Площадка обеспечивается знаками безопасности, освещением и ограждением опасной зоны, согласно проекта и стандартов.
439. Освоение скважин и связанные с этим работы производятся по комплексному плану или проекту, утверждённому организацией выполняющей нефтяные операции по разработке нефтегазового месторождения и добыче углеводородов, согласованному с органами государственного контроля в установленном порядке, АСПС и организацией-исполнителем (подрядчики), с указанием руководителя работ, технологии, оборудования, мероприятий безопасности, охраны недр и окружающей среды. План является основным руководящим документом и находится на объекте работ.
В зависимости от объема и сложности работ, геологической характеристики объекта, состава пластового флюида, в плане предусматривается разработка технологического регламента с соответствующим утверждением и согласованием.
План и регламент доводятся до сведения исполнителей, контролируется руководителем работ. Отклонение от плана, регламента, производится после согласования в установленном порядке, по указанию руководителя работ.
440. Освоение скважин разрешается организацией проводящей нефтяные операции, на основании акта готовности скважины и требований, указанных в пунктах 357-368. Документация хранится на объекте работ.
Готовность скважины проверяется комиссией, специалистами указанными в плане работ с участием АСПС, с представителем органов ГК ПБ по согласованию.
При наличии отклонений по креплению ствола скважины от проектных решений выполняются условия указанные в пункте 360.
441. Скважина осваивается после установки на устье и обвязки фонтанной арматуры с рабочим давлением соответствующем максимальному давлению на устье при эксплуатации и задавке скважины, опрессовки на прочность и герметичность, в соответствии с планом работ и инструкцией.
442. Для замера давлений устанавливаются манометры с запорными и предохранительными устройствами позволяющими производить замену без остановки скважины.
443. Манометры и расходомеры устанавливаются в соответствии с утвержденной схемой оборудования устья скважины.
444. Перед перфорацией колонны на устье устанавливается перфорационная задвижка, проверенная до установки на прочность и герметичность в открытом и закрытом состоянии опрессовкой на пробное давление фонтанной арматуры.
После установки производится опрессовка на максимальное давление на устье при задавке скважины, с оформлением акта.
445. Для управления и обслуживания арматуры на высоте, устанавливается стационарная или передвижная площадка с лестницей.
446. При неопределенном пластовом давлении перфорировать скважину разрешается после заполнения промывочной жидкостью с плотностью применения при вскрытии пласта в процессе бурения.
447. В период перфорации осуществляется постоянный контроль за уровнем жидкости на устье скважины, снижения уровня не допускается.
448. При задавке скважины в процессе освоения обеспечивается наличие промывочной жидкости в количестве не менее трех объемов скважины, с периодическим перемешиванием, контролем и регистрацией параметров, соответствующих плану работ и противофонтанной безопасности.
449. При освоении скважины спускать и поднимать насосно-компрессорные трубы разрешается при наличии на мостках предохранительной задвижки с фланцевой катушкой и патрубком, предназначенных для герметизации устья и отпрессованных на давление задавки скважины.
450. При обнаружении признаков ГНВП, отключении электроэнергии или возникновении опасной ситуации производится герметизация устья скважины и последующие действия выполняются согласно ПЛВА, по указанию руководителя работ.
451. При остановке работ в процессе освоения производится герметизация устья с контролем давления в скважине и межколонном пространстве.
452. Предохранительные и регулирующие устройства, обратные клапаны, запорная арматура, трубопроводы и сепараторы до монтажа проверяются и устанавливаются согласно схемы и документации изготовителя, с последующим тестированием и испытанием на прочность и герметичность, согласно плана работ и Требованиями безопасности, с оформлением соответствующих актов и формуляров.
453. Передвижные компрессоры, установки размещаются на расстоянии не менее 25 м от устья, с учетом преобладающего направления ветра и рельефа местности.
454. Освоение фонтанных скважин тартанием желонкой не допускается.
455. Для вызова притока производится расчет допускаемой депрессии, с условием сохранения характеристики продуктивного пласта и проектируемой технологии работ.
1) Замена бурового раствора на промывочную жидкость меньшей плотности, техническую воду или дегазированную нефть. Снижение плотности производится постепенно, с учетом допустимого противодавления на пласт и величины депрессии.
2) Использование пенных жидкостей.
3) Специальные технические средства и технологии.
4) Снижение уровня жидкости в колонне свабированием.
5) Использование скважинных насосов.
6) Нагнетание инертного газа.
Для безопасного применения методов вызова притоков разрабатываются отдельные инструкции.
Снижение уровня жидкости нагнетанием воздуха не разрешается.
456. Свабирование скважин производится при наличии герметизирующего устройства, предотвращающего разлив жидкости, возникновение ГНВП и ОФ, выполнения условий безопасности.
1) Устройство укрытий из досок толщиной не менее 40 мм для защиты работающего персонала на пульте управления.
2) Установка направляющей воронки, изготовленной из искробезопасного материала.
3) Выполнение мероприятий по взрывопожаробезопасности, обозначение опасной зоны, контроль местонахождения персонала, транспорта, состояния воздушной среды.
4) При свабировании скважины с использованием подъёмного устройства устанавливается оттяжной ролик.
Подъемник устанавливают с наветренной стороны на расстоянии не менее 25 м от устья скважины.
5) При свабировании не разрешается выполнять работы не указанные в плане и присутствие работников в опасной зоне, без указания руководителя работ, СИЗ ОД и дублёра.
6) При спуске и подъеме сваба контролируется состояние каната, не допускается ослабление и превышение нагрузки.
457. Установки для освоения и ремонта скважины допускаются к эксплуатации при условиях комплектации средствами механизации, взрывозащиты, КИП, предохранительными устройствами от превышения нагрузки и высоты подъема талевого блока, средствами пожаротушения, обеспечивающим промышленную безопасность и контроль признаков ГНВП, охрану труда и окружающей среды, согласно Приложения 29.
458. Проведенные работы регистрируются в сменном журнале, суточном и документации скважины по установленной форме.
Подраздел 6. Эксплуатация фонтанных и газлифтных скважин
459. Конструкция скважин, устьевого, внутрискважинного и наземного оборудования определяется из условий и требований по обеспечению герметичности при максимальном давлении в процессе эксплуатации, остановки и задавки скважины; надёжной герметизации устья и контроля давления в трубном, затрубном и межколонном пространстве; безопасного проведения технологических операций, исследований, отбора проб, замера пластового давления; ликвидации аварийных ситуаций, отключения и перевода скважины в безопасное состояние.
Схема монтажа оборудования устья разрабатывается с учетом стандартов, документации изготовителя, безопасной эксплуатации скважины, проекта разработки и обустройства нефтегазового месторождения, согласовывается с органами ГК ПБ, АСПС и утверждается организацией проводящей нефтяные операции по добыче углеводородной продукции.
460. Перед вводом в эксплуатацию проверяется готовность скважины и соответствие проекту, наличие документации на передачу и приемку скважины в эксплуатацию, технической документации, инструкций по профессиям и видам работ, квалификации персонала, производственной и технологической инфраструктуры, декларирования безопасности, системы производственного контроля.
1) На каждую скважину составляется фактическая схема оборудования устья, компоновки внутрискважинного оборудования, установки и обвязки наземного оборудования, с указанием размеров по горизонтальным и вертикальным отметкам, нестандартных элементов обвязки, охранной и санитарно-защитной зоны, подъездных путей. К схеме прилагается перечень (спецификация) элементов обвязки и оборудования скважины с указанием данных технического паспорта, года выпуска, даты установки и срока эксплуатации. В составлении указанной документации принимают участие представители АСПС.
2) По результатам проверки готовности скважины и соответствия требованиям эксплуатации и промышленной безопасности составляется акт и выдается разрешение на ввод в эксплуатацию, в порядке установленном организацией проводящей нефтяные операции.
461. Фонтанная арматура, колонная головка, манифольд, оснащаются средствами управления, регулирования и контроля в соответствии с проектом, стандартами и документацией изготовителя, на максимальное давление на устье скважины.
Крепление арматуры производится согласно документации изготовителя. При ликвидации ГНВП устанавливаются анкерные болты и оттяжки.
462. Эксплуатация фонтанной арматуры, колонной головки, манифольда, не соответствующей комплектации и крепления не допускается.
463. Устройство площадки на устье производится в соответствии с проектом, предусматривается твёрдое пожаробезопасное покрытие, обвалование и ограждение, установка знаков безопасности, охранной зоны.
1) При наличии шахты, предусмотренной схемой оборудования устья производится засыпка инертным материалом для обеспечения пожарной безопасности.
2) При кустовом расположении скважин оборудование и газопроводы, станции управления, трансформаторные подстанции, эстакады располагаются по одну сторону от оси куста скважин. Проезд транспорта на территорию без пропуска не разрешается.
464.Тестирование и опрессовка колонной головки, фонтанной арматуры, манифольда на герметичность, производится в соответствии с требованиями безопасности, проектом, стандартами, документацией изготовителя и инструкцией организации.
465. Устранение неисправности, ремонт устьевого оборудования, фонтанной арматуры и манифольда под давлением не допускается. При обнаружении неисправности выполняются действия согласно ПЛВА, по указанию руководителя объекта.
466. Компоновка внутрискважинного оборудования включает пакерные и предохранительные устройства, согласно проекта и требований при разработке нефтегазовых месторождений, обеспечивающие возможность безопасной остановки скважины.
В процессе эксплуатации предохранительные устройства проверяются в соответствии с инструкцией изготовителя и технологическим регламентом, оформлением акта.
467. При эксплуатации скважин с наличием сероводорода и агрессивных веществ, аномальной температурой, применяются соответствующее устьевое оборудование, фонтанная арматура и манифольд в антикоррозионном и термостойком исполнении, обеспечивающем безопасность технологического процесса и персонала.
468. Трубопроводы прокладываются из бесшовных стальных труб на сварке.
Фланцевые и муфтовые соединения допускаются в местах установки запорных, регулирующих и предохранительных устройств, средств измерения и контроля.
469. Трубопроводы расположенные на поверхности устанавливаются на забетонированные опоры через 10-12 м, предотвращающие деформацию и вибрацию.
470. Для эксплуатации трубопроводов, мнифольдов с нагревом более 800С устанавливаются температурные компенсаторы и теплоизоляция.
471. После монтажа манифольда и соединения с фонтанной арматурой, трубопроводами производится испытание на прочность и герметичность, с составлением акта.
472. Трубопроводы, сепараторы, трапно-факельные устройства продуваются через отводные линии на безопасное расстояние, указанное в проекте и технологическом регламенте. Жидкая фаза отводится в ёмкости.
473. Регулирование давления производится штуцером. Для замены диафрагмы или штуцера выполняются действия согласно технологического регламента и инструкции, по указанию руководителя работ.
474. В помещениях трубопроводы прокладываются в лотках с крышками, с учетом требований пожарной безопасности.
475. Станция управления газлифтной скважины устанавливается с учетом рельефа местности и преобладающего направления ветра, на безопасном расстоянии от устья в отдельном помещении, надежно укрепляется и заземляется. Температура в помещении обеспечивает безаварийную работу станции, согласно документации изготовителя.
476. Трубопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой, прокладываются на эстакадах.
477. Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию осуществляется в соответствии с проектом и планом, утвержденным и согласованным в установленном порядке.
478. Перед переводом скважины на газлифтную эксплуатацию производится проверка на прочность и герметичность конструкции скважин, устьевого и наземного оборудования методом опрессовка на максимальное давление согласно Требований безопасности, с выдержкой не менее 5 мин. и составлением акта.
По результатам проверки состояния безопасности скважины организация в установленном порядке выдает разрешение на пуск в эксплуатацию.
479. Газлифтная эксплуатация проводится с использованием оборудования соответствующего климатическим и технологическим условиям, включая основные компоненты для обеспечения противоаварийной и противопожарной защиты.
1) Приборы контроля технологических параметров и продукции.
2) Система диагностики устьевого, компрессорного и технологического оборудования от воздействия опасных факторов (вибрация, коррозия), давления, температуры.
3) Система контроля технологической и воздушной среды, обнаружения взрывопожароопасных концентраций углеводородов, опасных и вредных газов.
4) Системы вентиляции и отопления.
5) Блокировки, предохранительные устройства для остановки компрессора и перевода в безопасное состояние при отклонении от допустимых технологических параметров и условий безопасной эксплуатации, загазованности воздушной среды, неисправности вентиляции.
6) Пульты управления, световая и звуковая сигнализация на рабочих местах и в диспетчерском помещении.
7) Компьютерные и регистрирующие устройства для регулирования и контроля режима в заданных параметрах.
8) Система связи и оповещения.
9) Система пожаротушения.
10) Устройства заземления и защиты от молнии, статического электричества.
480. Системы противоаварийной и противопожарной защиты находятся в состоянии оперативной готовности, регулярно проверяются по графику и на работоспособность в соответствии с документацией изготовителя и инструкциями по эксплуатации и техническому обслуживанию.
481. Устье газлифтной скважины оборудуется арматурой с манифольдом, имеющим продувочные линии с выводом в газосборный трубопровод или на свечу, на расстоянии не менее 20 м.
482. Подготовка рабочего агента (газа) для закачки предусматривает осушку и соответствие по составу и кондиции, согласно проекту и регламенту.
483. Газораспределительные установки обеспечиваются устройством индивидуального автоматического замера давления и расхода газа с выводом системы управления на диспетчерский пункт, свечи для продувки и устройства для подачи ингибитора.
484. При ликвидации гидратных пробок давление в газопроводе снижают до атмосферного, подогрев этих участков осуществлять паром. При сохранении пропускной способности допускается предварительная подача ингибитора без остановки газопровода. Указанные работы относятся к опасным работам и регламентируются в инструкции и ПЛВА.
485. В процессе эксплуатации газлифтной системы проводится ежесменный контроль внутриплощадочных технологических трубопроводов, сепараторов, емкостей, запорно-регулирующей арматуры, предохранительных устройств и КИПиА, с записью результатов в журнале.
486. Устранение неисправностей на действующей скважине при опасности возникновения ГНВП или ОФ производится по наряду-допуску в соответствии с ПЛВА, обученным персоналом, с привлечением АСПС.
Подраздел 7. Эксплуатация скважин штанговыми насосами.
487. Для подготовки скважины и передачи в эксплуатацию предусматриваются требования указанные в пунктах 459-472, с учетом конкретных условий объекта нефтегазодобычи, конструкции штангового насоса и станка-качалки.
488 Устье скважины оборудуется запорной арматурой и герметизирующим устройством для штока в соответствии с проектом, схемой обвязки, действующими правилами и документацией изготовителя.
При оборудовании устья обеспечиваются возможность замены герметичного уплотнения и манометра без остановки скважины.
Высота верхней части герметизатора над уровнем устьевой площадки составляет не более 1 м.
489. При установке и эксплуатации станка–качалки не допускается возможность соприкосновения движущихся элементов с оборудованием, ограждением, фундаментом, грунтом и воздействия на персонал.
490. Для безопасной эксплуатации и технического обслуживания устанавливается площадка с ограждением, знаки безопасности и охранные зоны, производится окраска в сигнальные цвета.
На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением устанавливается плакат «Внимание! Пуск автоматический! Не входить в опасную зону!»
491. Для защиты от электрического напряжении, молний и статического электричества производится заземление станка–качалки согласно документации изготовителя и требований электрической безопасности.
Обсадная колонна соединяется с рамой станка–качалки двумя заземляющими проводниками в разных местах. Применение стального каната для заземления не разрешается.
492. При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески полированного штока или штангодержателем и устьевым герметизатором составляет не менее 20 см.
493. Противовес станка-качалки устанавливается на балансире после соединения балансира с кривошипно-шатунным механизмом и полированным штоком.
494. Балансирные противовесы станков-качалок состоят из секций весом не более 40 кг каждая и надежно закрепляются специальными устройствами.
495. Подвеска головки балансира соединяется с полированным штоком специальным приспособлением.
496. Не разрешается провертывать шкив станка-качалки вручную и тормозить с применением трубы, лома.
497. При перестановке или смене крепления кривошипно-шатунного механизма на шток устанавливают зажим, шатун надежно прикрепляют к стойке станка-качалки.
498. Перед пуском станка-качалки проверяют состояние устья, редуктора, электродвигателя, тормозного устройства, ограждения, отсутствие персонала в опасной зоне, исправность средств защиты.
499. Для выполнения ремонтных работ, скважина переводится в безопасное состояние, привод станка–качалки отключается, на пусковом устройстве устанавливается плакат «Не включать! Работают люди», снимаются предохранители на электропусковом устройстве.
Подраздел 8. Эксплуатация скважин электрическими насосами
500. Для безопасной эксплуатации скважины с применением центробежных, диафрагменных, винтовых и погружных электронасосов выполняются требования указанные в пунктах 459-472 и дополнительные требования по электрической безопасности в соответствии с технической и эксплуатационной документацией изготовителя, указываемые в проектной документации, техническом регламенте, инструкциях организации.
501. Оборудование устья скважины обеспечивается средствами безопасной эксплуатации, герметизации трубного и затрубного пространства, проведения глубинных исследований и ремонтных работ в соответствии с технической характеристикой электрических насосов, климатическими условиями.
В проходное отверстие для электрического кабеля в устьевой арматуре устанавливается герметичное и безопасное уплотнение.
Для замены насосов без задавки скважины устанавливаются забойные клапаны–отсекатели согласно проекта.
502. Для подготовки электронасосов, монтажа и демонтажа наземного электрооборудования, эксплуатации, технического обслуживания, ремонта допускается персонал, имеющий соответствующую квалификацию по электрической безопасности.
503. Кабельный ролик закрепляется на мачте подъемного агрегата при помощи цепи или на специальной канатной подвеске страховым тросом соответствующим максимальной динамической нагрузке и запасом прочности в соответствии с документацией изготовителя.
504. При спуско-подъёмных операциях не допускается соприкосновение кабеля с элементами мачты, площадкой и землёй.
На спуско-подъёмном сооружении устанавливается устройство для отвода и удерживания кабеля на безопасном расстоянии при свинчивании и развинчивании трубной колонны.
505. Для прокладки кабеля применяются эстакада или опоры с безопасным креплением из диэлектрического материала.
506. Транспортирование, погрузочно-разгрузочные работы с кабелем, насосным оборудованием, электродвигателем, протектором производятся механизированным способом с применением средств безопасности (катушки, стеллажи) и складируются на подготовленной площадке.
507. Устройство для кабеля, кабельный ролик и устье скважины находятся в одной вертикальной плоскости.
Обеспечиваются условия постоянной видимости для руководителя работ, персонала и освещения при спуске и подъеме электронасоса.
Осуществляется постоянный контроль скорости и состояния кабеля, согласно технологического регламента и инструкции.
508. Перед спуском насоса производится шаблонирование эксплуатационной колонны с регистрацией в журнале или акте.
509. Спуск электронасоса производится после выполнения подготовительных работ при соблюдении требований безопасности.
1) Проверяется отключение электрооборудования.
2) Компоновка электронасоса производится с креплением соединительных элементов согласно инструкции.
3) На фланце устья устанавливается устройство предохраняющие кабель от повреждения.
4) Кабель прикрепляется к трубной колонне на соединениях исключающих опасность повреждения и отсутствие контакта.
510. Скорость спуска ограничивается 0,25 м/с, в наклонно-направленных скважинах 0,1 м/с.
511. Контроль за работой электронасоса осуществляется по регламенту.
512. Перед извлечением погружного электронасоса из скважины производится отключение электрического кабеля, снятие электрических предохранительных устройств и установка таблички «Не включать! Работают люди».
При этом выполняются условия исключающие возможность повреждения электрического кабеля и обеспечивающие безопасное состояние.
513. Объект и рабочие места обеспечиваются диэлектрическими средствами защиты в соответствии с требованиями электрической безопасности, регулярно проверяются и испытываются с указанием штампа и регистрацией в журнале, акте.
Подраздел 9. Эксплуатация скважин гидропоршневыми
и струйными насосами
514. При эксплуатации скважин с применением гидропоршневых и струйных насосов перед началом работ выполняются требования указанные в пунктах 459-472 и дополнительное обустройство в соответствии с проектом или планом работ, технической и эксплуатационной документацией изготовителя и инструкциями по промышленной и взрывопожарной безопасности.
515. В помещении технологического блока установки обеспечиваются условия микроклимата для безопасной эксплуатации.
1) Постоянная принудительная вентиляция, и восьмикратный воздухообмен по полному внутреннему объему помещения в течение часа.
2) Температура в блоках не ниже 5°C, уровень шума не более 80 дБ.
516. Установка оборудуется системой контроля загазованности, противопожарной защиты и автоматического объемного газового пожаротушения.
517. Перед входом в помещение технологического блока выполняются требования:
проверить загазованность помещения и состояние системы вентиляции;
включить освещение;
переключить систему газового пожаротушения с режима автоматического пуска на ручной.
518. При возникновении в блоке опасности пожара персонал выводится из помещения, закрывают двери и включают кнопкой, расположенной у входной двери, систему автоматического пожаротушения.
519. Перед спуском пакера и внутрискважинного оборудования производится шаблонирование, промывка и опрессовка эксплуатационной колонны совместно с оборудованием устья.
520. Извлечение гидропоршневого насоса и скважинного оборудования производится с применением специального лубрикатора, имеющегося в комплекте установки.
521. Монтаж и демонтаж лубрикатора производится по наряду-допуску с использованием грузоподъемного механизма при закрытой центральной задвижке с соблюдением инструкции по безопасности.
522. Нагнетательная линия оборудуется манометром и регулятором расхода рабочей жидкости.
523. Насосные установки оснащаются электроконтактными манометрами и предохранительными клапанами.
Отвод от предохранительного клапана соединяется и закрепляется с приемной линией насоса.
524. Техническое состояние системы автоматики и предохранительных устройств проверяется в сроки, установленные технологическим регламентом и инструкцией по безопасности технической и эксплуатационной документацией изготовителя.
525. Насосная установка включается после проверки исправности системы автоматики при открытых запорных устройствах на линиях приема, нагнетания и перепуска рабочей жидкости силового насоса. Давление в напорной системе создается после установления нормального режима работы наземного оборудования.
526. При остановке насоса давление в нагнетательном трубопроводе снижается до атмосферного.
527. Система замера давления, дебита скважины и технологических параметров обеспечиваются выходом на диспетчерский пункт с регистрирующими КИПиА.
528. При отклонении от регламента и опасной ситуации, персонал выполняет действия предусмотренные ПЛВА.
Подраздел 10. Эксплуатация нагнетательных скважин
529. При строительстве и вводе в действие нагнетательной скважины выполняются требования правил и мероприятия по безопасности, охране труда и окружающей среды, в соответствии с проектом, согласованным и утвержденным в установленном порядке.
530. Конструкция нагнетательной скважины устьевое, наземное и внутрискважинное обеспечивают соответствие условиям безопасности.
1) Закачка рабочего агента при предусмотренном давлении нагнетания и в соответствующем объеме.
2) Надежная изоляция пластов и объектов закачки.
3) Выполнение исследований и мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта.
4) Проведение ремонтных и аварийных работ.
531. Конструкция и состояние забойной части нагнетательных скважин предусматривают максимальную открытость фильтрующей поверхности пластов, нагнетание агента для создания безопасных технологических условий и режима работы скважины.
532. Режим эксплуатации нагнетательных скважин определяется в технологическом регламенте и проекте.
533. Оборудование и манифольд устья нагнетательной скважины выбирается в зависимости от максимального прогнозируемого давления для объекта нагнетания, характеристики пластового флюида и нагнетательного агента, на основании расчетов выполненных при разработке проекта.
534. Нагнетательные скважины в зависимости от физико-химических свойств закачиваемого агента, оборудуются соответствующей компоновкой колонны насосно-компрессорных труб, пакерующим устройством, и скважинным оборудованием, обеспечивающими защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия закачиваемого агента.
535. При оборудовании устья скважины предусматриваются устройства для регулирования давления и объема закачиваемого агента, обеспечивающими безопасную замену без остановки технологического процесса и контроль за скважиной.
536. Перед пуском скважины и закачкой агента в пласт, оборудование устья, обсадная колонна, компоновка НКТ с пакером, предохранительные устройства, наземное оборудование и трубопроводы испытываются методом опрессовки на максимальное давление, предусмотренное проектом, регламентом, технической и эксплуатационной документацией изготовителя, в соответствии с действующими нормативными документами. Методы испытания и давление опрессовки указываются в проекте и технологическом регламенте.
537. В процессе эксплуатации осуществляется постоянное наблюдение за нагнетаемым давлением и объемом закачиваемого агента нагнетательной скважины с документальной регистрацией.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 |
