Способы и оборудование для обвязки устья при испытании скважин испытателями пластов
ЛЕКЦИЯ 10 Компоновки испытательного оборудования. Способы и оборудование для обвязки устья при испытании скважин испытателями пластов. Устьевые головки. Конструкции. Принцип работы. Варианты обвязки устья при испытании скважин. Самостоятельная обвязка. Обвязка через манифольды превентора. Выбор схемы обвязки. [Карнаухов М.Л. Справочник по испытанию скважин. М.: ЦентрЛитНефтеГаз,2008.]
Компоновки испытательного оборудования
Тип узлов испытательного оборудования и последовательность их спуска в скважину определяются:
- видом выбранного комплекта,
- сложностью объекта, подлежащего испытанию,
- выбранной технологией в соответствии с режимами испытания.
Иногда, например, при проведении испытания в колонне, часть узлов может быть вообще исключена из компоновки, такие как ясс, безопасный замок, левый переводник, так как маловероятно возникновение прихвата инструмента. Не всегда следует устанавливать специальный штуцерный узел, а достаточно ввинтить штуцерную насадку в испытатель пластов, когда заранее известно, что испытываемый объект не обладает высокими продуктивными характеристиками. В других случаях, наоборот, потребуется установка дополнительных узлов, например многоцикловой приставки, если необходимо испытать объект в несколько циклов, а нефтеразведочное предприятие располагает только оборудованием КИИ. Конкретные геолого-технические условия каждый раз требуют индивидуального подхода при выборе той или иной технологии проведения работ и соответственно той или другой компоновки узлов испытательного оборудования.
|
|
|
В компоновках испытательного оборудования (рис. VII.1) можно выделить следующие основные звенья:
I - звено опоры испытательного оборудования может быть выполнено в виде хвостовика с фильтром 1 и без фильтра 3, упирающегося в забой скважины, либо в виде якорного устройства с фильтром 2 и без фильтра 4 для опоры на стенки скважины или колонны;
II - звено изоляции пласта от воздействия гидростатического давления промывочной жидкости в скважине: а - отдельно устанавливаемый пакер, изолирующий пласт от скважинной промывочной жидкости только сверху; б – система двух пакеров с распределителем давления, также предназначенная для изоляции пласта сверху; применяется в случае, если планируемый перепад давления на пакер оказывается выше допустимого; в - система двух пакеров, между которыми устанавливается фильтр, предназначенная для селективного испытания объекта; г - то же, что и в, но с уравнительным устройством;
III - звено основных узлов испытательного оборудования, служащее для регулирования процессом исследования: установка пакера, пуск скважины в работу, переключение режимов испытания, включение циркуляции промывочной жидкости, отбор и герметизация забойных проб, освобождение прихваченного инструмента, а также в случае необходимости разъединение прихваченной части оборудования от основных узлов для извлечения последних из скважины; компоновка этого звена зависит от выбранной технологии испытания и наличия того или другого оборудования на базе.
|
|
|
На рис. VII.1 показаны типовые схемы компоновок, которые могут быть получены при различных сочетаниях звеньев I, II и III.
В типовых компоновках приведено максимальное число узлов, которое может быть включено в сборку в соответствии с комплектностью изготовления оборудования. При облегченных условиях испытания часть узлов может быть исключена из компоновки.
В звено основных узлов испытательного оборудования входят:
КЦ - циркуляционный клапан, который во всех без исключения компоновках устанавливается сверху;
БТ - бурильные трубы (одна или две свечи), устанавливаются между циркуляционным клапаном и расположенными ниже соединенными между собой узлами комплекта, за исключением случая, когда необходимо открыть КЦ механическим путем - вращением ЗПК, снабженного выдвигаемым штоком, тогда циркуляционный клапан соединяется непосредственно с ЗПК;
|
|
|
М - переводник для установки прибора (манометра), располагается над системой клапанов, переключающих режимы испытания, выше штуцера (если последний включен в компоновку); он служит для регистрации давления в бурильных трубах в течение всего процесса испытания, по данным которого затем легко восстановить объем поступившего флюида и возможные пропуски жидкости в бурильных трубах при спуско-подъемных операциях и во время испытания;
Ш - штуцерный узел, входит в компоновки оборудования МИГ-146, МИГ-127 и МИГ-80; он может быть включен также в КИИ2М-146;
ЗК - запорно-поворотный клапан, используется во всех компоновках КИИ, а в компоновках оборудования МИГ и МИК — в тех случаях, когда в них не включаются устройства для раздельного вращения труб и раздвижные механизмы. В компоновке с оборудованием КИИ-2М-146 вместо запорно-поворотного клапана ЗП2-146 может применяться запорно-поворотный клапан многоциклового действия ЗПКМ2-146 или многоцикловая приставка МП-146 для осуществления операции в несколько циклов;
М - второй переводник для установки приборов (манометра) располагают между запорным клапаном и испытателем пластов для фиксирования трубного давления при спуске испытательного оборудования в скважину, притока и восстановления давления во время испытания и межклапанного давления во время подъема оборудования на поверхность;
|
|
|
ПМ - муфта подшипниковая, устанавливается над испытателем пластов в оборудовании МИК-95; она служит для раздельного вращения бурильных труб;
ИП - испытатель пластов, входит во все компоновки испытательного оборудования;
УРВ - устройство для раздельного вращения бурильных труб, располагается непосредственно под многоцикловыми испытателями пластов диаметрами 146, 127 и 80 мм; они выполняют функции как узла,
Рис. VII.1. Типовые схемы компоновок испытательного оборудования
обеспечивающего возможность вращения колонны труб во время проведения исследования, так и узла, обеспечивающего свободный ход испытателя пластов при движении инструмента вверх для закрытия скважины и записи кривой восстановления давления; в компоновку МИК-95 вместо УРВ включается компенсатор, служащий только для обеспечения свободного хода испытателя пластов;
ПР - пробоотборник, устанавливается ниже УРВ в многоцикловом испытательном оборудовании диаметрами 146, 127 и 80 мм; при работе без УРВ пробоотборник располагается в самом низу сборки под безопасным замком (МИГ-146, МИГ-127); в многоцикловом оборудовании диаметром 95 ммпробоотборник устанавливают непосредственно под испытателем пластов выше компенсатора, так как он приводится в действие механическим путем при сжатии испытателя, подвижный шток которого открывает клапаны пробоотборной камеры;
М - третий переводник для установки приборов, располагается под испытателем выше ясса (или пробоотборника, если последний установлен в сборке); он служит для регистрации давления при спуско-подъемных операциях и во время испытания в полости под испытателем пластов, что дает информацию о работоспособности расположенных ниже узлов, их забивке; при дефиците манометров третий манометр обычно исключается из компоновки;
ЯГ - ясс гидравлический, используется во всех комплектах испытательного оборудования;
БЗ - безопасный замок, устанавливают в оборудовании МИГ; его спускают без устройства для раздельного вращения, так как при наличии УРВ невозможно отвинтить инструмент в безопасном замке; БЗ может быть использован во всех компоновках оборудования КИИ.
Способы и оборудование для обвязки устья при испытании скважин испытателями пластов
Устьевое оборудование должно обеспечить выполнение следующих основных операций испытания: контроль на устье за интенсивностью проявления пласта и изменением уровня жидкости в затрубном пространстве, а также долив жидкости в кольцевое пространство; исследование скважины на различных режимах; вращение колонны бурильных труб и ее осевое перемещение без разборки устьевого манифольда; отвод поступающего флюида через выкидные линии на безопасное расстояние от буровой установки; прямую и обратную промывки скважины через циркуляционный клапан - возможность подключения к внутритрубному и затрубному пространствам цементировочного агрегата или бурового насоса.
Эти требования выполняются с помощью оборудования, включающего две основные части: устьевую головку и манифольд.
На практике используют специально разработанные для испытания скважин устьевые головки: вертлюжную головку Севкавнипинефти [3]; трубную головку с противовыбросовым клапаном и упрощенную контрольную головку-вертлюг Волгограднипинефти [14].
В особых случаях в качестве устьевого оборудования, подсоединяемого к верхней трубе бурильных труб, используют непосредственно вертлюг, обычно применяемый при бурении скважины.
Часто при отсутствии специальных вертлюжных головок используют цементировочные головки, при этом для вращения бурильной колонны при смене режимов испытания приходится закрывать краны высокого давления на головке и отсоединять гибкий манифольд, что создает большие неудобства в работе.
Устьевые головки
Вертлюжная головка (рис. VП.2) состоит из корпуса 5, включающего пробковый кран 6 для сообщения или разобщения устьевого манифольда и трубного пространства, и металлический шар 7, удерживаемый в гнезде пробкой 8, который при необходимости срабатывается внутрь бурильных труб; ствола 2 с надетой на него крестовиной 3 и упорного подшипника 4. Верхняя часть ствола герметизируется заглушкой 1, вместо которой при необходимости можно установить манометр.
Рис. VII.2. Головка вертлюжная
К крестовине при обвязке устья подсоединяется устьевой манифольд. Упорный подшипник позволяет вращать корпус со стволом при неподвижной крестовине с подсоединенным к ней манифольдом.
Бурильную колонну с вертлюжной головкой вращают с помощью клиньев: бурильную колонну приподнимают с частичным снятием нагрузки с забойных механизмов, вставляют в ротор клинья и полностью разгружают на них инструмент, а затем его медленно проворачивают на необходимое число оборотов для закрытия или открытия запорно-поворотного клапана.
Вертлюжная головка рассчитана на работу с избыточным давлением 35 МПа.
Техническая характеристика вертлюжной головки приведена ниже.
Наружный диаметр, мм........................................ 146
Допустимая растягивающая нагрузка, кН..... 1500
Диаметр проходного отверстия, мм............. 60
Максимальное давление, МПа.......................... 35
Максимальная температура, °С....................... 150
Масса, кг............................................................ 150
Размер присоединительной резьбы.............. З-121
Устьевая трубная головка с противовыбросовым клапаном ТПГ (рис VII.3) состоит из нижнего переводника 1, корпуса 2, верхнего переводника5, к которому присоединяется поворотное колено 8 с шарикоподшипниковым замком 6, имеющим уплотнение 7. Быстросъемное соединение 11 служит для подключения выкидной линии к ТПГ. В нижний переводник встроен поворотный механизм 10 для удержания и в случае необходимости сбрасывания штанги или шара в целях открытия циркуляционного клапана.
Рис. VII.3. Устьевая трубная Рис. VII.4. Контрольная головка-вертлюг
головка с противовыбросовым клапаном ТПГ
В корпусе ТПГ расположены противовыбросовый клапан 4 с зубчатой передачей 3 для перемещения его вручную. При перемещении клапана закрываются промывочные окна А. Имеется также стопорное устройство 9 для фиксирования клапана в положении «открыто».
В процессе испытания ТПГ находится в положении "открыто". Во время прорыва в выкидной линии, противовыбросовый клапан автоматически перекрывает проходной канал головки. При наличии давления в бурильных трубах ТПГ открывают давлением жидкости, которое создают с помощью цементировочных агрегатов, а при отсутствии давления - вручную вращением рукоятки зубчатой передачи.
ТПГ рассчитана на работу с избыточным давлением 50 МПа и может быть использована при испытании скважин с выпуском флюида через колонну бурильных труб на поверхность.
Техническая характеристика трубной головки приведена ниже.
Наружный диаметр головки, мм..................... 146
Высота, мм ........................................................ 500
Допустимая нагрузка на растяжение при ко-
эффициенте запаса прочности 1,3, кН............. 1400
Внутреннее давление, МПа............................. 50
Внутреннее проходное сечение, мм............... 30
Масса, кг........................................................... 12
Контрольная головка-вертлюг (рис. VП.4) представляет собой переводник 1, соединенный с аварийным краном высокого давления 2, который закрывают только в аварийных случаях. Переводник 1 устанавливается на подвесной патрубок, изготовляемый из УБТ, который подсоединяется к верхней трубе колонны бурильных труб. Аварийный клапан через шарнирный угольник 4 с быстросъемными соединениями 3 на концах связан с патрубком 5. К патрубку 5 крепится замерная крестовина 6, имеющая два отвода с кранами высокого давления 7 для показывающего манометра 5 и отбора проб пластового флюида в процессе испытания. Ниже крестовины расположен аварийный кран высокого давления с соединительными переводниками 3.
Контрольную головку-вертлюг изготовляют на базе узлов гидравлической обвязки цементировочных агрегатов ЦА-500.
Головка-вертлюг обеспечивает контроль за интенсивностью притока, установку на устье скважины манометра, кранов для отбора проб, счетчиков дебитомеров, позволяет осуществлять проворот инструмента при закрытии запорно-поворотного клапана, проворот и расхаживание инструмента в аварийных ситуациях без отсоединения манифольда, подсоединение цементировочных агрегатов.
Варианты обвязки устья
Существуют два варианта обвязки устьевых головок при испытании: самостоятельная обвязка и обвязка через манифольды превенторов.
Самостоятельная обвязка используется при испытаниях в неглубоких скважинах с хорошо изученным разрезом, где не ожидаются интенсивное проявление и высокое давление на устье. Такие способы обвязки устьевой головки также применяют при планировании непродолжительных во времени испытаний разведочных скважин (в том числе и глубоких скважин), когда допускают поступление небольшого объема пластовой жидкости только в нижнюю часть бурильной колонны объемом не более 1-2 м3. При этом об интенсивности поступления пластовой жидкости на поверхности судят по характеру вытеснения через устьевую обвязку предварительно залитой в трубы жидкости.
В тех же случаях, когда планируется работа с выпуском пластовой жидкости через бурильные трубы на поверхность, обязательно необходимо производить обвязку устьевой головки с использованием превенторного манифольда. Особенно это касается операций, когда испытываются газовые или газоконденсатные пласты.
При самостоятельной обвязке устьевой головки 1 выходные каналы крестовины подсоединяются с помощью быстросъемных соединений, шарнирных колен и трубок высокого давления 6 к штуцерной батарее и цементировочному агрегату ЦА (рис. VII.5, а).
От штуцерной батареи прокладывается самостоятельная выкидная линия 12 длиной не менее 50 м в подветренную сторону от буровой. В конце линии необходимо предусмотреть установку замерных емкостей 13.
К одному из отводов тройника подсоединен манифольд, связанный с цементировочным агрегатом, к другому - секция пробоотборника 8 с показательным манометром и вентилем для взятия пробы жидкости или газа.
Штуцерная батарея состоит из двух линий, которые могут поочередно включаться в работу по мере необходимости. В каждой линии устанавливается штуцерная камера, которая через краны высокого давления с помощью патрубков и накидных гаек подсоединяется к манифольду, идущему от устьевой головки, и к выкидной линии. В штуцерные камеры ввинчивают штуцера диаметром 6 и 8 мм.
Приведенная схема обвязки устьевой головки может применяться, если условия операции дают возможность проводить исследование продолжительностью не менее 1 ч. В тех же случаях, когда условия испытания не позволяют проводить длительное исследование или при целевом проведении работы, например, испытании цементных мостов и обсадных колонн на герметичность, можно использовать упрощенную обвязку устьевой головки, состоящую из одной штуцерной линии (см. рис. VII.5, б).
Устьевая головка и гибкий металлический манифольд после сборки опрессовываются на полуторакратное давление по сравнению с ожидаемым давлением на устье. В процессе проведения испытания замеряют дебит при различных диаметрах штуцера и изменение давления на устье скважины, а через вентиль пробоотборной камеры периодически отбирают пробы жидкости и газа.
В рассмотренных схемах отвод поступающей жидкости при притоке и нагнетание жидкости цементировочным агрегатом для создания давления, необходимого для открытия циркуляционного клапана после завершения испытания, производятся через манифольд, не связанный с превенторной обвязкой. Обратная циркуляция после открытия отверстий циркуляционного клапана осуществляется заливкой в кольцевое пространство скважинной промывочной жидкости, которая за счет большой плотности замещает залитый и поступивший флюид в трубах до полного вытеснения.
Рис. VII.5. Схема самостоятельной обвязки устья при исследовании скважины продолжительностью:
а - >60 мин; б - <60 мин. 1 - устьевая головка; 2 - элеватор; 3 - контрольный отвод; 4 - стол ротора; 5 - превенторы; 6 - линия, составленная из быстросъемных соединений, шарнирных колен и трубок высокого давления; 7 - тройник; 8 - секция пробоотборника; 9 - краны высокого давления; 10- штуцерная камера; 11 - цементировочный агрегат; 12 - выкидная линия; 13 - замерная емкость; 14 – амбар
Обвязка устья через ведущую трубу. Если в процессе вскрытия испытываемого интервала не наблюдалось никаких нефтегазопроявлений и по аналогии с соседними скважинами их не ожидается при испытании, обвязку устья скважины можно производить посредством квадратной штанги (рис. VП.6).
При испытании через ведущую трубу весь глинистый раствор должен быть удален из шланга и стояка, и, кроме того, шланг должен быть продут сжатым воздухом для удаления глинистого раствора из соединительного колена стояка в верхней его части.
В этом случае перекрывается пусковая задвижка от манифольда к стояку, и стояк соединяется с выкидными линиями превенторов или обвязывается самостоятельным выкидом. На конце выкидной линии устанавливается замерное устройство.
Колонна для переключения позиций запорного клапана вращаются ротором, как и при бурении, с помощью квадратных клиньев.
Приведенная схема обвязки устья имеет следующие недостатки: не обеспечивает должного уровня противоаварийной безопасности при испытании пластов с давлением, превышающим допустимое для вертлюга и шланга, затрудняет контроль интенсивности притока жидкости, особенно при слабом притоке, которая, прежде чем поступить к выкидной линии, должна пройти через разветвленную обвязку буровой установки, отсутствуют профилактические мероприятия по предупреждению гидратообразования в бурильных трубах в процессе испытания.
Обвязка устьевой головки через превнторный манифольд позволяет проводить продолжительные испытания с отработкой пластовым флюидом на устье. На рис. VП.7 приведена типовая схема обвязки устья скважины через линии превенторного манифольда. В ней гибкий трубопровод, состоящий из шарниров-угольников и труб высокого давления, соединяет устьевую головку с жестко закрепленными линиями превенторного манифольда. При этом гибкий трубопровод к одной из отводных линий превентора может быть подсоединен как непосредственно к свободной задвижке, связанной с крестовиной на отводной линии, так и с помощью дополнительного трубопровода, выведенного из-под буровой и заканчивающегося быстросъемным соединением, которое закрыто заглушкой в процессе бурения.
Пластовый флюид через гибкий трубопровод и вспомогательную линию отводится на безопасное расстояние от скважины, где через замерную емкость сбрасывается в амбар. Контроль за выходом воздуха, характеризующего интенсивность притока, при заполнении труб жидкостью не до устья можно производить с помощью контрольного отвода, подсоединенного через второй кран высокого давления непосредственно на устьевой головке. Можно также контролировать приток жидкости по выходу воздуха в конце выкидной линии, если по каким-либо причинам это трудно сделать с помощью контрольного отвода на устье (например, из-за затруднений при открытии и закрытии крана высокого давления, который может быть расположен очень высоко над устьем).
Цементировочный агрегат для выполнения операций открытия циркуляционного клапана и обратной промывки подключается через боковой отвод линии превентора.
Рис. VП.6. Схема обвязки устья через ведущую трубу:
1 - вертлюг; 2 - ведущая труба; 3 - квадратные клинья; 4 - стол ротора; 5 - превенторы; 6 - стояк; 7 - краны высокого давления; 8 - тройник; 9 - цементировочный агрегат; 10, 11 - выкидные линии; 12 - амбар
Иногда при испытании по приведенной схеме не совсем удобно следить за интенсивностью вытеснения жидкости из бурильных труб по данным поступления ее в конце сбросовой линии с одновременным замером давления на устье скважины. В этих случаях используют схему обвязки с параллельным подключением гибкого трубопровода к жесткому превенторному манифольду и отдельно к близко расположенному к буровой цементировочному агрегату. Тогда можно одновременно регистрировать изменение устьевого давления и объемы поступления жидкости во времени путем отбора вытесняемой жидкости в замерные емкости цементировочных агрегатов. При этом по мере заполнения емкости агрегата жидкость из нее через специально проведенную сбросовую линию или через линии превенторного отвода сбрасывается в амбар.
По мере вытеснения залитого флюида и появления на поверхности признаков нефти или газа, если не предусмотрена отработка на устье пластовым флюидом, испытание прекращают, закрывают запорно-поворотный клапан для записи кривой восстановления давления и, если технически возможно, то в процессе закрытого периода испытания открывают циркуляционный клапан и замещают залитую и поступившую в бурильные трубы жидкость скважинным глинистым раствором. Если же забойные клапаны не позволяют «срезать» шпильку циркуляционного клапана из-за нарушения процесса записи кривой восстановления давления, то обратную циркуляцию следует осуществлять после записи кривой восстановления давления.
Однако последнее не всегда осуществимо, так как поступивший или выделившийся из нефти газ продолжает поступать на устье и «выбрасывать» раствор из труб, что затрудняет контроль за надежностью закрытия скважины. Кроме того, создается опасность значительного опорожнения бурильных труб и возможность смятия их, если перепад давления окажется выше допустимого.
Рис. VII.7. Схема обвязки устья через превенторный манифольд:
1 - быстросъемное соединение; 2 - линия глушения; 3 - быстросъемный штуцер; 4 - манометр; 5 - превентор; 6 - стол ротора; 7 - элеватор;8 - устьевая головка; 9 - линия быстросъемных соединений; 10 - тройник; 11 - амбар; 12 - краны высокого давления; 13 - крестовина; 14 - регулируемый штуцер; 15— выкидная линия; 16 - сепаратор; 17 - линия выхода газа на поверхность; 18 - замерная емкость; А - направление к отстойной камере и в желоба
Поэтому обычно при больших отборах пластовой жидкости сразу же после завершения второго периода испытания при работе с оборудованием МИГ приходится срывать пакер, открывать циркуляционный клапан и обратной циркуляцией сразу же замещать поступивший в трубы флюид.
При планировании испытаний с отработкой пластовым флюидом на устье необходимо предусмотреть монтаж на сбросовой линии трапной установки для выделения газа из поступающей смеси, отвод его на безопасное расстояние и сжигание.
Приведенная схема испытания с отработкой пластовым флюидом на поверхности по существу позволяет осваивать скважину в процессе се бурения, т. е. производить временное заканчивание скважины. Поэтому и поверхностное оборудование может быть использовано тоже, что и при освоении законченных бурением скважин.
Кроме рассмотренных применяется также схема жесткой обвязки устья с использованием в качестве устьевой головки вертлюга ВШ-14-160 (рис.VII.8) [16].
В данной схеме для перекрытия скважины на верхнюю трубу бурильной колонны устанавливают шаровой кран. Линия от вертлюга до отвода превенторной. обвязки собирается из четырех шарнирных элементов и трех труб длиной 3 — 4 м, диаметром 73 — 89 мм и с толщиной стенки 7 — 9мм. Шарнирные элементы и трубы манифольда соединяются между собой с помощью фланцев со стальными уплотнительными кольцами. Используемые шарнирные элементы берут из обвязки цементировочных агрегатов ЦА-320, Азинмаш-30 и т. д. Вместо быстросъемных соединений навинчивается фланец, для обеспечения герметичности которого на резьбу наносится смазка ЦС-1 или эпоксидная смола.
Вертлюг, шаровой кран и верхняя бурильная труба компонуются в виде отдельной сборки на мостках.
Рис. VII.8. Схема жесткой обвязки устья:
1 - задвижка; 2 - тройник; 3 - кованый угольник; 4 - шарнирный элемент; 5 - вертлюг; 6 - шаровой кран;
7 - трубка высокого давления; 8 - превенторы; 9 - ротор; 10 - стояк
Жесткий манифольд собирается отдельно, после чего крепится к вертлюгу. Эта компоновка опрессовывается на полуторакратное ожидаемое давление на устье, поднимается на талевой системе и соединяется с колонной бурильных труб.
Данная схема обвязки устья рекомендуется для испытания газовых и газоконденсатных скважин с отработкой на устье. Для предупреждения возможного гидратообразования бурильные трубы заполняются буровым раствором хлористого кальция из расчета создаваемой депрессии на пласт.
Приведенные схемы компоновки устья скважины наземным оборудованием и обвязки устьевой головки трубопроводами наиболее часто применяются на практике.
При выборе тех или иных схем устьевого оборудования за исходные принимаются ожидаемые устьевые давления и величины планируемых отборов жидкости.
В ряде случаев определяющим при выборе устьевых обвязок является наземное расположение буровой, ее подсобных помещений, типы отводных линий: превенторов, а также рельеф местности, окружающей скважину.
Приведенные варианты устьевой обвязки скважины рекомендуются в качестве исходных при планировании испытаний и могут изменяться в соответствии с учетом конкретных геолого-технических условий проводки скважины и наземного расположения оборудования.
Дата добавления: 2018-04-04; просмотров: 1457; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!