бурение эксплуатационных скважин на Южно-Гавриковском месторождении и месторождении им. Малыка.

 

Трубопроводы шагают по стране

 

По   данным   компании   «Транснефть»,   в   магистральный    нефтепровод    «Восточная    Сибирь –  Тихий  океан»  в  2015  году  поставлено  почти  50 млн  тонн  нефти,  из  которых  половина  –  с  место-рождений  Иркутской  области  и  Якутии.  На  очереди  –  запланированное  на  осень  текущего  года заполнение трубопровода «Куюмба – Тайшет», по которому  в  ВСТО  будет  поступать  нефть  с  севера Красноярского  края.  Будет  продолжена  работа  по увеличению  мощности  ВСТО  путем  строительства трех насосно-перегонных станций, которые увеличат производительность восточной магистрали до 70 млн тонн. При увеличении пропускной способности системы особое внимание уделяется импортозамещению.

 

Объемы будут расти

 

Отметим,   что   изначально   при   эксплуатации первой  очереди  ВСТО  годовой  объем  нефти  из Восточной  Сибири  и  Якутии  не  превышал  10  млн тонн. По итогам 2015 года объемы были увеличены до 24,6 млн тонн, всего, начиная с 2009 года, в нефтепровод поставлено около 100 млн, а с учетом месторождений Центральной и Западной Сибири – уже более 200 млн тонн.

 

По словам заместителя гендиректора по строительству ООО «Транснефть – Восток» Сергея Бобра, в 2016 году в эксплуатацию будет пущен нефтепровод  «Куюмба  –  Тайшет».  Строительно-монтажные работы  на  нем  полностью  завершены,  проведена диагностика.  «Согласно  плану,  в  третьем  квартале   должно   начаться   заполнение   трубопровода нефтью», – отметил Сергей Бобр. Нефть в ВСТО будет  поставляться  с  месторождений  Красноярского края.

 

Сотни километров, миллионы тонн

 

Протяженность системы «Куюмба – Тайшет» 700 км, проектная мощность – 15 млн тонн в год. На начальном этапе, согласно новому постановлению правительства РФ, производительность нефтепровода будет составлять 8,6 млн. Второй этап предусматривает проектирование и строительство дополнительных объектов для увеличения пропускной способности до проектной. Завершение работ запланировано на четвертый квартал 2023 года. Объем сдачи нефти в нефтепровод по актуализированным заявкам нефтяных компаний составляют: в 2017 году – 660 тыс. тонн, в 2018 году – 1,07 млн тонн, в 2019 году – 4,1 млн тонн.

 

Насосы в помощь

 

В  конце  прошлого  года  ООО  «Транснефть  – Восток»  начало  строительство  трех  новых  НПС на   территории   Иркутской   области.   Станции, сдача  которых  намечена  на  2017  год,  увеличат мощность  ВСТО  до  70  млн  тонн  нефти  в  год. Сейчас трубопроводная система способна перекачивать  58  млн  тонн.  На  2018  год  запланировано начало строительства еще трех станций. С их  вводом  в  эксплуатацию,  ориентировочно  к 2020 году, ВСТО выйдет на проектную мощность –  80  млн  тонн.  Всего  в  системе  будет  работать 21 НПС.

 

В   плане   работы   по   увеличению   производительности  замена  рабочих  колес  магистральных насосных агрегатов, оснащение производственных объектов  оборудованием  для  защиты  системы  от повышенного  давления.  Предусмотрена  установка  автоматизированных  программно-технических комплексов для контроля и управления насосными агрегатами станции, возведение резервуаров аварийного сброса нефти, установка предохранительных  устройств  и  специальных  станций  для  проведения откачки в случаях необходимости снижения уровня давления.

 

Параллельно с процессом введением в эксплуатацию  новых  НПС  осуществляется  модернизация действующих.   Модернизация   объектов   ведется как  в  рамках  инвестиционной  программы  пред-приятия,  так  и  по  программе  технического  перевооружения  и  реконструкции.  В  прошлом  году  на эти цели в Иркутской, Амурской областях и Якутии было  направлено  почти  5  млрд  рублей,  на  проведение  капитального  ремонта  существующих  объектов – более 270 млн руб.

 

Кроме того, в 2016 году продолжатся и работы по увеличению производительности нефтепровода «Сковородино – Мохэ», по которому нефть из ВСТО идет напрямую в Китай. С 2014 года ведется дооснащение автоматизированными системами и трубопроводной  арматурой  производственных  объектов. В рамках этой работы на приемо-сдаточном пункте  «Джалинда»  установлена  четвертая  измерительная  линия  системы  измерения  количества и  качества  нефти  (СИКН).  Продолжаются  работы по  монтажу  резервуара  объемом  50  тыс.куб.м  на НПС-21  «Сковородино».  Во  втором  квартале  2016 года  начнется  строительство  двух  резервуаров  по 50 тыс.куб.м каждый на ГНПС-1 «Тайшет».

 

Путь на импортозамещение

 

Во исполнение Плана мероприятий по импортозамещению  в  ТЭК,  утвержденного  распоряжением правительства  Российской  Федерации  от  3  ноября 2014 года, министерство промышленности и торговли РФ назначило ОАО «АК «Транснефть» модератором экспертной  группы  Научно-технического  совета  по развитию  нефтегазового  оборудования  по  направлению  «Технологии  и  оборудование,  используемые для  транспортировки  нефти».  В  состав  экспертной группы вошли ОАО «Газпром», ОАО «Газпром нефть», ОАО «Роснефть», ОАО «НК «Башнефть», ПАО «Лукойл», ОАО «Татнефть», ОАО «Сургутнефтегаз».

 

По  словам  вице-президента  ОАО  «АК  «Транснефть»     Павла     Ревель-Муроза,     по     результатам   принятых   решений   на   втором   заседании Минпромторгом   России   совместно   с   Минэнерго России,  нефтегазовыми  компаниями  и  предприятиями  определены  58  ключевых  дорожных  карт импортозамещения для топливно-энергетического комплекса.

 

В  состав  58  ключевых  дорожных  карт  по  направлению  «Технологии  и  оборудование,  используемые для транспортировки нефти» вошли девять дорожных  карт  по  ОАО  «АК  «Транснефть».  Работы в  рамках  указанных  дорожных  карт  проводятся согласно  графику.  Так,  по  магистральным  и  подпорным насосным агрегатам работы завершены в декабре 2015 года, по системам учета количества и качества перекачиваемой нефти и нефтепродуктов – в сентябре 2015 года. Ряд проектов будет завершен в декабре 2016 года.

 

Испытания покажут

 

Как сообщили в пресс-службе компании, на АО «ТОМЗЭЛ»    (дочернее  общество  АО  «Транснефть  – Центральная  Сибирь»)  создали    два  опытных  образца электроприводов. Работы выполнены в рамках реализации программы импортозамещения.

 

Электроприводы     ЭППВ     прямоходно-вращательные  разработаны  специализированным  конструкторским бюро АО «Транснефть – Центральная Сибирь». Новые электроприводы будут применяться  на  установках  системы  измерений  количества и  параметров  качества  нефти,  эксплуатируемых ОАО  «АК  «Транснефть»  в  составе  трубо-поршневой установки  для  управления  четырехходовым  краном  российского  производства  диаметром  от  200 до 650 мм.

 

Уникальность   данного   оборудования   заключается  в  совмещении  двух  действий  на  выходном звене: подъема-опускания и поворота.

 

Заместитель главного инженера АО «ТОМЗЭЛ» Сергей  Тарабыкин  отметил,  что    разработанное оборудование   обеспечивает   возможность   контролировать точность положения выходного звена, а также развиваемое усилие, как при движении  в  осевом  направлении,  так  и  при  вращении. Контрольные  функции  при  этом  возложены    на блок  электронного  управления  производства  АО «ТОМЗЭЛ».  В  настоящее  время  проводятся  испытания  двух опытных образцов электроприводов. Испытывается  ЭППВ-1  (для  управления  краном диаметром  200-250  мм)  массой  360  кг,  мощностью   электродвигателя   4   кВт   и   развиваемым осевым усилием до 14000 кг. Кроме того, испытание  проходит  ЭППВ-3  с  аналогичной  мощностью  электродвигателя, но имеющий больший вес (590 кг) и развитие осевого усилия (до 36000 кг), пред-назначенный для управления краном диаметром 500-600 мм.

 

Новое оборудование на 95% состоит из материалов и комплектующих российского производства. После проведения необходимых испытаний и получения разрешительной документации планируется приступить к их серийному производству, предполагаемый  срок  начала  выпуска  –  середина  2017 года.

 

А строит что?

 

Понятно, что строительство сложных инженерных   сооружений   невозможно   без   современной технической поддержки.

 

Так,  по  данным  ОАО  «УСК  МОСТ»,  при  строительстве  порта  Сабетта  для  проходки  горных  выработок  задействована  техника  таких  известных мировых  производителей,  как  Lovat,  Mitsui  Miike, Kawasaki, Saga Kogio, Sandvik, Tamrock, Voest-Alpine, Wirth,  Putzmeister,  Schoma.  В  компании  уверены, что  использование  современного высокопроизводительного  оборудования  обеспечивает  высокие темпы проходки независимо от инженерно-геологических условий.

 

Плавучая стройка

 

При строительстве Сaбетты на воде используется речной флот, состоящий из речных толкачей, плавкранов, барж-площадок грузоподъемностью до 2000 тонн, самоподъемных буровых платформ.

 

Для  устройства  фундаментов  глубокого  заложения  применяются  буровые  установки  мировых  лидеров  Bauer,  Junttan,  Kato,  Soilmec.  На площадке    работают    передвижные    бетонные заводы  Tecwill  Oy,  Compactors,  в  свою  очередь подача   бетона   производится   бетононасосами Putzmeister,   Schwing,   применяются   установки для набрызг-бетонирования Normet.  Раствор доставляют миксеры емкостью 6 и 8 куб.м на базе автомашин Isuzu, Hino, укладка осуществляется с помощью  бетоноукладчиков  Gomaco  и  оборудования  Dinopac  и  Jacon,  используются  камнедробилки Hartl.

 

Подъем и перемещение грузов осуществляются автомобильными,   гусеничными,   железнодорожными и башенными кранами грузоподъемностью от 25 до 180 тонн Grove, Kato, Hitachi,  Sennebogen, Sumitomo, Potain. Для выполнения земляных работ используются   самосвалы   Kehworth,   Isuzu,   MAN, экскаваторы Kato, Hitachi, JCB, погрузчики Komatsu, Caterpillar,    Daewoo,    JCB,    бульдозеры    Komatsu, Caterpillar  и  отечественные  Т-15,  Т-35.  Перевозки негабаритных и тяжеловесных грузов (вплоть до 90 тонн) осуществляются на тралах Nooteboom, Scania, тягачами Scania, MAN, Iveco, Freightliner и Isuzu.

 

Только факты

 

По данным RPI – российской компании, которая специализирующаяся  на  предоставлении  информационных и консультационных услуг по вопросам развития     топливно-энергетического     комплекса стран бывшего СССР и Восточной Европы, рынок бурения сегодня является ключевой движущей силой нефтесервисного рынка РФ. На бурение приходится около  30%  (в  денежном  выражении)  от  общего объема  рынка  нефтепромыслового  сервиса.  Вместе с буровым сервисом (включая сопровождение горизонтального  бурения)  и  другими  сервисами, которые применяются при строительстве скважин, эта доля достигает 50%.

 

2015   год   стал   знаковым   и   поворотным   для рынка  эксплуатационного  бурения  в  РФ.  Падение годовых объемов проходки на 4% в 2014 году было компенсировано в 2015 году ростом на 10%. В этот же период, с 2013 по 2015 годы, объем проходки в горизонтальном  бурении  вырос  на  70%.  Таким  об-разом,  горизонтальное  бурение  сформировалось в  качестве  основного  драйвера  роста  для  рынка бурения, а также всего комплекса связанных с ним услуг.

 

Горизонтальное  бурение  в  последние  3  года показало значительный рост, достигнув в 2015 году уровня  7,4  млн.  метров  (для  сравнения,  уровень 2010 года – 1,8 млн.), что составило треть от всего объема эксплуатационного бурения.

 

Что всех ждет

 

При этом прогноз по горизонтальному бурению показывает замедление в 2016-2020 годах темпов роста  по  проходке,  в  том  числе  ввиду  переноса сроков ввода в разработку целого ряда новых месторождений, и достижение к 2020 году доли около 42%  от  всего  объема  эксплуатационного  бурения. Денежный  объем  рынка  в  этом  сегменте  будет расти опережающими темпами за счет увеличения средней  длины  горизонтальных  стволов  и  более широкого   применения   тех

Похожие записи

Оставить комментарий