CC BY
9
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
«НАУКА. ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ», № 1, 2020
25.00.15 УДК 532.542,550.8.014
ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН
Гаязов М.С.,* Яруллин Р.К., Космыллин Д.В.
Введение.
Башкирский государственный университет, г. Уфа,
Россия. * [email protected]
оптимизация измерительной базы тепловых меточных расходомеров
В статье приведены результаты экспериментальных исследований применимости метода регулярных тепловых меток для решения практических задач в условиях горизонтальной скважины. По полученным результатам произведена оценка минимально и максимально возможной измерительной базы между двумя соседними точками контроля термоаномалии. Результаты исследования показали принципиальную возможность применения метода в условиях однофазного и двухфазного расслоенного потока.
Материалы и методы исследования.
Исследования проводились на сертифицированном термогидродинамическом стенде Башкирского Государственного Университета, с использованием малоинерционных датчиков температуры (термопар k-типа). Большая точность измерений достигнута путем накопления достаточного количества лабораторных данных и предварительной тарировкой средств измерения. Методы исследования заключается в обобщении и анализе регистрируемой информации, изучении аналитических зависимостей гидродинамических параметров флюида внутри горизонтального ствола скважины.
Результаты исследования
и их обсуждение. Экспериментально исследована эволюция искусственно сгенерированной тепловой метки вдоль горизонтального/субгоризонтального потока. Работы проводились в условиях однофазного и двухфазного потока жидкости. Отработан алгоритм обработки данных для построения кривых распределения профиля потока с выходом на общий дебит. Рассчитан градиент затухания термоаномалии в процессе его продвижения. Аналитически и экспериментально подобраны максимально и минимально допустимые диапазоны измерительной базы меточного расходомера в зависимости от скорости (дебита) потока жидкости.
Выводы. По итогам исследований показана принципиальная возможность приме-
нения метода регулярных температурных меток в условиях одно-двухфазного расслоенного потока жидкости. Главная сложность расчета регистрируемых данных - определения уровня водомасляного (нефтяного) контакта (Hold Up) в горизонтальном расслоенном потоке. Кроме того, дополнительную сложность измерения вносит эффект термогравитационного расслоения внутри каждой жидкости. Экспериментально подтверждено, что увеличения измерительной базы приводит к увеличению точности измерения, но добавляет сложности при обработке данных, за счет не постоянного уровня HU по длине стенда и неравномерного профиля фронта скорости движения. Также обозначены требования к конфигурации скважинной аппаратуры, обеспечивающей возможность оценки поинтервальных фазовых расходов в низкодебитных горизонтальных скважинах. За счет субъективного фактора при анализе и обработки регистрируемых данных, для успешной работоспособности метода время "пробега" термоаномалии не должно быть менее 15 сек.
Ключевые слова: горизонтальные скважины, температурные метки, локальные скорости, контроль за разработкой.
Bashkir State University, Ufa, Russia
Optimization of the Measuring Base of Thermal Tag Flow Meters
The article presents the results of experimental studies of the applicability of the method of regular thermal labels for solving practical problems in a horizontal well. According to the obtained results the estimation of the minimum and maximum gauge length between two adjacent control points of Terminalia. The results of the study showed that the method can be applied in a single-phase and two-phase stratified flow.
Materials and methods
of the research. The research was carried out on a certified thermohydrodynamic stand of Bashkir State University, using low-inertia temperature sensors (K-type thermocouples). Greater measurement accuracy is achieved by accumulating a sufficient amount of laboratory data and pre-calibration of measuring instruments. Research methods consist in generalization and analysis of the recorded information, study of analytical dependencies of hydrodynamic parameters of the fluid inside the horizontal well bore.
The results of the study
and their discussion. The evolution of an artificially generated heat label along a horizontal/ subhorizontal flow is experimentally investigated. The work was carried out in conditions of single-phase and two-phase fluid flow. The algorithm of data processing for constructing distribution curves of the flow profile with output to the total flow rate has been developed. The calculated gradient of the decay of Terminalia in the process of its promotion. Analytically and experimentally selected the maximum and minimum permissible ranges of the measuring base of the label flow meter, depending on the speed (flow rate) of the liquid flow.
Conclusions. Based on the results of the research, the principal possibility of using the
method of regular temperature labels in the conditions of a single-two-phase stratified fluid flow is shown. The main difficulty in calculating the recorded data is determining the level of water-oil (oil) contact (Hold Up) in a horizontal stratified flow. In addition, the effect of thermogravitational stratification inside each liquid adds to the complexity of measurement. It is experimentally confirmed that increasing the measurement base leads to an increase in measurement accuracy, but adds complexity to data processing, due to a non-constant level of movement along the length of the stand and an uneven profile of the speed front. The requirements for the configuration of downhole equipment that provides the ability to assess the point-to-point phase flow in low-flow horizontal wells are also outlined. Due to the subjective factor in the analysis and processing of recorded data, for the successful operation of the method, the "run" time of thermoanomaly should not be less than 15 seconds.
Gayazov M.S.*, Yarullin R.K., Kosmillin D.V.
Introduction.
Keywords:
horizontal wells, temperature tags, local speeds, development control.
Введение
В связи с постепенным истощением традиционных залежей углеводородов, постепенно увеличивается доля добычи нефти за счет разработки трудноизвлекаемых залежей, в том числе высовязких нефтей и разработки нефтяных пластов со сложным геологическим строением и малой проницаемостью. В таких условиях одним из используемых приемов увеличения коэффициента извлечения углеводородов является бурение горизонтальных скважин, нередко с применением технологии гидроразрыва пластов. Причем, горизонтальное бурение применяется как на месторождениях старого фонда, так и при освоении новых.
По мнению БеЫйе, рост горизонтального бурения за 2018 год на 19% - до 13,4 млн. м., стал одной из ключевых тенденций развития нефтесервис-ного рынка в прошлом году, и составляет почти половину всех объемов эксплуатационного бурения (48%) [1]. Эта тенденция влечет за собой развитие нефтесервисных услуг, в том числе в области промысловых геофизических исследованиях (ПГИ).
На сегодняшний день остро стоит вопрос по определению фазовых расходов с оценкой поинтервального дебита. Поставленная задача осложняется при наличии двух и более работающих пластов или при наличии нескольких портов гидроразрыва пласта (ГРП).
Традиционные методы измерения расходных параметров, проверенные временем в вертикальных или слабонаклонных скважинах, не справляются с поставленными задачами. Прежде всего, это обусловлено наличием в горизонтальном стволе скважины расслоенного многофазного потока и не равномерностью вертикального распределения скоростей течения каждой из фаз [2].
Как альтернативу традиционным расходомерам, нами предложен метод регулярных температурных меток, который является ответвлением метода активной термометрии, для определения локальных фазовых скоростей с выходом на общий дебит [3]. Данный метод имеет свои значимые преимущества в сравнении с известными меточными расходомерами:
— Не требует дорогостоящего и хрупкого генератора нейтронов;
— Отсутствует необходимость применения контрастных жидкостей;
— Нет ограничений по количеству и длительности генерируемых тепловых меток за одну спуск-подъёмную операцию.
Для внедрения в производство и в сферу геофизических услуг разрабатываемого метода, необходимо разработать аппаратный комплекс, отвечающий требованиям по метрологии ПГИ. Одним из важных критериев, учиты-
ваемых при конструировании аппаратуры, являются его геометрические параметры. Зачастую считается, что приборный комплекс должен иметь минимальную длину, что противоречит принципам применения меточных расходомеров.
С целью оптимизации линейных размеров скважинной аппаратуры, на базе инновационного центра «Технопарк» БашГУ был проведен ряд экспериментов, направленных на исследование формирования тепловой метки, ее эволюцию и определения минимального базового расстояния между группами датчиков температуры. Исследования выполнялись на трех конфигурациях стендов, моделирующих различную геометрию хвостовика горизонтальной скважины.
Материалы и методы исследований
Конструктивные особенности термогидродинамического стенда.
Стенд № 1. Изучение скорости расформирования тепловой метки проводилось на стенде из оптически прозрачного стекла с внутренним диаметром Б = 149 ± 1 мм и длиной более 12 м (рис. 1) [4]. Отличительной чертой стенда является наличие интервала фильтра, диаметром 210 мм, без притока, эквивалентного увеличению эффективного сечения потока, что позволяет оценить вклад от элементов конструкции скважины. Особенности стенда:
— оптически прозрачная конструкция позволяет визуально наблюдать структуру потока с применением оптически контрастных меток;
— диаметр трубы обеспечивает гидродинамическое подобие с традиционной стальной колонной Э = 168 мм, широко используемой в конструкции скважин.
|ce4lj
га
ш
Рис. 1. Конфигурация гидродинамического стенда с вертикальны-
ми термосканерами. Сеч1, сеч2, сечЗ - места размещения датчиков Т; ТЭН - проточный нагреватель, ТО - точка контроля входной температуры, L = 12 м, L1 = L3 = 3 м, L2 = 2.8м.
Fig. 1 - Configuration of a hydrodynamic stand with vertical thermal scanners. Сеч 1, Сеч 2, Сеч 3 - locations of sensors T; ten - flow heater, TO - point of control of the input temperature, L = 12 m, L1 = L3 = 3 m, L2 = 2.8 m.
По длине стенда размещены три группы малоинерционных датчиков температуры. Базовые расстояния между точками регистрации = Ь3 = 3 м, Ь2 = 2,8 м. На каждом сечении в вертикальной плоскости размещены 5 датчиков температуры с постоянным шагом по 30 мм. Крайние датчики для снижения краевых эффектов отнесены от стенок трубы на 15 мм.
Стенд №2. Внутренний диаметр оптически прозрачной трубы составляет Б = 96 ± 2 мм, что сопоставимо с внутренним диаметром стальной колонны О = 114 мм, используемой в «хвостовике» горизонтальной скважины, рис. 2. Элементы конструкции стенда обеспечивают изменение угла наклона труб в диапазоне от-3.50 (нисходящий поток) до +3.50 (восходящий поток).
Рис 2. Схематическое представление стенда с основными размера-
ми. L1 = L2 = 1 м. ТЭН - зона формирования термоаномалии.
Fig. 2. Schematic representation of the stand with the main dimensions. L1 = L2 = 1 m. ten - zone of formation of a thermoanomaly.
На трех сечениях стенда размещены группы из 5 вертикально разнесенных датчиков температуры (рис. 3), что позволяет наблюдать и регистрировать динамику движения температурной метки по длине стенда в условиях расслоенного потока.
Стенд №3. Внутренний диаметр 50 ± 2 мм (рис. 4), что соответствует традиционно используемым обсадным колоннам боковых стволов при разбуривании старого фонда скважин.
Для формирования термоаномалии в потоке используется интервал стальной трубы, перегреваемой кратковременным выделением тепла электрическим нагревателем.
Схема расположения датчиков Т по сечению трубы.
Fig. 3. General view and schematic arrangement of thermocouples along the normal cross section of the pipe.
1,1 M _ 0,50 m _ 0,50 м w
3 2
Щ
0,15 0,35 м^
Схема конфигурации стенда №3.
1 - система патрубков вход/выход рабочей жидкости; 2-линеризатор потока; 3 - зона нагрева стальной трубы; 4- две группы распределенных в вертикальном сечении датчиков температуры с базовым расстоянием 0,5 м и отступом от зоны нагревателя 0,5 м; 5 - система стравливания газа из рабочего участка стенда.
Fig. 4. Configuration diagram of stand №3. 1 - system of pipes inlet/ outlet of the working fluid; 2 - flow linearizer; 3 - steel pipe heating zone; 4 - two groups of temperature sensors distributed in a vertical section with a base distance of 0.5 m and a deviation from the heater zone of 0.5 m; 5 - gas bleed system from the working area of the stand.
Общие характеристики и особенности стендов приведены в таблице №1. Оценка максимальной скорости потока в трубах выполнена для дебита 01ШХ = 3 м3/час, что соответствует среднему дебиту скважин, эксплуатирующих низкопроницаемые коллектора.
Таблица 1 ХАРАКТЕРИСТИКИ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ
СТЕНДОВ
Table 1. Characteristics of thermohydrodynamic stands
Стенд Овнут-ний, мм L, м Длина измер. базы 1, м Vmax, см/с Re Особенности
№1 149 ±1 > 12 1, = 1з = 3 0,05 7000 • Оптически прозрачный стенд. • Интервал расширения сечения потока до 0 = 210 мм
12 = 2,8
№2 96 ±2 >3 1, = 12=1 0,12 11000 • Оптически прозрачный стенд. • Отклонение от горизонтали на ± 3,5 °
№3 50 ±2 >2,5 1 = 0,5 0,45 21000 Нагрев стальной трубы
Системы подачи, контроля и измерения.
Контроль температуры выполнялся датчиками температуры на основе термопары k-типа фирмы «Тесей» с тепловой инерцией т < 0,5 с. Датчики подключены к единому измерительному комплексу на основе модуля N19214 и работают в среде Lab View, что исключается искажение исходного сигнала на уровне анализатора. Предварительно термопары прошли тарировку как в условиях пассивного термостата, так и в калибраторе температур КТ-1М. Для подачи рабочих флюидов использованы центробежные насосы Wilo MHI 1603, регулировка дебита (частоты вращения насоса) осуществляется преобразователем EasyDrive ED3100. Жидкость движется по замкнутому контуру, что обеспечивает необходимую длительность эксперимента и исключает изменение ее теплофизических свойств.
Все средства измерения, были задействованы с основного термогидродинамического стенда для исследования многофазных потоков и тестирования скважинной аппаратуры [5]. Стенд имеет сертификат о калибровке средства измерения № 098-05/17 выданный Государственным унитарным предприятием Центр метрологических исследований «Урал-Гео», от 12 мая 2017 г.
Результаты исследований и их обсуждение
Температурная метка формируется на входе, и ведется её наблюдение по реакции распределенных датчиков температуры на разных расстояниях по длине стенда. В процессе своей эволюции температурная метка выполаживается и постепенно «затухает». На рисунке 5 представлена реакция датчиков температуры, расположенных по оси трубы, на продвижения термоаномалии по длине стенда №1.
24,5
24,0
23,5
23,0
0 1900 2100 2300 2500 2700
Рис. 5. Эволюция одиночной термоаномалии по длине стенда,
регистрируемая на оси трубы датчиком Т_3 на различном расстоянии от точки формирования
Fig.5. Evolution of a single thermoanomaly along the length of the stand, recorded on the pipe axis by the t_3 sensor at different distances from the point of formation
Как видим, с увеличением расстояния от точки формирования, амплитуда аномалии существенно снижается. В данном эксперименте при заданном расходе воды Q = 0,5 м3/час, темп затухания термоаномалии равен AT /At — 0,12°С/мин. По серии экспериментов, выполненных в условиях ламинарного режима течения, темп затухания не превысил 0,2 °С/мин.
С учетом реальной разрешающей способности скважинных термометров е < 0,05 °С [6], амплитуда термоаномалии в 0,5 °С будет достаточной для отслеживания ее движения и эволюции в потоке, и время её «жизни» в ламинарном потоке составит более 2 минут.
Исходя из выполненных оценок времени существования температурной метки, выполнена оценка максимального расстояния между точками измерения температуры по длине, и алгоритм оценки локальной скорости по сечению потока.
где г' - скорость потока в слое,
Ы — базовое расстояние между сечениями,
? - время прохождения фронта термоаномалии между точками
наблюдения. Время прохода термоаномалии между двумя соседними сечениями рассчитывалась по фронту движения температурной метки (рис. 6)
Рис. 6. Алгоритм расчета времени "пробега" искусственной тер-
моаномалии. Стенд №2.
Fig. 6. Calculation algorithm of time "mileage" synthetic terminaali. Stand №2.
Стоит отдельно отметить, что в ламинарном потоке вертикальное распределение скоростей будет искажено за счет эффекта термогравитационного расслоения (рис. 7) [7].
Как и следовало ожидать, поток «горячей» воды движется по верхней образующей, движения жидкости по нижней образующей не наблюдается, или оно имеет пренебрежимо малую скорость
Для перехода от линейных скоростей расслоенного потока к дебиту необходимо выделить площадь «захвата» и умножить на среднюю скорость потока в этом сегменте (рис. 8.)
По результатам анализа экспериментальных данных установлено, что наблюдение процесса эволюции серия термоаномалий в горизонтальном потоке, формируемых в виде пакета из 5 импульсов, обеспечивает возможность измерения локальной скорости в слое с точностью не хуже 8%.
Н, mm 80 60 40 20 0
Н, mm 80 60 40 20 0
L = 3m L = 2ml L =
d——-т , T'c
0,5
1,0
1,5
23
24 25 26
Рис. 7.
Распределение линейной скорости потока по вертикали, построенное методом температурных меток на стенде №2. Распределение средней температуры потока по вертикали для сечений L = 1 м, L = 2 м, L = 3 м.
Fig. 7. Vertical distribution of the linear flow rate, based on the method of temperature labels on the stand №2. Vertical distribution of the average flow temperature for sections L = 1 m, L = 2 m, L = 3 m.
Рис. 8.
( y' —J V L S;: Qi \
\ 1/= s2 Q; )
Алгоритм расчета удельного дебита по «слоям».
Fig. 8. The algorithm of calculation of specific production rate on the "layers".
Аналогичные работы были выполнены на стенде №3. Основные результаты оценки распределения локальных скоростей с выходом на общей дебит приведены в таблице №2.
Наибольшая погрешность между рассчитанным и фактическим расходом наблюдается для малого времени "пробега". Это связано с субъективным фактором при выборе момента подхода термоаномалии к измерительному сечению. Условно, если истинное время пробега составляет 4 секунды, а в процессе обработки был выбран интервал равный 3 секундам, то разница в 1 секунду составит 25% от истинного значения. Для обеспечения требуемой при ПГИ точности измерения расхода, время "пробега" между соседними измерительными базами должно быть не менее 15 секунд.
Таблица 2. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЛОКАЛЬНЫХ СКОРОСТЕЙ И ОЦЕНКА ВРЕМЕНИ
«ПРОБЕГА)
Table 2. Characteristics of thermohydrodynamic stands
Озамер) Qpac-но. ДО, ДО, V i, V ср, ^«пробега»)
м3/час м3/час м3/час % м/с м/с С
0,240 0,252 0,012 5,000 0,043 0,034 15
0,049
0,032
0,015
0,520 0,559 0,039 7,500 0,065 0,074 7
0,094
0,167
0,111
0,990 0,739 0,251 25,354 0,078 0,140 3,6
0,108
0,111
0,117
Таблица 3. ОЦЕНКА МАКСИМАЛЬНО И МИНИМАЛЬНО ДОПУСТИМОЙ
ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ БАЗЫ
Table 3. Evaluation of the maximum and minimum allowable measurement base
Бколонны, мм Q м3/сут Vcp, см/с Lmin, M Lmax, M
25 10 1,5 25
73
50 20 3,0 25
75 30 4,6 25
100 40 6,1 25
25 4,7 0,6 9
114
50 7,4 1,1 9
75 11 1,7 9
100 14,8 2,2 9
146 25 2 0,3 5
50 4 0,6 5
75 6 0,9 5
100 8 1,2 5
Для перехода от времени жизни к пройденному расстоянию (или измерительной базе), при котором сохраняется значимая величина термоаномалии пересчитаем минимальную базу между точками измерения Т, как 1 = \ ср * 1жизни. Результаты диапазона измерительной базы представлены в таблице №3.
Из рассчитанных данных можем говорить, что максимально допустимая база между соседними сечениями не зависит от дебита (скорости) потока, так как с увеличением скорости уменьшается амплитуда искусственной термоаномалии при постоянной мощности индуктора (Р = 1 кВт). Оптимальное расстояние между двумя соседними сечениями - примерно 1 м.
Выводы:
— Экспериментально показана возможность оценки линейной скорости расслоенного неизотермического потока по движению искусственных температурных меток.
— Экспериментально установлено, что увеличение измерительной базы приводит к повышению точности оценки скорости по верхней образующей с потерей информации в целом по сечению за счет расформирования температурной метки.
— Для успешной работоспособности метода время прохода термоаномалии должно быть не менее 15 с.
— Скорость затухания амплитуды термоаномалии для ламинарного режима течения мала и не превышает 0,2 °С/мин.
— Оптимальным решением является включение не менее трех сечения с различными по величине измерительными базами от 0,5 м до 1,5 м.
Библиографический список
1. Сафронов B.C. Обзор: Горизонтальное бурение занимает уже почти половину всех объёмов//Интерфакс. -2019 г. URLhttps:// www.interfax.ru/business/656868 (дата обращения 3.04.2019 г.).
2. Горбачев Ю.И. Геофизические исследования скважин. Учебник для вузов. М.: Недра, 1990 г. -400 с.
3. Гаязов М.С. Метод температурных меток оценки скорости потока и общего расхода применительно к условиям действующих горизонтальных скважин // Известия высших учебных заведений. Поволжский регион. Естественные науки. №2, 2017 г. С. 44-55.
4. Яруллин Р.К. Концепция применения метода температурных меток в горизонтальных скважинах в условиях многофазного потока / РК. Яруллин, А.Р Яруллин, М.С. Гаязов // РРОнефть. Научно-технический журнал «Газпром нефти». №1 (11), 2019 г., С. 7-11.
5. Валиуллин РА. Тестирование скважинной аппаратуры на стенде - как обязательный элемент испытания при разработке и передаче её в производство / РА. Валиуллин, Р.К. Яруллин, А.Р. Яруллин // «Нефтегазовое дело». 2012. №3. С. 300-308.
6. РД 153-39.0-072-01 Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах.
7. Яруллин А.Р Экспериментальное исследована многофазных потоков на модели горизонтальной скважины / А.Р. Яруллин: автореф. дис. ... // РГБ-2013 г. (электронный ресурс) https:// search, rsl. ru/ru/record/01005543475.
References
1. Safronov V. S. Review: Horizontal drilling takes up almost half of all volumes / / Interfax. - 2019 URL: https: / / www. interfax. ru/busi-ness/656868 (accessed 3.04.2019)
2. Gorbachev Yu. I. Geophysical studies of wells. Textbook for universities. M.: Nedra, 1990, 400 p
3. Gayazov M. S. Method of temperature marks for estimating the flow rate and total flow rate in relation to the conditions of operating horizontal wells. Izvestiya higher educational institutions. Volga region. Natural science. No. 2, 2017, Pp. 44-55.
4. Yarullin R. K., Yarullin A. R., Gayazov M. S. the Concept of applying the method of temperature marks in horizontal wells in multiphase flow conditions. Gazprom Neft scientific and technical magazine. No. 1 (11), 2019, Pp. 7-11.
5. Valiullin R. A., Yarullin R. K., Yarullin A. R. testing of downhole equipment on the stand - as a mandatory element of testing when developing and transferring it to production. // "Oil and gas business". 2012. - No. 3. Pp. 300-308.
6. RD 153-39. 0-072-01 Technical instructions for conducting geophysical research and work with cable-mounted devices in oil and gas wells
7. Yarullin A.R.Experimental investigation of multiphase flows on a horizontal well model. Abstract of dissertation. // RGB-2013 (electronic resource) https://search.rsl.ru/ru/record/01005543475
Поступило в редакцию 12.02.2020, принята к публикации 02.03.2020.
Об авторах
Гаязов Марат Сальманович, зав. лаб. ИЦ «Технопарк», ассистент кафедры геофизики Башкирского Государственного Университета, Уфа, Россия телефон: +7(937)4739700, E-mail: gaiver28@ mail.ru
Яруллин Рашид Камилевич, кандидат физико-математических наук, директор ИЦ «Технопарк», доцент кафедры геофизики Башкирского Государственного Университета, Уфа, Россия, телефон: +7(347)2299610, E-mail: [email protected] Космыллин Денис Владимирович, ассистент кафедры геофизики Башкирского Государственного Университета, Уфа, Россия, телефон: +7 (996)4002770, E-mail: [email protected]
About the authors
Marat Salmanovich, head. lab. Technopark research center, assistant of the Department of Geophysics, Bashkir State University, Ufa, Russia phone: +7(937)4739700, E-mail: [email protected] Kamilevich Yarullin, candidate of physical and mathematical Sciences, Director of Technopark research center, associate Professor of Geophysics Department of Bashkir State University, Ufa, Russia, phone: +7 (347)2299610, E-mail: [email protected] Denis V. , assistant of the Department of Geophysics, Bashkir State University, Ufa, Russia, phone: +7 (996) 4002770, E-mail: [email protected]
Gayazov
Rashid
Kosmylin
