538. При закачке в пласты сточных вод и коррозийно-агрессивных агентов для защиты трубопроводов, обсадных колонн скважин и эксплуатационного оборудования от коррозии, применяются защитные покрытия, ингибиторы коррозии, герметизация затрубного пространства и мероприятия безопасности, при наличии разрешительных документов уполномоченных органов.
Характеристика и кондиция закачиваемого агента устанавливается проектными решениями и условиями безопасности.
539. Эксплуатация скважин, при аварийном прорыве газа по пласту, или по заколонному пространству не допускается и производится остановка скважины. Дальнейшие действия выполняются по указанию руководителя объекта и плану организации работ.
540. Оборудование нагнетательной скважины эксплуатируется в соответствии с климатическими условиями и проектом, при разработке учитываются состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимальное ожидаемое давление нагнетания, технический регламент эксплуатации месторождения или отдельного участка.
541. Нагнетательный агент применяется при соответствии условиям токсикологической безопасности и отсутствия вредного воздействия на продуктивные пласты и окружающую среду.
542 При остановке скважины или отдельного оборудования, аппаратов, трубопроводов и при отрицательных температурах принимаются меры исключающие замерзание и застывание жидкости, очистки и продувки безопасными методами, с регистрацией выполненных работ в журнале.
543. Для безопасной эксплуатации нагнетательных скважин проводится разработка отдельного ПЛВА и декларирование безопасности с учетом специфики и повышенной опасности работ.
Подраздел 11. Исследование скважин
544. При исследовании скважин выполняются требования нормативных документов, технической и эксплуатационной документации изготовителя исследовательского оборудования, инструментов, приборов, инструкций организации, выполняющей исследовательские работы.
545. Периодичность и объем исследований скважин устанавливаются на основании утвержденных технологических регламентов, разработанных в соответствии с проектом разработки месторождения и указывается в комплексном плане, утвержденном и согласованном в установленном порядке.
546. Спуск и подъём глубинных приборов и аппаратуры производится при установленном устье лубрикаторе с превентором.
547. До начала исследований производится проверка технического состояния скважины, устьевого оборудования, лебёдки, каната/проволоки, приборов и аппаратуры, составляется акт о соответствии требованиям безопасности, выдаётся разрешение в порядке установленном организацией проводящей нефтегазодобычу.
548. Для спуско-подъемных операций применяется гидрофицированная лебёдка позволяющая фиксировать допустимую нагрузку и скорость, установленная в зоне видимости на безопасном расстоянии от устья, не менее 25 м.
549. При опрессовке, спуске и подъеме приборов (устройств) работники удаляются в безопасную зону.
550. Испытание лубрикатора с превентором, проводится до и после остановки на устье, опрессовкой на максимальное давление при задавке скважины с выдержкой не менее 5 мин., по результатам составляется акт. Пруверные и продувочная линии опрессовываются согласно требований безопасности.
551. Не допускается применение проволоки с повреждениями.
552. При наличии агрессивных веществ производится обработка ингибитором коррозии.
553. Исследование скважин с наличием сероводорода производится после выполнения требований инструкции и выполнению мероприятий безопасности, предусмотренных в проекте или плане работ, проверки и составления акта готовности скважины, получения соответствующего разрешения в установленном порядке.
554. Для наблюдения и контроля за режимом работы скважин устанавливаются контрольно-измерительные приборы и устройства, обеспечивающие безопасный отбор проб добываемой продукции, спуск глубинных приборов в скважину, измерение и регистрацию дебита пластового флюида, давления на устье и забое, положение динамического уровня в скважине и технологические параметры.
555. Исследование скважин, не оборудованных техническими средствами безопасного отбора проб, замера дебита и параметров, не допускается.
556. Контрольно-измерительные приборы и устройства для исследования технологических параметров проходят метрологическую поверку и тарировку в соответствии с требованиями стандартов и документацией изготовителя.
557. Не разрешается подходить к пруверной линии со стороны диафрагмы при исследовании скважин.
558. Применение эхолота разрешается при наличии отдельного электрического соединения, заземления, диэлектрических средств защиты.
559. Пороховое устройство эхолота обеспечивается защитной сеткой, установленной между патронником с ударником и отверстием для подключения к скважине.
560. В помещении, при производстве зарядки гильз эхолота не разрешается курить, применять открытый огонь и находиться работникам, не выполняющим производственный процесс.
561. Скважины, подключенные к установкам комплексной подготовки газа, исследуются с использованием контрольного сепаратора без выброса и сжигания газа в атмосфере.
562. Исследование разведочных и эксплуатационных скважин при невозможности утилизации жидкого продукта не допускается.
563. При испытании, на дорогах, и коммуникациях, на расстоянии не менее 250 м зависимости от направления и силы ветра выставляются посты и предупредительные знаки, запрещающие проезд, курение и применение огня.
564. При продувке скважины и производстве замеров двигатели буровой установки и находящиеся в опасной зоне автомобили, спецтехника, котлы выключаются.
565. Перед открытием задвижки трубопровода, работники, кроме находящихся у задвижек, удаляются от устья скважины, пруверной и продувочной линий на безопасное расстояние.
Подраздел 12. Оборудование для поддержания пластового
давления при закачке воды
566. Для обслуживания водоочистной установки и оборудования предусматриваются рабочие площадки и проходы шириной не менее 1 м с перилами и маршевой лестницей, обеспечивается сбор жидкости в ёмкость для канализации.
567. На водоочистной установке загрузка фильтров и реагентов в емкости для растворения производится механизированным способом, с применением СИЗ.
Фильтры устанавливают с размещением люков для очистки, по стороне доступной для подъезда автотранспорта. Под люками предусматривают желоба для сбора отходов.
568. Задвижки насоса и фильтра при промывке управляются дистанционно с пульта управления, при неисправности в ручном режиме.
569. Бассейны для отстоя воды оборудуются металлическими шиберами и перильными ограждениями, для обслуживания шиберов предусматриваются металлические площадки размерами не менее 1x1 м.
Очистка бассейнов производится механизировано.
570. Для обслуживающего персонала колодцы оснащаются лестницами, водооткачивающим устройством и освещением.
Ремонтные работы в колодцах, связанные с перемещением тяжестей, производятся с использованием грузоподъемных механизмов.
571. Водонасосные станции обеспечиваются стационарными или передвижными подъемными устройствами.
572. На нагнетательной линии насоса устанавливается манометр и обратный клапан.
573. Монтажные и ремонтные работы на водонасосных станциях производятся по графику, согласованному соответствующими службами, по указанию руководителя объекта.
574. При обнаружении газа в помещении водонасосной станции принимаются меры по ликвидации загазованности, согласно ПЛВА.
Не разрешается находиться обслуживающему персоналу и эксплуатировать оборудование в загазованном помещении насосной станции.
575. Не допускается циркуляция жидкости от остановленных нагнетательных скважин через коммуникации канализационно - насосной станции (КНС).
576. Оборудование и трубопроводы КНС с задвижками размещаются на безопасном расстоянии согласно проекта с опрессовкой на рабочее давление с выдержкой 5 мин. согласно требований безопасности, инструкций по эксплуатации.
577. На трубопроводах к нагнетательным скважин нам устанавливаются КИП, обратный клапан и арматура в соответствии с проектом и схемой оборудования устья.
578. Для исключения замерзания воды в арматуре и системе нагнетания предусматривается обогрев, при длительных остановках полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента.
579. На автоматизированных насосных станциях устанавливается плакат «Внимание, пуск автоматический!».
580. Фланцевые соединения, арматура, и выкидные трубопроводы от насосов до пола закрываются футлярами.
Подраздел 13. Депарафинизация скважин, труб и оборудования
581. Передвижные установки депарафинизации допускается устанавливать на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и оборудования, в соответствии с утвержденным и согласованным планом работ.
Выхлопная труба передвижной установки обеспечивается глушителем и искрогасителем.
582. Для эксплуатации нагнетательных трубопроводов теплогенерирующих установок перед депарафинизацией труб в скважине выполняются условия безопасности.
1) Оборудование предохранительным и обратным клапанами.
2) Опрессовка перед проведением работ в скважине с выдержкой не менее 5 мин. на максимальное рабочее давление с коэффициентом безопасности 1,5 не превышающее давление, указанное в паспорте установок.
583. При пропаривании трубопроводов персонал удаляется на расстояние не менее 10м от устья скважины и коммуникаций.
584. Включение установки парового котла и нагревателя нефти проводится в соответствии с инструкцией по эксплуатации.
585. Для подачи теплоносителя под давлением не разрешается применять гибкие шланги.
Подраздел 14. Требования по повышению нефтегазоотдачи пластов
586. Для безопасности работ по повышению нефтегазоотдачи пластов составляется план работы, утверждённый нефтегазодобывающей организацией.
В плане указываются порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, мероприятия безопасности, руководитель и исполнители работ.
587. При закачке химреагентов, пара, горячей воды на нагнетательной линии и устье скважины, устанавливается обратный клапан.
Нагнетательная система испытывается на прочность и герметичность методом опрессовки на максимальное рабочее давление с коэффициентом безопасности согласно требованиям безопасности и плана работ.
При гидравлических испытаниях нагнетательных систем обслуживающий персонал удаляется за пределы опасной зоны, устанавливаемой планом работ. Ликвидация негерметичности под давлением не допускается.
588. На объекте нефтегазодобычи с применением передвижных агрегатов обеспечивается постоянная связь с руководителем и исполнителем работ, система производственного контроля и оповещения, наличие ПЛВА, инструкций по безопасности, средств индивидуальной и коллективной защиты, оказания медицинской помощи.
589. Перед началом работы по закачке реагентов, воды и после временной остановки в зимнее время проверяется состояние трубопроводов. При отрицательных результатах производится промывка водой. Для отогрева замерзания применяется пар или горячая вода. Применение открытого огня не допускается.
590. Обработка призабойной зоны и интенсификация притока в скважинах с негерметичным устьем, колоннами и заколонными перетоками не разрешается.
591. На период тепловой и комплексной обработки пласта устанавливается опасная зона не менее 50 м от устья и применяемого оборудования, пропускной режим и контроль движения транспорта и спецтехники.
592. Передвижные насосные установки размещаются на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, расстояние для прохода не менее 1 м. Парогенераторная установка, компрессоры, исследовательские станции размещаются на расстоянии не менее 25 м от устья скважины. Транспортная техника устанавливается кабинами от устья скважины.
593. Технологические режимы ведения работ, конструктивное исполнение агрегатов и установок определяется согласно требований взрывопожаробезопасности и исключение возможности концентрации взрывопожароопасных смесей.
594. На объектах нефтегазодобычи образование взрывоопасных смесей не допускается, предусматривается контроль газовоздушной среды в процессе работы.
При обнаружении загазованности устанавливается постоянный контроль и выполняются действия по ПЛВА, объект приводится в безопасное состояние.
595. Трубопровод от предохранительного устройства насоса надёжно закрепляется и выводится в емкость для сбора жидкости или на прием насоса.
596. Не допускается превышение норм шума и вибрации, гидравлические удары в нагнетательных коммуникациях. При несоответствии производится остановка и действия выполняются по указанию руководителя работ.
597. Транспортные средства и спецтехника без искрогасителей на территорию объекта не допускается.
Подраздел 15. Закачка химических реагентов
598. Работы выполняются по плану с применением средств индивидуальной коллективной защиты в соответствии с требованиями инструкции по применению реагентов, стандартами и техническими условиями.
599. На рабочих местах при проведении работ по закачке агрессивных химреагентов (серная, соляная, фторная кислота.) принимаются дополнительные меры безопасности.
Перед началом работ проверяется резервный запас средств индивидуальной защиты, пресной воды, нейтрализующих веществ, средств для оказания первой медицинской помощи.
600. Отходы химреагентов собирают и доставляют в контейнерах, на полигон, оборудованный для утилизации или уничтожения.
601. По окончанию работ до разборки нагнетательной системы прокачивается инертная жидкость с отводом в специальную ёмкость.
602. Для определения концентрации паров соляной и серной кислоты, вредных веществ работники обеспечиваются газосигнализаторами настроенными на предельно-допустимую концентрацию в воздухе рабочей зоны в соответсвии с санитарными нормами и регистрацией в журнале.
603. Загрузка термореактора магнием проводиться непосредственно перед спуском в скважину.
604. Загруженный магнием термореактор, емкости и места работы с магнием располагаются на расстоянии не менее 10 м от нагнетательных трубопроводов и емкостей с кислотами.
Подраздел 16. Нагнетание диоксида углерода
605. Оборудование и трубопроводы применяются в антикоррозионном исполнении, в соответствии с планом работ, документацией изготовителя и инструкциями организации.
606. При продувке скважины, нагнетательного трубопровода обозначается опасная зона не менее 20 м, с удалением персонала до окончания работ.
607. На объекте ведётся постоянный контроль воздушной среды рабочей зоны, в соответствии с Требованиями безопасности и регистрацией в журнале.
При содержании в воздухе диоксида углерода выше ПДК работы останавливаются, дальнейшие действия выполняются согласно ПЛВА по указанию руководителя работ.
Подраздел 17. Внутрипластовое горение
608. Процесс внутрипластового горения осуществляется в соответствии с проектом.
609. Система сбора нефти и газа обеспечивает герметизацию и предусматривает использование газообразных продуктов технологического процесса. При наличии в продукции углекислого газа сбор и сепарация осуществляются по отдельной системе. Отвод углекислоты в атмосферу не допускается.
610. На устье нагнетательной скважины на период инициирования горения устанавливается фонтанная арматура с дистанционно управляемой задвижкой, предотвращающей возможность выброса и обеспечивающей спуск и подъем электронагревателя и герметизацию устья в период нагнетания воздуха.
611. На территории нагнетательной скважины на период инициирования внутрипластового горения устанавливается опасная зона не менее 25 м от устья, обозначенная предупредительными знаками.
Установка оборудования, емкостей не связанных с процессом в пределах опасной зоны не допускается.
612. Включение электронагревателя осуществляется после подачи в скважину воздуха в объеме, предусмотренном технологическим регламентом.
613. Электронагреватель оснащается автоматическим, отключающим устройством при прекращении подачи воздуха.
Подраздел 18. Тепловая обработка
614. Парогенераторные и водонагревательные установки оснащаются приборами контроля и регулирования процессов приготовления и закачки теплоносителя, средствами по прекращению подачи топливного газа при нарушении технологического процесса, в соответствии с проектом, планом и документацией изготовителя, требованиями по блокировкам и предохранительным устройствам.
615. Прокладка трубопроводов от стационарных установок к скважине для закачки влажного пара или горячей воды и эксплуатации осуществляются с соблюдением нормативных документов, инструкций и проектной документации в соответствии с требованиями безопасности.
616. Расстояние от парораспределительного пункта или распределительного паропровода до устья нагнетательной скважины составляет не менее 25 м.
617. Управление запорной арматурой скважины, оборудованной под нагнетание пара или горячей воды, осуществляется дистанционно. На фланцевые соединения устанавливают защитные футляры.
618. В аварийных ситуациях работа парогенераторной и водогрейной установок останавливается, персонал действует в соответствии с ПЛВА.
619. В конструкции парогенератора предусматривается автоматическая защита, прекращающая подачу топлива при отклонении параметров давления, температуры, прекращении подачи воды.
620. Территория скважин, оборудованных под нагнетание пара или горячей воды, ограждается и обозначается предупредительными знаками, устанавливается пропускной режим.
621. Подача теплоносителя в пласт проводится после установки термостойкого пакера при давлении, не превышающем максимально допустимое для эксплуатационной колонны.
622. Отвод от затрубного пространства направляется на безопасное расстояние с учетом преобладающего направления ветра и рельефа местности, с установкой знаков безопасности или ограждения.
При закачке теплоносителя задвижка на отводе от затрубного пространства находится в открытом состоянии.
623. После обработки скважины проверяются трубопроводы, соединительные устройства, арматура, производится окраска для защиты от коррозии.
Подраздел 19. Обработка горячими нефтепродуктами
624. Для производства работ составляется план для скважины, с указанием мероприятий по взрывопожаробезопасности.
625. Установка для подогрева нефтепродукта размещается не ближе 25 м от емкости с горячим нефтепродуктом.
626. Электрооборудование, используемое на установке для подогрева нефтепродукта, изготавливается во взрывозащищенном исполнении.
627. Емкость с горячим нефтепродуктом устанавливают на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, с учетом рельефа местности и преобладающего направлениям ветра.
628. В плане производства работ предусматривают мероприятия, обеспечивающие безопасность персонала, оборудования, технологического процесса, охрану окружающей среды.
Подраздел 20. Обработка забойными электронагревателями
629. Работы выполняются по утвержденному плану, предусматривающему мероприятия по электрической безопасности
630. Забойные электронагреватели изготавливаются во взрывозащищенном исполнении. Сборка и опробование забойного электронагревателя с подключением к источнику тока проводится в оборудованном помещении.
631. Спуск и подъем забойного электронагревателя производится с применением средств механизации, электрической безопасности при герметизированном устье с установкой лубрикатора.
632. Перед установкой опорного зажима на кабель-трос электронагревателя устье скважины закрывается.
633. Электрические соединения и подключение кабелей, пускового оборудования, трансформатора производится после проведения подготовительных работ, заземления электрооборудования, проверки готовности объекта с составлением акта.
При пуске электронагревателя персонал находится в безопасной зоне.
634. В процессе эксплуатации осуществляется контроль и регистрация технического состояния электронагревателя с записью в журнале.
Подраздел 21. Термогазохимическая обработка.
635. Для проведения работ производится разработка плана, включающего мероприятия по безопасному транспортированию, хранению, учёту и применению взрывчатых материалов, с последующим согласованием с органами государственного контроля, АСПС с утверждением в установленном порядке
636. Пороховые заряды и устройства для термохимической обработки призабойной зоны скважины применяются в соответствии с требованиями безопасности при взрывных работах.
637 Контейнеры с пороховыми зарядами хранятся в охраняемом помещении, расположенном на расстоянии не менее 50 м от устья скважины, обеспеченном средствами пожарной безопасности. Приём и выдача производится в соответствии с установленной формой отчётности.
638. Пороховые генераторы (аккумуляторы) давления устанавливаются в спускаемую гирлянду зарядов перед вводом в лубрикатор.
639. Гирлянда пороховых зарядов устанавливается в лубрикатор при закрытой центральной задвижке. При спуске соблюдаются требования безопасности, исключающие повреждение устройства. Работа выполняется двумя работниками, согласно плана с использованием средств безопасности.
640. Подключение спущенного на забой скважины порохового генератора или аккумулятора давления к приборам управления и электросети проводится последовательности установленной планом, включающим процедуры и действия персонала.
1) Герметизация устья скважины.
2) Подключение электрокабеля гирлянды зарядов к трансформатору или распределительному устройству.
3) Удаление работников находящихся на рабочей площадке (кроме непосредственных исполнителей), на безопасное расстояние от устья скважины - не менее на 50 м.
4) Установка кода приборов подключения в положение «Выключено».
5) Подключение кабеля электросети к трансформатору или приборам управления.
6) Выполнение мероприятий исключающих наведение посторонних электрических токов.
7) Подача электроэнергии на приборы управления.
8) Включение электроэнергии на гирлянду с зарядом производится по указанию руководителя работ.
641. При использовании для комбинированной обработки призабойной зоны скважины пороховых зарядов и элементов гидравлического разрыва пласта выполняются требования, обеспечивающие безопасное состояние эксплуатационной колонны, с указанием в плане работы.
Подраздел 22. Гидравлический разрыв пласта
642. Гидравлический разрыв пласта проводится по плану, утвержденному организацией и согласованному в установленном порядке, по указанию руководителя объекта.
До начала работ проверяется готовность объекта и составляется акт.
643. Насосные установки и агрегаты для гидроразрыва пласта размещаются на расстоянии не менее 10 м, от устья скважины, расстояние между установками не менее 1 м, кабинами от устья скважины.
Перед проведением гидроразрыва пласта в глубинно-насосных скважинах предусматривается до начала подготовительных работ:
отключить привод станка-качалки.
затормозить редуктор.
на пусковом устройстве двигателя установить плакат: «Не - включать! Работают люди».
644. Выхлопные трубы агрегатов и машин, применяемых при работах по гидроразрыву, обеспечиваются глушителями-искрогасителями (гидрозатворами).
645. Напорный коллектор блока манифольдов оборудуется датчиками контрольно-измерительных приборов, предохранительными клапанами и линией отвода жидкости, нагнетательные трубопроводы обратными клапанами.
646. После установки оборудования для гидроразрыва устье скважины, нагнетательные трубопроводы испытываются на прочность и герметичность методом опрессовки на максимальное давление при гидравлическом разрыве пласта с коэффициентом запаса не менее 1,25, в соответствии с Требованиями безопасности и классом работ.
647. В компоновку внутрискважинного оборудования устанавливается пакерное устройство для обеспечения безопасности конструкции скважин и устьевого оборудования, указываемые в плане работ.
648. При проведении гидрокислотных разрывов пласта применяются ингибиторы коррозии, средства индивидуальной и коллективной защиты в соответствии с инструкцией организации.
649. Пуск агрегатов разрешается по указанию руководителя работ, после удаления людей, не связанных с непосредственным управлением, за пределы опасной зоны.
650. В процессе работы агрегатов не разрешается производить ремонт или крепить обвязку устья скважины и трубопроводов.
При временной остановке процесса гидроразрыва пласта, при отрицательных температурах производится пробная прокачка жидкости.
Не разрешается подогревать систему нагнетательных трубопроводов открытым огнем. Для отогрева используют пар или горячую воду.
651. На период гидроразрыва обозначаются опасные зоны, устанавливаются знаки безопасности и пропускной режим, контролируется передвижение по территории объекта.
Подраздел 23. Основные требования по объектам сбора, подготовки, хранения и транспортировки нефти, газа и газоконденсата
652. Безопасность технологических процессов, эксплуатации оборудования, системы управления и регулирования, средства контроля взрывопожаробезопасности, системы противоаварийной и противопожарной защиты обеспечиваются в соответствии с проектом обустройства и разработки месторождения, утвержденным и согласованным в установленном порядке, нормативным требованиям указанным в Приложениях.
653. Объекты управления процессами нефтегазодобычи обеспечиваются соответствующей проектной и рабочей документацией, технологическими схемами, регламентами эксплуатации, ПЛВА, инструкциями по профессиям и видам работ, промышленной безопасности, технической и эксплуатационной документацией изготовителя оборудования и документами, регламентирующими производственный контроль, безопасность технологических процессов и персонала, охрану труда и окружающей среды.
654 На технологической схеме указываются размещение, обозначение и номера позиций оборудования, аппаратов, арматуры, предохранительных устройств, приборов контроля и органов управления, противоаварийной и противопожарной защиты, технологических потоков, соответствующие проектной документации, регламенту и фактическому положению.
Схема является составной частью ПЛВА для объекта.
655. Объекты сбора, подготовки, хранения и транспортировки нефти, газа и газоконденсата (далее – объекты сбора) подлежат декларированию безопасности в установленном порядке.
656. Оборудование, приборы, материалы, эксплуатируются на объектах сбора, в соответствии с требованиями взрывопожаробезопасности, условиями технического регулирования, стандартизации, сертификации, разрешительными документами санитарно - гигиеническими и экологическими нормами.
657. Изменения в технологический процесс, схему, регламент, аппаратурное оформление, систему противоаварийной и противопожарной защиты вносятся при наличии обоснования и решения, согласованного в установленном порядке для проектной документации при соблюдении Требований безопасности.
Реконструкция, изменение технологической схемы без наличия обоснования, согласования и разрешения не допускаются.
658. Здания, помещения, сооружения объектов сбора и производственные площадки на опасных объектах обеспечиваются системой контроля состояния воздушной среды, сблокированной звуковой, световой, аварийной и пожарной сигнализацией. Действия персонала при возникновении аварийных сигналов предусматриваются в ПЛВА и системой оповещения.
659. Технологические параметры работы объектов сбора и данные о состоянии воздушной среды выводятся на пункт управления (диспетчерский пункт), с регистрацией на диаграммах и в журнале.
660. Регулирование технологических параметров устанавливается инструкциями по пуску, эксплуатации и остановке оборудования, утвержденными и согласованными нефтегазодобывающей организацией в соответствии с технологическим регламентом, технической и эксплуатационной документацией изготовителя и инструкциями.
661. Показания КИПиА, на пульте управления в диспетчерском пункте, периодически проверяются дублирующими приборами, установленными непосредственно на оборудовании, установках и аппаратах, в соответствии с регламентом или графиком.
|
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 |
