Бентонит Wissenschafts- und Produktionsgesellschaft
Тел: +7 (495) 626 51 49
ул. Тверская, 12, стр.1
e-mail: info@bentonit.ru
О компании Статьи ...
СТАТЬИ
русангл.

Промышленное внедрение бентонитового порошка производства НПК «Бентонит» на площадях ОАО «Сибнефть ННГ»

«Бурение и нефть» № 6, 2004 г.

Нефтегазовая промышленность России является основным потребителем бентонитовых глинопорошков, применяющихся как дисперсная основа для приготовления водных буровых растворов различных составов, глиноцементных, гельцементных паст для борьбы с поглощениями бурового раствора, приготовления облегченных глиноцементных растворов. Экономически и технологически оправдано использование бентонитовых глинопорошков с большим выходом раствора из тонны бентонита — основного показателя качества (сортности) глинопорошка (1-3).

Для бурения применяются бентонитовые глинопорошки, выпускаемые различными отечественными предприятиями. ОАО «НПО «Буровая техника» провело исследование проб бентонитовых глинопорошков, выпускаемых ОАО «Бентонит Урала», ЗАО «Керамзит» (Серпухов), НПК «Бентонит» (Москва).

НПК «Бентонит» производит четыре вида бентопорошков марок ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ, отвечающих требованиям ГОСТ 25795-83 и ТУ 39-01470001-105-93 «Глинопорошки для буровых растворов», характеристика которых приведена в таблице 1.


Таблица 1
Основные показатели Марка
ПБМА ПБМБ ПБМВ ПБМГ

Выход глинистого раствора вязкостью 20мПа*с, м3/т не менее

20,0 16,0 12,0 8,0

Массовая доля влаги, % не более

10 10 10 10

Содержание свободной соды,

2-3 2-3 2-3 2-3

Ситовой анализ: остаток на ситах, % не более:
№ сита 05
№ сита 0071


отсут.
5,0

отсут.
5,0

отсут.
5,0

отсут.
5,0

Для производства бентопорошков марок ПБМВ и ПБМГ бентонитовая глина модифицируется кальцинированной содой. Бентопорошки марок ПБМА и ПБМБ модифицируются кальцинированной содой и при необходимости полимерами (2).

В таблицах 2, 3, 4 приведены результаты сравнительных исследований образцов бентопорошков производства НПК «Бентонит» (образцы № 1, 2) и серпуховского ЗАО «Керамзит» (образец № 3).


Таблица 2. Результаты исследований бентопорошков НПК «Бентонит» и Серпуховского ЗАО «Керамзит»
Основные показатели Образец № 1НПК «Бентонит» Образец № 2НПК «Бентонит» Образец № 3 ЗАО «Керамзит»
(Серпухов)

Внешний вид

Мелкодисперс-
ный порошок светло-серого цвета

Мелкодисперсный порошок светло-серого цвета

Темно-серый порошок со светлыми включениями

Плотность, г/см3

2,248 2,325 2,287

Удельная поверхность, см2

1048,3 2592 929,7

Содержание свободной соды, г/100г глинопорошка

1,58 1,02 2,21


Таблица 3. Результаты определения выхода глинистого раствора (проводилось по ОСТ 39-203-07-86)
Параметры Образец № 1НПК «Бентонит» Образец № 2НПК «Бентонит» Образец № 3ЗАО «Керамзит» (Серпухов)

Вязкость, с

25 25 25

Плотность, г/см3

1,035 1,042 1,05

рН

10,2 9,79 10,6

Динамическое напряжение сдвига, дПа

38 26 29

СНС 1/10, дПа

24/27 20/30 27/34

Фильтрация, см3/ЗО минут

20,0 18,0 18,5

Толщина корки, мм

1,5 1,5 2,0

Содержание песка, %

<0,5 <0,5 <0,5

Выход, м3/тн

18 (марка ПБМБ) 15 (марка ПБМВ) 12,6 (марка ПБМВ)


Таблица 4. Параметры 10% суспензий, приготовленных затворением в горячей воде исследуемых образцов бентопорошков с последующим набуханием в течении 16 ч.
Параметры Образец № 1НПК «Бентонит» Образец № 2НПК «Бентонит» Образец № 3 ЗАО «Керамзит» (Серпухов)

Вязкость, с

Не текучая Не текучая 34

Плотность, г/см3

1,065 1,07 1,07

рH

10,24 9,789 10,59

Пластическая вязкость, мПа*с

24 29 6

Эффективная вязкость, мПа*с

60 69 20

Динамическое напряжение сдвига, дПа

111 80 28

CHC1/10, дПа

82/87 75/97 29/36

фильтрация, см3/ЗО минут

7,5 6,5 14,5

Толщина корки, мм

2,0 2,0 2,0

Содержание песка, %

<0,5 <0,5 <0,5

МВТ, кг/м3

80,56 73,95 47

С, об.%

3,67 3,3 2,18

Фильтрат, Мг/л:Са++Сl-

11,774,3 11,773,95 17,5659,16

Сравнительные исследования образцов бентопорошков показали, что выход глинистого раствора из образца №1 составил 18м3/т, образца №2 — 15м3/т, что по сравнению с выходом раствора из образца №3 выше на 42,8%. По параметрам глинистых растворов в соответствии с ОСТ 39-203-07-86 исследованные бентопорошки (образцы №2, 3) НПК «Бентонит» относятся к высококоллоидным бентопорошкам марки ПБМБ и ПМБВ. Бентопорошок (образец №3) Серпуховского производства ЗАО «Керамзит» относится к марке ПБМВ, но по сравнению с образцом №2 бентопорошка НПК «Бентонит» аналогичной марки имеет показатель коллоидности глинистого раствора и технологические параметры, значительно уступающие бентонитовым суспензиям бентопорошка производства НПК «Бентонит».

Бентонитовые глинопорошки, изготовливаемые на предприятиях НПК «Бентонит», по своим технологическим параметрам полностью отвечают ТУ 39-01470001-105-93 «Глинопорошки для буровых растворов» и нашли широкое применение в практике приготовления полимербентонитовых буровых растворов в различных регионах бурения Западной Сибири. На базе бентонитового глинопорошка, выпускаемого НПК «Бентонит», были разработаны составы ингибированных растворов на основе полимерсиликата натрия и полимерных стабилизаторов Камцел-3, Сайпан, Камцел ПАЦ (К-ПАЦ), результаты которых приводятся в таблице 5 и 6, из которых следует, что на основе бентонитового глинопорошка НПК «Бентонит» возможно получение полимерглинистых буровых растворов с требуемыми технологическими параметрами для промывки скважин в глинисто-песчанном комплексе пород. Из таблиц 5, 6 следует также, что водные растворы исследуемого бентонита позволяют получить суспензии плотностью 1,03-1,04 г/см3, вязкостью 35-40 сек., СНС1/10 = 95,7/133,4 дПа; PV = 9,2 мПа*с, AV = 18,6 мПа*с, YP = 89,2 дПа; толщина фильтрационной корки — 2 мм, липкость — 8,50, рН = 9,3-9,8, что свидетельствует о высокой коллоидности и диспергируемости бентопорошка в водной среде. Для получения аналогичной бентонитовой суспензии на базе производства бентонита ЗАО «Керамзит» необходима добавка в водную фазу 6% глинопорошка, что вдвое больше, чем бентопорошка производства НПК «Бентонит».


Таблица 5. Состав и технологические параметры полимерингибированного бурового раствора на основе бентопорошка, выпускаемого НПК «Бентонит»

Бентонит, %

3 3 3 3

К-100, %

0,3 0,5

Камцел-3, %,

0,1 0,1 0,1

Сайпан, %

0,1 0,1 0,1

Плотность, г/см3

1,03 1,03 1,03 1,03

УВ 100, сек.

9 17 6,5 5,5

Ф, см3/30 мин.

13,77 6,12 5,95 5,1

СНС1/10, дПа

95,7/133,4 89,9/95,7 0/6,8 0/0

Реология PV, мПа*с

9,2 23 7,44 11,04

Реология AV, мПа*с

18,6 33,02 19,53 14,88

Реология YP, дПа

89,2 93,46 44,6 35,68

Корка, мм

2 <0,5 <0,5 <0,5

Л°, град

8,5 8,5 6,5 5,5

pH

9,3 8,8 9,0 9,0


Таблица 6

Бентонит, %

3 3 3 3 3 3 (После термопрогрева 90°С в течение 6 часов)

К-100, %

0,3 0,3 0,3 0,3 0,3

К-ПАЦ, %

0,2 0,3 0,5 0,5

Плотность, г/см3

1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04

УВ 100, сек

8 5 6,5 7 10 12,5

Ф, см3/30 мин.

8,5 7,99 4,85 4,59 4,08 4,3

СНС1/10, ДПа

116/171,1 8,7/31,9 1,6/10,8 1,2/6,8 2,8/8 2/7,2

Реология PV, мПа*с

9,2 10,12 13,8 16,56 19,32 19,32

Реология AV, мПа*с

19,53 13,48 19,53 22,32 28,36 27,9

Реология YP, дПа

97,92 31,22 53,52 53,52 84,74 80,29

Корка, мм

2 <0,5 <0,5 <0,5 <0,5 <0,5

Л°, град

6,5 15 9 8,5 6,5 7,5

рН

9,8 9,9 9,9 9,8 9,7 9,6

Лабораторные испытания бентопорошка производства НПК «Бентонит» показали, что его средний расход на приготовление бентонитовых суспензий составляет 30 кг на м3 бурового раствора, тогда как серпуховского бентопорошка требуется в два раза больше — 60 кг на м3. Суспензии на его основе достаточно хорошо стабилизируются полимерными реагентами карбоксиметилцеллюлозного типа (Камцел-3, К-ПАЦ) и акрилатного типа (Сайпан и др.). Для получения требуемых технологических параметров фильтрации и реологических параметров достаточно добавки реагентов стабилизаторов и понизителей фильтрации в пределах 0,1-0,2% к объему исходного бурового раствора. В качестве ингибирующей добавки для полимерглинистой системы бурового раствора используется полимерсиликат натрия — реагент К-100 в количестве 0,3-0,5%.

В таблицах 7, 8 приводятся результаты лабораторных испытаний бентопорошка производства НПК «Бентонит» стабилизированного Камцелом-1000-3В и Сайпаном.


Таблица 7. Лабораторные испытания бентонитовых суспензий из бентопорошка производства НПК «Бентонит», стабилизированных высоковязкой полианионной карбоксиметилцеллюлозой (К-100-3В) и акрилатным реагентом (Сайпан)

Бентонит, %

3

3

3

3

3

3

3

3

К-100, %

0,2

0,3

0,5

0,2

0,2

0,3

0,5

К-1000-3В, %

0,2

0,2

0,2

Сайпан, %

0,2

0,2

0,2

0,2

Плотность, г/см3

1,04

1,04

1,04

1,04

1,04

1,04

1,04

1,04

УВ 100, сек.

8

6

5

5

10

11,5

9

7,5

Ф, см3/30 мин.

8,5

7,3

7,99

7,99

4,08

3,91

4,2

3,9

CHC1/10, дПа

116/171,1

34,8/63,8

8,7/31,9

0/0

11,6/14,5

3,6/8

0,8/2

0/0,8

Реология PV, мПа*с

9,2

10,12

10,12

9,2

54,28

23,00

18,4

16,56

Реология AV, мПа*с

19,53

15,34

13,48

10,64

41,85

30,69

26,51

23,72

Реология YP, дПа

97,92

40,14

31,22

13,38

54,5

71,36

75,82

66,9

Корка, мм

2

<0,5

<0,5

<0,5

<0,5

<0,5

<0,5

<0,5

Л°, град

6,5

9

15

11

12

12,5

5,5

5,5

pH

9,6

9,9

9,9

9,9

9,8

9,7

9,8

9,8



Таблица 7 (продолжение). После термопрогрева 90° в течение 6 часов

Бентонит, %

3

3

3

К-100, %

0,2

0,3

0,5

К-1000-3В, %

0,2

0,2

0,2

Сайпан, %

0,2

0,2

0,2

Плотность, г/см3

1,04

1,04

4

УВ 100, сек.

10

8

7,5

Ф, см3/30 мин.

3,74

3,4

3,9

CHC1/10, дПа

1,6/2,8

1,2/2,4

0,8/1,2

Реология PV, мПа*с

23,92

16,56

16,56

Реология AV, мПа*с

27,9

22,78

21,85

Реология YP, дПа

35,68

57,98

49,06

Корка, мм

<0,5

<0,5

<0,5

Л°, град

7,5

6,5

5,5

Релиология после статического выдерживания раствора в течение 30 мин.

PV=20,24мПа*с

AV=25,37мПа*с

YP=49,06дПа

Релиология после статического выдерживания раствора в течение 60 мин.

PV=19,32мПа*с

AV=25мПа*с

YP=53,52дПа



Таблица 8

Бентонит, %

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

К-100, %

0,3

0,3

0,3

0,5

0,5

0,5

0,5

0,8

1,5

К-1000-3В, %

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

Сайпан, %

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

Шлам, %

 

 

5

15

 

15

20

25

25

25

Плотность, г/см3

1,04

1,04

1,04

1,04

1,04

1,04

1,16

1,16

1,16

УВ 100, сек.

8

8

10

29

7,5

14

кап

23

15

Ф, см3/30 мин.

8,5

3,4

3,7

3,23

3,9

3,4

2,9

3,4

CHC1/10, дПа

116/171,1

1,2/2,4

3,6/6,8

49,3/92,8

0,8/1,2

23,2/40,6

23,2/66,7

95/165,3

2/2,8

Реология PV, мПа*с

9,2

16,56

17,48

28,52

16,56

31,28

36,8

40,5

Реология AV, мПа*с

19,53

22,78

27,93

44,16

21,85

40,45

61,38

49,8

Реология YP, ДПа

97,92

57,98

75,82

147,18

49,06

84,74

231,1

84,5

Корка, мм

2

<0,5

<0,5

<0,5

<0,5

<0,5

<0,5

<0,5

Л°, град

6,5

6,5

7

7,5

5,5

7,5

7

9,5

9,8

9,5

9,3

9,3

9,5

9,2

8,6

9,3

Из таблиц следует, что на основе бентонитового глинопорошка НПК «Бентонит» возможно получение полимерглинистых ингибированных буровых растворов с требуемыми технологическими параметрами для промывки наклонно-направленных скважин при бурении в глинисто-песчаном комплексе пород. Добавки 0,2% Камцел-1000-3В и 0,2% полиакрилатного реагента Сайпан обеспечивают необходимые технологические параметры бурового раствора и фильтрационный показатель на уровне 3-4 см3 за 30 минут. Полученный полимерглинистый ингибированный раствор на основе полимерсиликата натрия выдерживает до 15-25% обогащения глинистым шламом, сохраняя рабочие характеристики бурового раствора.

В таблице 9 приводятся параметры бурового раствора, приготовленного на основе бентопорошка НПК «Бентонит» при проводке наклонно-направленной скважины № 242 куста № 12 Спорышевского месторождения ООО «Сервисная Буровая Компания», ОАО «Сибнефть ННГ» при бурении из под кондуктора в интервале 791-2825 м. Полимерный ингибированный раствор обрабатывался реагентами Камцел-3 в количестве 0,2%, Kem-PasULV-0,15%. В качестве ингибирующей добавки использовался полимерсиликат натрия (К-100) в количестве 0,8% к объему обрабатываемого раствора. Скважина № 242 куста № 12 была пробурена до проектной глубины без осложнений с номинальным стволом в глинисто-песчаном комплексе пород (4).


Таблица 9. Сводная таблица параметров контрольных проб бурового раствора по скважине № 242 куста № 12 Спорышевского месторождения
Проба № 1 2 3 4 5 6 7

Глубина, м

791

840

1030

1250

1525

1760

2000

Плотность до перем.

1,08

1,099

1,13

1,14

1,11

1,14

1,15

С. газа до перем., %

1

1

0,5

4,5

3

1,5

0,5

Плотность после перем.

1,05

1,04

1,06

1,07

1,07

1,12

1,12

С. газа после пер., %

10

2,5

6

8,5

7,5

6,5

4

Вязкость, сек.

20

19

21

29

18

29

25

Фильтрация, см3/30 мин.

10

8,5

7

6,5

7

8

7

рН

9,44

9,72

9,7

9,4

9,05

8,7

8,8

Корка, мм

1

1

1

1,5

1,5

1

1

Липкость, град

12

5

6

11

10

9

7

СНС 1, дПа

2

0

0

30

0

47

7

СНС 10, дПа

12

0

3

65

0

66

29

PV, мПА*с

4,50

5,50

7,00

13,00

6,00

10,50

11,50

AV, мПа*с

6

6,5

9

19

7

19

15

YР, дПа

7,5

6

13,5

30

6

52,5

22,5

ОС

1,66

1,09

1,93

2,31

1

5

1,95

МВТ, % об.

1,98

2,15

2,97

3,3

2,475

3,3

2,64



Таблица 9 (продолжение)
Проба № 8 9 10 11 12 13 14

Глубина, м

2070

2359

2418

2533

2600

2736

2825

Плотность до перем.

1,17

1,2

1,17

1,22

1,13

1,12

1,12

С. газа до перем., %

1

3

1

0,5

0,5

0,5

0,5

Плотность после перем.

1,11

1,17

1,16

1,21

1,13

1,12

1,12

С. газа после пер., %

6,5

3

1

0,5

0,5

0,5

0,5

Вязкость, сек.

36

22

20

27

20

22

23

Фильтрация, см3/30 мин.

7,5

7

6,5

7

6

5

5

рН

8,5

8,9

8,8

8,9

8,8

8,8

8,7

Корка, мм

1

1

1

1

1

0,8

0,8

Липкость, град

7

8

8

9

7

8

s

СНС 1, дПа

42

0

0

6

2

3

4

СНС 10, дПа

49

0

0

18

4

6

8

PV, мПА*с

15,00

11,00

9,50

12,00

10,00

7,50

10,00

AV, мПа*с

22

12,5

11

16,5

12

10

15

YР, дПа

32

9

7,5

27

7,5

15

30

ОС

2,13

0,82

0,79

2,25

0,75

2

3

МВТ, % об.

2,805

3,96

3,96

4,62

3,05

2,9

2,8

В таблице 10 приводятся данные внедрения бентонитового глинопорошка производства НПК «Бентонит» на месторождениях ООО «Сервисная Буровая Компания» ОАО «Сибнефть ННГ» в 2002 г. Из нее следует, что было внедрено 952,9 т бентопорошка ПБМБ на 52 скважинах пяти месторождений. Средний расход бентопорошка по указанным месторождениям составил 18,32 т на скважину.


Таблица 10
№ п/п Наименование месторождения № кустов скважин Кол-во скважин Кол-во внедренного ПБМБ, тн Средний расход ПБМБ на скважину, тн

1

Сугмутское

107, 53Б, 3, 53, 71, 9, 16, 33, 15, 72, 6, 23, 13 26 559,6 21,5

2

Романовское

3,4 5 98,8 19,76

3

Спорышевское

11, 23, 2А, 28, 46, 4А 17 279,1 16,40

4

Ярайнерское

28 3 41,6 13,86

5

Средне-Итурское

16 1 26,2 26,2

ИТОГО

52 952,9 18,32

В таблицах 11, 12, 13 приведены данные внедрения бентонитового порошка ПБМБ (2003 г.) на площадяхООО «Сервисная Буровая Компания», ОАО «Сибнефть ННГ» по ЭГЭБ-1 и ЭРЭБ-2. Из таблиц следует, что география внедрения бентопорошка ПБМБ (2003 г.) значительно расширилась. Внедрение было проведено на 116 скважинах в количестве 2998,1 т. Средний расход количества бентопорошка ПБМБ (2003 г.) составил 25,84 т. на скважину. Расход бентонитового глинопорошка производства серпуховского ЗАО «Керамзит» в этом же регионе равен 60 т на скважину.


Таблица 11. Объемы внедрения бентонитового порошка марки ПБМБ на площадях бурения ЭГЭБ-1 ООО «Сервисная Буровая Компания»
Месторождение № куста Кол-во скважин Количество ПБМБ, тн Среднийрасход, тн/скв.

Сугмутское

81, 74, 70, 11, 2ВЗ, 3, 1, 73, 79, 76, 4, 808 1, 84, 60, 85, 111 52 1227,27 23,60

Меретояхинское

9 4 104,40 26,10

Спорышевское

4-а, 2-а, 28, 4-а, 2-б, 23 11 156,10 14,19

Романовское

15 5 137,7 27,54

Еты-Пуровское

2, 1, 3 5 131,7 26,34

Ярайнер

16 1 40,0 40,0

Новогоднее

125, 83 2 141,0 70,5

ИТОГО

32 80 1938,17 24,22


Таблица 12. Объемы внедрения бентонитового порошка марки ПБМБ на площадях бурения ЭРЭБ-2 ООО «Сервисная Буровая Компания»
Месторождение № куста Кол-во скважин Количество ПБМБ, тн Средний расход, тн/скв.

Ярайнерское

15, 30, 28 10 152,84 15,28

Крайнее

105, 111, 112 7 154,10 22,01

Еынгапур

Разведка 213, 211 10 412,50 41,25

Средне Итурское

61, 15 2 50,6 25,30

Западно Крапивенское

7, 5 2 18,2 9,10

Новогоднее

126 2 83,5 41,75

Спорышевское

54 1 20,0 20,0

Еты-Пуровское

1 2 168,26 84,13

ИТОГО

15 36 1060 29,4


Таблица 13. Количество внедренного бентопорошка марки ПБМБ на площадях бурения ООО «Сервисная Буровая Компания»
ЭГЭБ-1 ЭРЭБ-2 Всего
Кол-во скважин Кол-во ПБМБ, тн Кол-во скважин Кол-во ПБМБ, тн Кол-во скважин Кол-во ПБМБ, тн

Бентонитовый порошок ПБМБ

80

1938,17

36

1060

116

2998,17

Средний расход, тн/скв.

25,84

Опыт внедрения бентонитового глинопорошка марки ПБМБ производства НПК «Бентонит» на площадях бурения ОАО «Сибнефть ННГ» в 2002-2003 г.г показал, что он является наиболее качественным российским бентопорошком для приготовления буровых растворов. Его использование на разбуриваемых месторождениях ОАО «Сибнефть ННГ» позволило в 2, 3 раза сократить расход бентопорошка на приготовление буровых растворов, в 2 раза сократить транспортные расходы по поставкам бентопорошка потребителям и на объекты бурения. За счет высокой коллоидальности и диспергируемости в водной среде бентопорошка НПК «Бентонит», его совместимости с химической обработкой полимерными реагентами отечественного и импортного производства удалось повысить качество параметров промывочной жидкости, сократить на 20-30% расход полимерных реагентов на химическую обработку буровых растворов, улучшить технологию промывки наклонно-направленных кустовых скважин.

Кроме Ноябрьского региона бурения, потенциальными потребителями бентонитового глинопорошка являются ОАО «Сургутнефтегаз», «Тюменская нефтяная компания», ОАО «Пурнефтегаз», ОАО «Юганскнефтегаз», ОАО «Новосибирскнефтегаз», ОАО «Уренгойнефтегаз» и многие другие предприятия.

НПК «Бентонит» и ОАО «НПО «Буровая техника» продолжают работы над совершенствованием качества бентонитовых порошков с выходом бурового раствора более 20 м3/тн. Разрабатываются модификации специальных бентонитовых порошков для добавок в глинистоцементные системы растворов для крепления скважин. По заявкам потребителя могут быть изготовлены и поставлены специальные композиционные составы для приготовления буровых растворов заданного качества.

А. Ветюгов, Л. Воеводин, НПК «Бентонит»,
И. Гриневский, Р. Рахматуллин, В. Михеев, С. Радченко, ОАО «НПО «Буровая техника»

Литература

1. Грим Р. Минералогия глин (Перевод с англ.), Москва.:Изд-во иностр. литерат.) 1959 г.
2. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов, М.:Недра, 1972 г.
3. Роджерс В.Ф. Промывочные жидкости для бурения нефтяных скважин (Перевод с англ.), Москва.: Гостоптехиздат, 1960 г.
4. Лищук В. Ю., Акодис М. М., Горичко В.В., Давыдова И.Н., Гриневский И. Н., Михеев В. Л., Рахматуллин Р.К., Грошев В. Ф., Аллагулов Р. А. Ингибированный полимер-глинистый буровой раствор на основе К-100 для бурения в песчано-глинистом комплексе горных пород. Специализированный журнал «Бурение »& Нефть», февраль, 2003 г., с. 20

Версия для печати