МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ТЕХНОЛОГИЯ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНЫ! ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН

РД 39-1-1190-84

1985

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ НРОМШШЕННОСГИ

УТВЕРЖДАВ

Первый заместитель министра нефтяной промышленности В.И.Игрввский 7 декабря 1984 г.

РУКОВОД»! ДОКУМЕНТ

ТЕШШШ ПР0ШСЛ0В0-ШШЗИЖЯЖ ИСОЩОВАШЙ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕШИТЕ СКВАЖИН

РД 39-I-II90-84

НАСТОЗДИй ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН Всесоюзным научно-исследовательским институтом нефтепромысловой геофизики

Директор    И.Г.Жувагин

Ответственные исполнители:

Зам. директора

Зав. отделом контроля разработки Зав. группой

Соисполнитель

Начальник партии Сургутского У1ШП я КРС    А.И.Парфею)а

ШГЛАСОВАЮ

Начальник Управления по развитию технз технологии и организации добычи нефти я газа

изоляционные работы проведены успешно, герметичность закаленного пространства восстановлена и обводненность продукция снизилась до 14# при том же дебите жидкости.

3.2.Оценка состояния забоя скважины

Глубина забоя определяется комплексом гаша-каро-тажа (Ш и локатора муфт (ЛИ). Если ранее муфты обсадной колонны уже были привязаны к развезу, то достаточно замера ДМ.

При оценке технического состояния скважины необходимо учитывать, что для определения зако-лонной циркуляции вниз от интервала перфорации забой должен находиться на 10 ы ниже перфорации в добывающих и на 20 м - в нагнетательных скважинах. Наличие и граница осадка на забое определяется гамма-плотномером •

Герметичность забоя оценивает расходомером или термометром по наличие потока жидкости в стволе скважины ниже интервала перфорации, сопоставляя замеры в остановленной и работающей скважине. 3 последнем случае на негерметичность забоя указывает расхождение между двумя термограшами, и чем больше это расхождение, тем выше скорость восходящего потока в колонна ниже интервала перфорации.

3.3.    Выделение интервалов перфорации обсадной колонны

Лдя определения интервалов перфорации и контроля за состоянием колонны в этих интервалах применяются локатор муфт, акустический телевизор CAT, индукционный дефектоскоп ДСИ, аппаратура контроля перфорации АКП.

Локатор муфт позволяет выделить границы интервала перфорации колонны при использовании бескорпусных перфораторов типа ШСС, ПР в 70% исследуемых скважин. Интервалы прострела корпусными перфораторами определяют по измерениям акустическим телевизором ж индукционным дефектоскопом. Кроме определения границ перфорации эти измерения позволяют выделить нарушения колонны (обрывы, вырывы, трещины, смятие, коррозию) и с высокой точностью оценить их линейные размеры (рис. 4). О деформации обсадной колонны при использовании бескорпусных перфораторов можно судить по замеру микрокаверномером (рис. 5).

Применение аппаратуры АКП в процессе проведения перфорационных работ позволяет определять границы интервалов перфорации независимо от типа применяемого перфоратора. Аппаратура включает канал ГК, IM, локатор магнитных меток и намагничивающее устройство. Первый замер проводится перед перфорацией, совмещается с шаблонированием колонны, записываются диаграммы ГК, ЛИ, производится намагничивание колонны в предполагаемом интервале перфорации и замер локатором намагничивания при скорости перемещения прибора 500 - 600 ы/ч. Совместно с перфоратором комплекси-руется локатор намагничивания, который сразу после простраха по размагничиванию колонны позволяет определить границы перфорации и привязать их к разрезу (ряс. 6). Аппаратура успешно может применяться для контроля при дострелах и лерестреяах в пределах старых интервалов перфорации, интервалы размагничивания колонны будут соответствовать границам новых интервалов перфорации.

3.4,    Контроль за установкой глубинного оборудования

Основные задачи заключаются в определении глубины установки различных пакерующих устройств ж реперов на обсадной колон-

11

не и НЕТ, муфты гидроперфораторов, спуска НКГ. Наиболее универсальными являются методы рассеянного гамма-излучения (ГТК), которые позволяют определиеь интервалы установки оборудования с одновременной привязкой его к разрезу скважины.

Метод ГТК по уплотнению цементного камня выделяет интервалы установки па-кер-фильтра. Например, в скв. 1927 (рис. 7,а) паквр установлен неправильно, ниже водонефтяного контакта, поэтому после гидропескоструйной перфорации содержание воды в продукции на глубине 1601 м сразу составило 8QS6.

В скв. 1570 (рис. 7,6) по ITR четко выделяется глубина спуска НКГ, репера и пакера, установленных на НКГ для изоляции затрубного пространства при закачке гиге ана в заводненный пласт. Подобные задачи могут решаться и методами нейтронного каротажа.

3.5. Определение мест прихвата труб

Измерения проводятся пркхватоопределителем (Ш). Ирл спуске прибора в скважину устанавливают магнитные метки на трубах н -тем же прибором производят второй замер с целы) определения положения магнитных ме-

ггм

муШ

Рис* 7. Кривые определения глубины спуска оборудо* ванад: —- - об—

садная колонна;--насосно-компрессорные трубы; ggg - пакер;

У7Ш - репер; ■■ - нефтеносные песчаника; (ЗЕИ - водоносные песчаники; * - интервал перфорации*

14

ток. К колонне труб прилагают механическое усилие (натяжение, вращение), которое не будет распространяться ниже интервала прихвата. На участках воздействия механической на^узки магнитные метки исчезают или их магнитное поле сильно ослабевает. При третьем замере кривые остаются неизменными ниже интервала прихвата, а вше, против магнитных меток, аномалии на кривой локатора муфт заметно уменьшаются. Дрихватоопределители позволяют выявить верхнюю границу прихвата бурового инструмента. Для выделения всего интервала прихвата труб может быть использован акустический цементомер. В интервале дрлхвата труб интенсивность волны по колонне будет значительно меньше, чем за его пределами.

3.6. Выделение уровня жидкости и интервала отложений парафина в межтрубном пространстве

Применяются метода нейтронного и гамма-гамма-каротажа. Скважинный прибор находится в НКТ. Уровень жидкости в межтрубном пространстве выделяется резким изменением регистрируемой интенсивности из-за различия контактирующих сред по содержанию водорода (нейтронные методы) и плотности (ГГК). При постоянном давлении в межтрубном пространстве раздел между газом и жидкостью четкий (рис. 8,а, скв. 305). Сопоставляя результаты радиометрии и замеры волномером, можно определить скорость распространения звуковой волны по межтрубному пространству данной скважины и в дальнейшем ограничиться измерениями волномером.

Если давление непостоянное, то в межтрубном пространстве образуется сложная газо-жидкостная смесь. Например, в скв. 339 (рис. 8, б ) уровень жидкости фиксируется на глубине 874 м (диаграмма показана сплошной линией), находящийся выше интервал мощностью 266 м представлен газо-жидкостной смесью, далее в интервале 440 - 5С8 м выделяется столб жидкости, межтрубное пространство над которым заполнено газом. При повторном замере после изменения режима работы скважины уровень переместился на глубину 978 м, и соответственно сместились все выделяемые границы .

Метода радиометрии позволяют выделять отложения парафина и смол в межтрубном пространстве. В скв. 5851 (см. рже. 8,в) уровень жидкости находится на глубине 1100 м, а в интервале 472-716 и наблюдается резкое снижение регистрируемой интенсивности. При понижении уровня жидкости на 30 м граница интервала с отрж-

15

Рис. 8. Определение по диаграммам радиометрии положения уровня жидкости в межтрубном пространстве; Fxl - жидкость; |5?П - газ; ПоП - газожидкостная смесь; 1евЦ, - парафин. Диаграммы, показанные сплошной линией и точками, отличаются по времен» после остановки глубинного насоса до начала измерений.

дательной аномалией ГГК не изменилась» т.е. рассматриваемая аномалия соответствует интервалу отложения парафина» который» судя по величине регистрируемой интенсивности, почти полностью перекрыл межтрубное пространство.

В скважинах, оборудованных штанговыми насосами, прибор перемещается непосредственно по межтрубному пространству к кроме рассмотренных методов уровень жидкости можно определить плотномером, термометром, влагомером, резистивиметром.

3.7. Определение интервалов негерметичности эксплуатационных колонн

3.7.1.    Негерметячность обсадной колонны в интервале о? забоя до подвески технологического оборудования может быть обнаружена с помощью термометра, локатора муфт к расходомера при исследовании в процессе работы скважины* В зависимости от производительности интервал негерметичности колонны выделяется по измерениям гидродинамическим (нижний порог чувствительности с пакером 5 м³/сут, без пакера 120 mVcjt) или термокодцуктивным расходомером (I м³/сут). По термометрии интервалу негерметичности соответствует аномалия, образующаяся за счет дроссельного эффекта и калориметрического смешивания восходящего потока с жидкостью, поступающей через нарушение в колонне.

3.7.2.    Определение мест негерметичности обсадной колонны в остановленной скважине проводят в интервале, не перекрытом насосно-компрессорными трубами, в процессе отбора или закачки

в скважину воды (воздуха). Обязательный комплекс включает измерения расходомером, термометром и локатором муфт. В скважинах с дебитом до 30 м³/сут необходимо отключить пласты, вскрытые перфорацией (перекрыть интервал перфорации песком, установить выше интервала перфорации цементный мост, пакер). Црк больших значениях дебита и высокой обводненности продукция производительность и соответственно приемистость интервала негерметичности будет достаточно высокой и поставленная задача часто может быть решена без отключения пластов. Скважину заполнить жидкостью, задавить 5 - 10 м³ и оценить величину приемистости. Устье герметизируют, и скважину выдерживают в течение 5 - 24 ч. Бели после задавки до начала исследований скважина простояла более 24 ч, то операция по задавке "тепловой" метки повторяется.

На спуске проводят контрольный замер термометром по всецу стволу скважины с целью обнаружения температурных аномалий*-

17

Масштаб регистрация по глубине I : 500, по температуре 0,1 °Qbu_% скорость регистрации Y = 2000/Т, где Т - тепловая инерционность датчика термометра. Запись проводят локатором муфт. В интервалах выявленных термоаяомалий повторяют запись термометром при подъеме прибора.

Докаливанию мест негерметичности обсадной колонны осуществляют в процессе закачки жидкости в скважину. Для этого перед началом закачки термометр устанавливают на 50 - 100 м выше предполагаемого интервала негерметичности и замеряют температуру. Начинают закачку жидкости с расходом 5-10 м³/ч и непрерывно контролируют изменение температуры в точке установки термометра. После понижения температуры на 0,5 - 1°С записывают термограммы в интервале, перекрывающем на 50 м предполагаемое место нарушения герметичности колонны. Масштаб регистрации по глубине I : 200, по температуре 0,1 °С/см; скорость записи V = 1200/Г.

Использование только термометрии для решения этой задачи недостаточно, поскольку интервал принимающего (отдающего) коллектора может быть ошибочно принят за место поступления воды в обсадную колонну. Комплексирование расходометрии и термометрии обеспечивает определение места нарушения колонны, источника поступления воды и интервала заколонной циркуляции, если перше два не совпадают по глубине. Включение в комплекс локатора муфт позволяет выделить случаи, когда причиной притока вода в колонну является негерметнчность резьбовых соединений.

Применение рассмотренной технологии показано на примерр выделения интервала негерметичности колонны в скв. 271 Западно-Сургутского месторождения (рис. 9). После остановки скважины термометром зарегистрирована первая диаграмма, из которой видно, что потенциальным источником притока вода в скважину является интервал 1300 - 1340 м. Два шследующие термограшш, зарегистрированные соответственно через I ч после снижения уровня жидкости в стволе при работе компрессора и через 6 ч после его отключения, подтверждают это заключение - границы интервала притока воды не изменились. В качестве индикатора скорости потока по стволу скважины применялся термокондуктивный дебитомер. Замеры проведены в период снижения уровня в стволе и при его восстановлении, т.е. при задавливании и изливе. На обоих режимах (поглощения и притока вода) место нарушения герметичности колонны выделяется на глубине 1319 м. Сопоставление результатов измере-

18

яий с данными локатора муфт показывает, что негерметичность колонны приурочена к муфтовому соединению* Герметичность колонны была восстановлена путем установки металлического пластыря.

3*7*3. При низкой приемистости скважины (30 м⁸/сут и менее) для выделения интервалов негерметичности колонны в обязательный комплекс входят термометр, локатор муфт и расходомер, но измерения проводятся при вызове притока путем возбуждения скважины компрессором или в процессе восстановления динамического уровня после отключения компрессора.

В качестве примера подобных исследований приводятся результаты измерений по скв. 1073 Солкинского месторождения. После извлечения оборудования и изоляции пластов, вскрытых перфорацией, сняли контрольную диаграмму термометром. В интервале исследования каких-либо температурных аномалий не отмечается (рис. 10). Возбудили скважину компрессором, и интервал притока вода выделили на глубине 1154 м по увеличению температуры за счет дроссельного эффекта. После отключения компрессора и прекращения притока из пласта место нарушения выделяется по характерному излому на термограмме.

19

Начальник Управления промысловой и полевой геофизики

Начальник Управления охраны труда»

военизированных частей и охраны предприятий    в. И. Хоботько

Начальник Управления по надзору

в нефтегазодобывающей и яефте-

газоперерабатывающей промышленности    Е. Н. .Емельянов

Начальник Технического управления    Ю.Н. Байдаков

учьо-исследозательский институт вен геофизики, 1Э55.

Рис. 10. Определение негерметичностж обсадной колонны при отборе жидкости из скважины компрессором: I - в простаивающей скважине £ - после вызова притока компрессором; 3 - через I ч после отключения ком™ прессора.

Измерения расхода проведены на протяжке при подъеме прибора к месту нарушения, выше которого уменьшается скорость перемещения глубинного прибора относительно жидкости в стволе, соответствует уменьшению скорости вращения турбжнкж.

3.7*4» Ори поиске негерметичностж в верхней части колонны (до 400 - 500 и от устья) применение компрессора связано с определенными техническими трудностями. Место ^герметичности выделяется по резиетнвиметру при закачке воды, отличной по электрическому сопротивлению от вода в скважине. Закачка контрастной жидкости проводится породами с последующими определениями местоположения ее уровня в стволе. Глубина» на которой положение уровня закачиваемой жидкости стабилизируется, будет соответствовать месту негерметичностж обсадной колонны. Аналогичным образом решается задача го термометрии в процессе поочередной закачки порций воды с контрастной температурой. В скв. 1343 Восточно-Суле-евской площади закачали воду, температура которой превышала температуру воды в колонне, негерметичность была выделена на глубине 420 м (рис. II).

3.7.5. При ремонте обсадных колонн стальными пластырями в качестве дополнительных методов рекомендуются скважинный акустический телевизор для определения линейных размеров и формы нарушения обсадной колонны, толщиномер для уточнения компоновки обсадной колонны и степени ее коррозии (рис. 12), скважинный индукционный дефектоскоп, миврокавердомер.

1.1.    Геофизические исследование проводятся с целью пош-шения производительности труда и эффективности капитального ремонта скважин за счвт использования информации о техническом состоянии скважины, контроля за технологическими операциями и качеством проводимнх работ.

1.2.    По заявке заказчика (Н1ЩУ, ТЕР, УШШ и КРС) исследования проводятся в скважинах всех категорий до ремонта, в период ремонтных работ, перечисленных в "Классификаторе ремонтных работ в скважинах и процессов повышения нефтеотдачи пластов" РД 39-I-I49-79 (М., 19791 и после их завершения. Наилуч-т& результаты могут быть получены при проведении измерений в работающей скважине до остановки ее для ремонта или в период ремонта при различных способах воздействия на исследуемый объект. Состав комплекса геофизических исследований в зависимости от категории скважины, условий проведения измерений и решаемых задач регламентируется настоящим руководством.

1.3.    Цри необходимости решения нескольких задач и соответственно проведения нескольких видов КРС в одной скважине перечень необходимых геофизических исследований ^представляет собой комбинацию ж комплексов, применение которых рекомендуется настоящим руководством для решения каждой из поставленных задач.

1.4.    Метода исследований, применение которых необходимо дая решения конкретных задач, подразделяются на основные и дополнительные. Эффективность и целесообразность применения дополнительных методов для каждого района должны быть установлены путем проведения специальных опытно-методических работ. Комплексы методов могут уточняться в зависимости от конкретных геолого-технических условий, наличия аппаратуры и особенностей разработки отдельных нефтяных месторождений, а также поставленных задач по взаимно согласованному плану между геофизической и промыслово-геологической службами.

1.5.    Промыслово-геофизические исследования в скважинах проводятся согласно заявке заказчика (приложение I). Порядок приема я выполнения заявок должен соответствовать "Основным условиям производства промыслово-геофазкчесk;ix и прострелочко-взрызных работ в нефтяных скважинах" РД 39-4-764-82 (Уфа, 19621

4

1. в. Готовность скважин к промыслово-геофизическим исследованиям согласно требованиям РД 39-4-273-79 и разделов 4 и 12 "Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности", а также настоящего документа оформляется актом (приложение 2).

За подготовку скважины и достоверность указанных в заявке сведений о техническом состоянии скважины, дебите жидкости, обводненности продукции отвечает заказчик.

1.7.    3 своем заключении геофизическое предприятие должно учитывать результаты ранее проведенных исследований (в том числе и не связанных с КРС), и в случае противоречия с данными предыдущих исследований необходимо указать _Афнчияы разногласия.

1.8.    Заключение выдается непосредственно на скважине после завершения исследований с целью определения глубины установки оборудования, НКТ, положения забоя, перфорации, динамического и статического уровней в скважине, интервала прихвата труб и привязки замеряемых параметров к разрезу.

По исследованиям, которые проводятся для определения интервалов негерметичяости колонны, заколояной циркуляции, заводняемого пласта, оценки герметичности забоя, распределения и состояния цементного камня за колонной, размеров нарушений колонны, заключение передается по оперативной связи в течение 24 ч после завершения измерений и через 48 ч представляется в письменном виде.

1.9.    Геофизические исследования, не предусмотренные настоящим РД (работы, связанные с применением пластоиспытателей на трубах, кислотные обработки, ТГХЗ, ТХО и др.), проводятся по специальному плацу, составленному подрядчиком ж заказчиком, в котором определяется необходимое оборудование, участие бригада КРС в процессе проведения исследований я комплекс измерений.

2.    способы провздаия пгошсшово-гаожитажга

ИССВДОЗАНИЙ В СКВАЖИНАХ

Геофизические исследования проводятся в следупцих категориях скважин.

2.1. добывающие, эксплуатирующиеся фонтанным жди газлифтным способом и нагнетательные

Измерения проводятся приборами, спущенными в интервал исследования через насосно-кошрессорнне трубы (НКТ), оборудованные воронкой (рис. I, а). На устье скважины устанавливается ра-

5

2.2.    Добывающие, эксплуатирующиеся электроцентробежнши насосами

При определении положения уровней жидкости в межтрубном пространстве или герметичности НКТ до приема насоса прибор опускается в НКТ и исследования проводятся по аналогии о фонтанными скважинами.

Измерения в действующих скважинах ниже подвески насоса проводятся следующим образом. В обсадной колонне ЗцН прижимается к стенке скважины специальным децентратором с герметизирующей пробкой. Останавливают скважину, поднимают пробку, спускают глубинный прибор по НКТ через децентратор и далее мимо насоса (рис. I,в). При этом на децентраторе устанавливают устройство, герметизирующее каротажный кабель. Запускают насос и проводят измерения. После завершения работ скважину останавливают, извлекают глубинный прибор и спускают герметизирующую пробку. Диаметр скважинных приборов не должен превышать 32 мм.

.второй способ позволяет выполнять исследования при любой кошоновке обсадной колонны и насоса, диаметр скважинного прибора лимитируется размером обсадной колонны. Прибор сразу располагается под насосом и спускается одновременно с ним. Для предотвращения повреждения кабеля при спуске на НКТ и насосе устанавливаются специальные децентраторы с проходным отверстием для каротажного кабеля и кабеля ЭЦН (рис. 1,г). Это обеспечивает беспрепятственное перемещение каротажного кабеля в процессе геофизических измерений, которые могут начинаться до запуска насоса и продолжаться в дальнейшем после вывода скважины на заданный режим. После завершения исследований производится подъем ЭЦН и скважинного прибора. Основная область применения способа - скважины, передаваемые в капитальный ремонт для проведения изоляционных работ в объекте разработки. Требования к оборудованию устья такие же, как при измерениях в фонтанных скважинах. Работы ведутся согласно "Руководству по технологии проведения промыслово-геофизических исследований в скважинах мехавизированного фонда (ЭДН, 2ЕГН) приборами большого диаметра*

РД 39-4-I2II-84 (Уфа, 1985).

2.3.    Добывающие, эксплуатирующиеся штанговыми насосами

Скважинные приборы диаметром до 32 мм спускают по серповидному зазору между НКТ и обсадной колонной (межтрубаое пространство) чэрез отверстие в планшайбе. Исследование и подготовка скважины проводятся в соответствии с "Руководством по технологии проведения промыаяово-геофизических исследований в сква-

7

жинах, эксплуатируемых скважинными штангогя-л ьяоосыл<и"

РД 39-4-274-79 (Уфа, I98QX Если приборы не щ ^цыт по *е:<?руб-ному пространству из-за большой кризизны ст^га (оол^е 30°),отложений парафина и с:.:ол, высокой вязкости нсс-ги, то к;-;о использовать описанную технологию, дреду с^атрцва:: лую средь зрительный спуск под насос крупногабаритного скважинного прибора.

2.4. Остановленные, простаивающие скважины

Зта группа объединяет контрольные, пьезометрические скважины, различные категории добывающих скважин к нагнетательные, из которых извлечено технологическое оборудование. Диаметр скважинных приборов определяется размером обсадной колонны. При спуске соответствующего технологического оборудования измерения могут проводиться малогабаритными приборами через НКТ в процессе возбуждения скважины компрессором или щ>и других способах воздействия на пласт.

3. КОНТРОЛЬ* ТЕХНИЧЕСКОГО СОСГГОЯНИЯ ДОКШАЩИХ СКЗАШН

Объектом геофизических измерений является ствол скважины выше объекта разработки. Исследования проводятся с целью выявления мест нарушения герметичности обсадкой колонны, определения уровней жидкости в межтрубном пространстве, состояния забоя скважины, положения перфорации, технологического оборудования, выделения интервала поступления вода к месту нарушения, интервалов закол о иных межпластовых перетоков, определения высоты подъема и состояния цемента за колонной, мест прихвата труб.

3.1. Контроль качества цементирования обсадных колонн

Исследования выполняются при наращивании цементного кольца за обсадной колонной, цементировании хвостовиков, летучек, до-полнительных цементных заливках после выявления межпластовых перетоков падкости ш газа, перехода на вкшележаьчне объекты, оценке состояния цементного камня в объекте разработки после длительного периода эксплуатации скважин.

Контроль качества цементирования осуществляют методами гамма-гамма и акустической цементометрин. Исследования проводят до и после изоляционных работ с последующим сопоставлением полученных результатов, которые отличается только изменением плотности вещества в затрубном пространстве,по методике,изложенной в "Руководстве по применению акустических и радиометрических методов контроля качества цементирования нефтяных и газовых скважин" (Уфа, 1978), Например, перзый замер дефектомером СГДТ- 2

8

в скв. 1196 Туймазлнского месторождения доказал, что выше глубины 530 и за обсадной колонной находится буровой раствор. Судя по второй цемент ограиые, ремонтные работы с целью подъема уровня цемента за колонной проведены качественно (рис. 2).

3 скв. I24I5 Западно-1е-ниногорской площад? Ро-машкинского месторождения перфорацией вскрыт пласт с подошвенной водой (рис.З После выхода из бурения качество изоляции заколон-ного пространства нике интервалов перфорации было хорошее. В процессе последующей эксплуатации обводненность продукции возросла до 95$ при дебите жидкости 130 MVcyi. Сопоставление полученной в этот период цементограммы с замером после бурения убедительно показывает,что нарушилась герметичность цемента за колонной во всем интервале пласта с подошвенной водой, что является причиной высокого содержания воды в продукции. Была проведена заданна цементного раствора через интервал перфорации для изоляции подошвенной вода. Ш> цементограмме,зарегистрированной после ремонтных работ, видно, чтс

Рис. 2. Результата оценки качества ремонтных работ аппаратурой ОДТ-2 ори подъеме уровни щменте

Мобеахшк шооо!