АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Согласно промысловым и лабораторным исследованиям первоначальное пластовое давление пласта Ю₁¹, в среднем, составляет 26.7 МПа. Давление насыщения – 80 мпа, начальная пластовая температура – 90.5^оС.

Залежь разрабатывалась без ППД до декабря текущего года, в целом по месторождению наблюдается падение пластового давления, связанное с отставанием ввода системы ППД и недостаточной активностью законтурной области, характеризуется наличием неактивного упруго-водонапорного режима. Связь с областями питания и законтурной зоной слабая.

Карта пластового давления на 01.01.2013г. изображена на рисунке 3.1. Замеры пластового давления по скважинам Колотушного месторождения показывают снижение пластового давления. Замеры, выполненные в 2003– 2012 гг. в скважинах №№ 262Р, 266Р, 276, 277, 278, составляют от 22 до 25 МПа, то есть ниже первоначального на 7 – 20%. Замеры были выполнены на скважинах, простаивающих в течение месяца и более перед замером, либо осуществлялись на скважинах, находящихся в бездействии, поэтому можно говорить о том, что замеры характеризуют восстановленное давление в пласте. Однако нужно учитывать, что большинство замеров определены пересчетом статического уровня, и определяются с погрешностью. В скважине № 276, находящейся в бездействии более 6 лет, в 2011 году выполнен замер пластового давления глубинным манометром, замеренное давление равно 22.4 МПа. В 2012 году выполнены определения пластового давления в трех пробуренных в 2012 году скважинах, замеры изменяются от 22.6 до 23 МПа, что ниже начального на 15%. Из-за низкой активности законтурной зоны для поддержания пластового давления под закачку были переведены 2 добывающие по проекту скважины,

расположенные вблизи северной границы залежи. Их влияние на энергетическое состояние залежи в настоящее время не определено, так как закачка начата в конце 2012 года, закачали 1.4 тыс.м³ воды, накопленная компенсация составляет 0.2%.

В целом, необходимо отметить, что замеры пластового давления нерегулярные и охватывают не весь фонд скважин, согласно рекомендациям должны проводиться раз в квартал на всех добывающих и раз в полгода на всех нагнетательных скважинах. Недостаточный объем замеров снижает точность оценки динамики пластового давления, в качестве рекомендации - необходимо увеличить охват и частоту замеров пластового давления.

На 01.01.2013 года отобрано 334.3 тыс.т нефти, отбор от НИЗ составляет 17.5%, месторождение находится на начальной стадии разработки при растущих годовых отборах нефти. Залежь не разбурена, эксплуатационное бурение начато в 2012 году, в связи с этим статистические методы не применимы. Состояние выработки запасов месторождения представлено в таблице 3.1

Таблица 3.1 – Характеристика выработки запасов

Контроль за разработкой промыслово-геофизическими методами на Колотушном месторождении осуществляется с 2001 года.

· термоэлектрическая дебитометрия и гидродинамическая расходометрия;

Гидродинамическая расходометрия (РГТ) и термоэлектрическая дебитометрия (СТД) проводятся с целью построения профилей притока (приемистости), определения общего дебита или расхода жидкости по пластам, выявления мест негерметичности обсадной колонны.

Термометрия применяется для определения изменений температуры в процессе разработки залежей, что позволяет оценить интервалы источников обводнения, затрубной циркуляции, негерметичности, подошвы работающих интервалов и мест нарушения в эксплуатационной колонне.

Плотнометрия, влагометрия и резистивиметрия проводятся с целью определения интервалов и источников обводнения добывающих скважин, исследования состава флюида по стволу скважины. По результатам исследований определяется граница раздела между флюидами по их плотности и проводимости.

Локация муфтовых соединений позволяет определить их глубину, интервалы перфорации и осуществить привязку материалов геофизических исследований скважин.

Радиоактивный каротаж проводится с целью привязки исследований, выделения радиогеохимических аномалий, определение текущего насыщения.

Акустический контроль цементирования используется для определения качества цементирования скважин, что позволяет выяснить причины затрубной циркуляции и негерметичности обсадной колонны.

Проводимый комплекс ПГИ позволяет решать следующие задачи:

· определять профили притока и приемистости;

· определять эксплуатационные характеристики объектов разработки;

· определять состав флюида по стволу скважины;

· выявлять места затрубной циркуляции и места негерметичности эксплуатационной колонны;

· определять техническое состояние скважины и местоположение интервалов перфорации;

· оценить характер и степень выработки пластов.

В процессе эксплуатации месторождения проведены промыслово-геофизические исследования в 9 скважинах, что составило 27 исследования, которые представлены в таблице 3.2 и отображены на рисунке 3.2.

С целью определения профиля притока в добывающих скважинах выполнено 5 исследований, источника обводнения - 5, профиля приемистости - 4, технического состояния эксплуатационной колонны – 10 исследований в добывающих и нагнетательных скважинах. Большинство исследований выполнены с целью определения технического состояния ствола скважин. Исходя из фонда добывающих и нагнетательных скважин, исследования проведены в 9 скважинах, что составляет 45% от фонда (рисунки 3.2, 3.3).

По результатам промыслово-геофизических исследований видно, что цель достигается в 90% исследований. Не выполняются задачи по ряду причин, а именно: перекрытие интервала перфорации осадком, дебит или приемистость пластов ниже порога чувствительности прибора, остановка прибора и не готовность скважин к проведению ПГИ.

Сложное геологическое строение объекта и невыполнение промыслово-геофизических исследований скважин по контролю за разработкой на протяжении всего периода эксплуатации месторождения затрудняет и делает невозможным осуществление объективного контроля за процессом разработки. Анализ количества и качества ПГИ показал, что контроль за разработкой ведется неудовлетворительно. В соответствии с регламентным документом РД 153-39.0-109-01 необходимо увеличить долю системных исследований в добывающих и нагнетательных скважинах.

Результаты выделения работающих толщин по данным потокометрии методами РГТ и СТД по добывающим и нагнетательным скважинам представлены в табличных приложениях 2 и 3, соответственно. В таблице 4.5 приводятся средние значения коэффициентов работающих толщин и охвата для объекта разработки.

Таблица 3.3 – Средние значения коэффициентов работающих толщин и охвата воздействием

Полученные результаты коэффициентов работающих толщин и охвата воздействием нагнетательных скважин свидетельствуют о достаточно высокой степени вскрытия эффективных толщин пласта перфорацией и вовлечении их в процесс закачки. По добывающим скважинам коэффициент охвата составляет менее 50%. Необходимо отметить, что это данные четырёх добывающих скважин и их недостаточно, чтобы делать выводы об охвате пласта разработкойТехническая надежность скважин оценивалась, в основном, методами термометрии, по результатам которой при выявлении аномалий определялись

нарушения герметичности эксплуатационных колон. Также определялись заколонные и внутрипластовые перетоки, которые приводят к существенному снижению эффективности закачки.

В результате проведенных исследований технического состояния обнаружены интервалы негерметичности эксплуатационной колонны (НГЭК) и температурные аномалии (ТА), связанные с заколонными перетоками в скважинах №№ 101, 202, 276, 278 (таблица 3.3).

В добывающих скважинах №№ 276, 278 повторными исследованиями ГК определены радиогеохимические аномалии, которые охватывают интервал перфорации и уходят ниже подошвы продуктивного пласта. Наличие РГХ ниже интервала перфорации связано с заколонными перетоками, которые выявлены в этих скважинах. В нагнетательных скважинах №№ 102, 103, 401 также определены интервалы РГХ в пределах перфорированных пластов и ниже перфорации. Возможно, появление РГХ в этих скважинах связано с выработкой пласта и с текущим положением ВНК. Данные по определению интервалов РГХ приводятся в таблице 4.6.Данные мониторинга РГХА в добывающих и нагнетательных скважинах могут дать информацию об охвате продуктивного пласта процессом разработки. Поэтому необходимо проведение замеров РГХА, а также выполнение промыслово-геофизических исследований для определения характера и значения текущего насыщения. Для контроля текущей нефтенасыщенности возможно сопоставление нефтенасыщенности пластов скважин, пробуренных на стадии разведки месторождения и в процессе разработки.

Сущность акустического или ультразвукового способа добычи нефти заключается в создании в колонне НКТ мощных упругих колебаний с переменными знаками. При этом интенсивность и частоту колебаний выбирают таким, чтобы во время отрицательной полуволны давления, за счет разрывов объемов жидкости, образовывались кавитационные полости, заполненные газом или паром. В результате этих процессов плотность жидкости в НКТ будет меньше её плотности в межтрубном пространстве. Под давлением жидкости межтрубного пространства, а также за счет пластового давления смесь жидкость-газ выдавливается из подъемника на устье скважины, чем обеспечивается перепад давлений.

Промысловые испытания ультразвукового метода в различных условиях показали весьма хорошие результаты.

Основные преимущества данного метода заключаются в следующем:

- позволяет увеличивать продуктивность скважин;

- способствует снижению обводненности извлекаемой жидкости;

- немеханизированная экологически чистая технология.

Реперфорация и дострелы продуктивных интервалов

В результате некачественного вторичного вскрытия пласта часть запасов нефти может оказаться невовлеченной в процесс разработки. Чтобы увеличить нефтеотдачу пласта, необходимо провести дострелы и реперфорацию продуктивных интервалов, предварительно определив эти интервалы по результатам гидродинамических и геофизических исследований.

Для снижения скин-эффекта и образования трещиноватости на месторождении рекомендуется применить технологии дострела или реперфорации в агрессивной перфорационной среде, в качестве которой можно использовать составы:

Первый состав также позволяет углубить отверстия, а второй - снизить содержания остаточной воды в ПЗП.

Сталкиваясь с проблемой низкой продуктивности коллектора с высокой проницаемостью можно предложить обработку скелета породы или матрицы кислотными композициями с целью растворения загрязнений и создания новых приточных каналов. Для проведения данной операции необходимо закачивание раствора кислоты в околоскважинное пространство для улучшения коллекторских свойств пласта.

Особенно это актуально для карбонатных пород палеозойских отложений, которые хорошо поддаются растворению соляной кислотой. Максимальная эффективность обработок будет в глинисто-карбонатных породах, для кремнистых отложений эффективность значительно ниже. Целью кислотной обработки матрицы является улучшение продуктивности, уменьшение величины скин-фактора в коллекторе путем растворения «загрязнений» пласта или создание новых приточных каналов в пределах от нескольких сантиметров до одного-двух метров вокруг ствола скважины. Это достигается путем закачивания рабочей жидкости при относительно низком давлении, чтобы избежать разрыва пласта. В сравнении с разрывом под высоким давлением кислотная обработка матрицы это немасштабная операция при невысоких материальных затратах.

Обработки производятся растворами, получаемыми при смешивании соляной и плавиковой кислот, и других реагентов. Соляная кислота и глинокислота по-разному реагируют с породой коллектора и загрязнениями ПЗП. Соляная кислота повышает продуктивность, создавая обходные каналы вокруг загрязненного участка, но, не прочищая последний. Целью обработки глинокислотой является скорее разблокировка существующих каналов путем растворения загрязнения скважины и минералов, заполняющих промежуточное поровое пространство.

Для предотвращения закупоривания мельчайшими частицами, не растворяющихся в растворе кислоты, применяют химическую систему, не содержащую собственно плавиковую кислоту, а создающую ее в результате ряда реакций, происходящих внутри пласта. Это обеспечивает большую глубину проникновения и большую продолжительность реакции для максимального растворения мельчайших частиц.

Для проведения глинокислотных обработок ПЗП могут быть использованы самые разные составы: например смесь соляной (HCl) и плавиковой кислот (HF) с бифторидом аммония (БФА), либо другие растворы: «HCL+HF», «соляная кислота + БФА», «БСК+БФА», «БСК+БФА+HF», «НСl, НF, ПАВ, вода» (БСК Бензолсульфокислота (C₆H₆=SO₃H)).

Среди физико-химических методов воздействия на пласт на месторождениях Западной Сибири наиболее популярны обработки кислотами, растворами ПАВ и углеводородными растворителями.

Методы воздействия кислотных составов на ПЗП используют для обработки ПЗП на месторождениях с карбонатными коллекторами или песчаниками, содержащими карбонатные разности; для обработки ПЗП в нагнетательных скважинах с целью увеличения их приемистости; для обработки ПЗП с целью удаления парафино-смолистых отложений и растворения отложений солей.

Но применение этих методов целесообразно на начальной безводной стадии разработки при обводненности продукции скважин не более 40%. Так как при закачке кислота фильтруется, в основном, в обводненный интервал, увеличивая его проницаемость, что приводит к резкому увеличению темпов роста обводненности. При обводненности скважин более 40% применяют кислотные составы с ПАВ и растворы ПАВ.

Использование бескислотных составов способствует разрушению тяжелых компонентов нефти в ПЗП, очистке забоев скважины и улучшению фильтрации нефти.

Бескислотный состав для обработки скважин включает ПАВ, жидкий углеводород и спирт. Возможно, также, использование чистых углеводородных растворителей или их смесей, но эффективность таких композиций, как правило, ниже.

При наличии в ПЗП скважин капиллярно-связанной воды процесс фильтрации углеводородов затрудняется и требует высоких давлений закачки растворов. Такие проблемы можно преодолеть путем использования взаимных растворителей (спирты, кетоны, эфиры) или композиций, содержащих растворитель и ПАВ. При этом обеспечивается комплексность воздействия на пласт, включая снижение набухаемости глин и восстановление относительных фазовых проницаемостей.

Эффективным средством предотвращения набухания глин является изменение поверхностного натяжения на границе с водой, то есть гидрофобизация породы. Для этой цели используют асфальтены, тяжелые нефтяные фракции, малорастворимые ПАВ, катионоактивные ПАВ и кремнийорганические гидрофобизаторы.

Кремнийорганические гидрофобизаторы способны образовывать мономолекулярное покрытие на поверхности глинистых минералов, практически несмачиваемое водой.

Требования к химическим реагентам, рекомендуемым к применению в технологиях увеличения нефтеотдачи

В потокоотклоняющих технологиях для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и создания фильтрационных барьеров в качестве выравнивающих составов предлагаются к применению различные модификации термогелеобразующей композиции Галка и Метка. В технологиях, направленных на регулирование процесса нефтевытеснения и нефтеизвлечения возможно применение нефтевытесняющей композиции ИХН-КА (на основе ПАВ, аммиачной селитры и карбамида).

Физико-химическая сущность процесса создания барьеров для фильтрации воды в продуктивном пласте с помощью композиции Галка (раствор хлорида алюминия и карбамида) заключается в том, что после закачки гелеобразующей системы в пласт под воздействием температуры продуктивного пласта (85 ^оС) происходит химическое превращение компонентов системы с образованием геля гидрата окиси алюминия. При температуре выше 70 ^оС один из компонентов системы (карбамид) гидролизуется с образованием аммиака и двуокиси углерода, что постепенно повышает рН раствора:

Выделяющийся аммиак образует щелочную буферную систему (рН»9.0-10.5). При этом из хлорида алюминия образуется гель гидроксида алюминия:

Образующиеся в пласте гели сдерживают прорыв воды из нагнетательных в добывающие скважины, в результате чего происходит перераспределение фильтрационных потоков, выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин, увеличение охвата пласта воздействием. Положительным дополнительным эффектом является то, что образующийся диоксид углерода повышает подвижность нефти в пористой среде. Реологические свойства геля и подвижность его в пористой среде регулируются степенью разбавления закачиваемого рабочего раствора. Присутствие ПАВ в растворе усиливает смачивание породы нефтяного пласта, улучшает проникающую и нефтевытесняющую способность раствора. Кроме того ПАВ оказывает пластифицирующее действие на гель и может давать пену с углекислым газом и аммиаком, выделяющимися в процессе гидролиза карбамида. Выбор указанной композиции обосновывается ее высокой водоизолирующей эффективностью, которую можно регулировать в зависимости от концентрации закачиваемого раствора, термической стабильностью образующегося геля, а также соответствием других геолого-промысловых характеристик пластов критериям применимости технологии.

Кроме того, в УФ «ЮганскНИПИнефть» совместно с НИИ «Нефтеотдача» была разработана модифицированная жидкая товарная форма композиции Галка - реагент РВ-3П-1 по ТУ38.602-22-97, которая представляет собой готовую композицию растворов хлорида алюминия и карбамида с добавками. Применение реагента РП-3В-1 значительно упрощает применение технологии, т.к. технологический процесс заключается в соответствующем разбавлении химреагента закачиваемой водой при определенном соотношении.

Физико-химическая сущность применения композиции ИХН-КА, состоящейиз ПАВ (анионактивные поверхностно-активные вещества - АПАВ и неионогенные поверхностно-активные вещества - НПАВ), аммиачной селитры, карбамида и воды заключается в следующем. Под воздействием высокой температуры пласта происходит гидролиз карбамида с образованием аммиака, который при взаимодействии с пластовой и закачиваемой водой образует аммиачную воду и в совокупности с закачиваемыми ПАВ (АФ_9-12, ОП–10, сульфонат и др.) и аммиачной селитрой происходит создание щелочной буферной системы с рН 9.0-10.5 и выделением углекислого газа непосредственно в пласте. В этом интервале рН ПАВ обладает максимальной нефтевытесняющей (вымывающей) способностью, а адсорбция ПАВ из гидролизованной композиции на пористой среде значительно меньше по сравнению с водными растворами ПАВ. Композиции ИХН и ИХН-КА сходны по методике воздействия на пласт, но в силу коррозионной активности композиции ИХН её применение в значительных объемах не целесообразно.

Композиция ИХН-КА имеет высокие нефтеотмывающие свойства, однако её вязкость меньше вязкости нефти, что может вызвать неустойчивость фронта вытеснения. Наиболее приемлемый способ предотвращения неустойчивости является применение загущенных композиций ИХН-КА с регулируемой вязкостью, позволяющие повысить нефтеотдачу как за счет увеличения коэффициента нефтевытеснения, так и коэффициента охвата пласта заводнением. Загущение производится путем введения соли алюминия в состав композиции. Точный состав применяемой композиции подбирается с учетом температуры и минерализации воды в окрестности скважин, рекомендованных для применения воздействия.

Комплексные обработки ПЗП нагнетательных скважин (КОПЗП)

Рекомендуется проводить с целью увеличения приемистости нагнетательных скважин. Набор химреагентов, применяемых в том или ином случае, определяется с учетом конкретных геолого-геофизических параметров коллекторов. Для ОПЗ применяются углеводородные растворители и их смеси, солянокислотные и глинокислотные составы и растворы ПАВ.

В технологии восстановления продуктивности добывающих скважин и приемистости нагнетательных скважин предусматривается применение следующих углеводородных растворителей, кислотных агентов и химреагентов:

· ингибированная соляная кислота (11% водный раствор);

· глинокислота (глинокислотный раствор 11 % НСl +1-4 % НF);

· нефтяные растворители марок Нефрас А 120/200, Нефрас А 150/330, Нефрас С₄ 130/350;

· деэмульгаторы марок сепарол, прогалит, проксамин, реапон и т.д. с концентрацией в растворителе 0.5-1.0%;

· ингибиторы марок катапин, катионактивные ПАВ, Нефтехим и т.д. с концентрацией в растворителе 0.5-1.0%;

· водопоглотители (этиловый спирт, полиглицерин, этиленгликоль, бутиловый спирт);

· гидрофобизаторы (ГКЖ-10, 11, ИКАП-1, Нефтенол НД) 0.5-3.0%-ые водные растворы.

Химреагенты последовательно закачивают в пласт, затем скважину оставляют на реакцию и запускают в работу, при этом кислотные составы и НПАВ закачивают циклически до достижения необходимого уровня приемистости.

Все перечисленные реагенты разрешены к применению в нефтяной промышленности, относятся к IV классу опасности.

В песчаных пластах наиболее характерное загрязнение возникает во время или сразу же после перфорирования и во время последующего ремонта, как результат ухода загрязненных жидкостей в пласт, кроме того, после проведения ГРП, как правило, существует проблема глушения скважин при проведении капитального ремонта, связанная с поглощением значительных объемов жидкости глушения. Для предотвращения водопоглощения и ухудшения коллекторских свойств ПЗП предлагается работы по глушению скважин проводить с применением различных жидкостей глушения на водно-полимерной, гидрофобно-эмульсионной и гидрофобно-суспензионной основах в качестве буферных жидкостей, которые блокируют зону перфорации и предотвращают поглощение солевых растворов. В 2000 г. по технологии глушения водно-полимерным составом «Шанс» на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК были проведены 48 скважино-операций на Вахском и Западно-Полуденном месторождениях. В результате обработок выявлен положительный эффект как по снижению кольматации ПЗП, так и по сокращению времени вывода скважин на режим. Вышесказанное позволяет рекомендовать гидрофобные составы к дальнейшему промышленному применению на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК.

Таким образом, рассмотрев граничные значения параметров эффективного применения различных МУН и технологий для условий продуктивных пластов месторождения, наряду с применяемыми технологиями, перспективным можно считать внедрение водогазового воздействия и физико-химических методов (потокоотклоняющих технологий на основе термогелеобразующих реагентов – при достижении обводненности более 50%).

Кроме того, для интенсификации разработки, доотмыва остаточной нефти и подключения к работе слабодренируемых низкопроницаемых пропластков, не работающих при обычном заводнении, возможно применение закачки оторочек композиции ИХН-КА.

Для более эффективной работы системы поддержания пластового давления рекомендуется воспользоваться технологиями, направленными на увеличение приемистости нагнетательных скважин, особенно при переводе скважины под нагнетание после отработки на нефть - комплексные обработки ПЗП многокомпонентным составом химических реагентов (КОПЗП).

Для повышения эффективности применения рассмотренных методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти разработаны оптимальные составы предлагаемых к применению реагентов (таблицы 3.8 - 3.14).

Таблица 3.8 – Концентрация рабочих агентов рекомендованных к применению, составов Галка и Галка-ПАВ, мас. %

Таблица 3.9 – Физико-химические показатели реагента РВ-ЗП-1 (Галка, Галка-М) по ТУ 38.602-22-66-97

Таблица 3.10 – Требования и нормы ТУ 6-01-04689381-85-92 на ингибированную соляную кислоту

Технология щелевой разгрузкой прискважинной зоны продуктивного пласта в комплексе с обработкой горной выработки порошкообразными реагентами

При существующем опыте применение гидравлического разрыва пласта, когда после каждой проведенной операции обводненность скважины значительно возрастает, необходим поиск новых методов интенсификации притока к скважине. Одним их них является технология щелевой разгрузкой прискважинной зоны.

Таблица 3.11 – Требования и нормы условий на плавиковую кислоту

Таблица 3.12 – Физико-химические свойства нефтяных растворителей

Таблица 3.13 – Основные физико-химические свойства композиций ИХН

Таблица 3.14 – Физико-химические показатели реагента МЕТКА

На основании современных представлений теоретической геомеханики прискважинной зоны продуктивного пласта после бурения скважины в прискважинной зоне создаются кольцевые сжимающие напряжения, существенно уменьшающие проницаемость прискважинной зоны. Кроме того, происходит снижение проницаемости прискважинной зоны за счёт осаждения в коллекторе твёрдой фазы промывочной жидкости.

Вторичное вскрытие продуктивного пласта производится при помощи гидропескоструйной перфорации за счет фиксированного перемещения специального перфоратора вдоль вертикальной оси скважины в интервале продуктивного пласта. В процессе работы вдоль оси скважины по обе стороны от ствола скважины в диаметрально противоположных направлениях на всю мощность продуктивного пласта создаются линейные горные выработки (щели) шириной каждая - диаметр скважины, длиной - 7-10 диаметров скважины.

Создаваемые щели преобразуют кольцевые сжимающие напряжения в прискважинной зоне в растягивающие напряжения. За счёт этого происходит разгрузка прискважинной зоны, обеспечивающей улучшение коллекторских свойств прискважинной зоны (рисунок 3.6).

Преимущества предлагаемой технологии по площади поверхности дренирования (м²) на 1 пм при различных видах вторичного вскрытия продуктивного пласта иллюстрируются следу

ЧТО ПРОИСХОДИТ ВО ВЗРОСЛОЙ ЖИЗНИ? Если вы все еще «неправильно» связаны с матерью, вы избегаете отделения и независимого взрослого существования...

Что делает отдел по эксплуатации и сопровождению ИС? Отвечает за сохранность данных (расписания копирования, копирование и пр.)...

Что способствует осуществлению желаний? Стопроцентная, непоколебимая уверенность в своем...

Живите по правилу: МАЛО ЛИ ЧТО НА СВЕТЕ СУЩЕСТВУЕТ? Я неслучайно подчеркиваю, что место в голове ограничено, а информации вокруг много, и что ваше право...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: