Способ повышения нижнего порога чувствительности скважинного расходомера (дебитомера) и модуль скважинного расходомера


 


Владельцы патента RU 2631453:

Общество с ограниченной ответственностью "ТНГ-Групп" (RU)

Изобретение относится к области гидродинамических исследований и может быть использовано при исследованиях действующих нефтяных и газовых скважин малой производительности. Техническим результатом является расширение диапазона измерений в сторону малых дебитов и повышение надежности модуля скважинного расходомера (дебитомера). Способ повышения нижнего порога чувствительности скважинного расходомера заключается в том, что увеличение скорости центрального потока происходит из-за уменьшения его сечения в динамическом конусе дополнительного потока в результате сложения нескольких потоков, по эффекту эжекции, одновременно поступающих по отдельным каналам конической формы с входных окон, расположенных на нескольких уровнях с целью увеличения их площадей без увеличения диаметра прибора, на единый измерительный канал. Причем первичное увеличение скорости каждого отдельного потока происходит еще при их прохождении по коническим каналам за счет непрерывности потока. Модуль скважинного расходомера для реализации способа имеет корпус со своими верхним и нижним переходами, гидравлический измерительный канал со своими входными и выходными окнами, первичный и вторичный преобразователи скорости потока в электрический сигнал и сквозной электрический канал для других модулей. Входные и выходные окна измерительного канала, расположенные соответственно выше и ниже этого канала, имеют несколько уровней, сложенных из воронкообразных конических поверхностей (усеченные конуса), являющихся разделителями и образующими соседних каналов, соединяющих каждый уровень с измерительным каналом раздельно. Причем усеченные конуса своими концами меньшего диаметра направлены в сторону измерительного канала и соосно вставлены друг в друга, образуя каскад эжекционных элементов. А их основания удалены друг от друга по осевой линии на определенные расстояния, образуя окна, и скреплены между собой переходниками верхнего и нижнего узлов прибора, а также и корпусом измерительного канала продольными ребрами жесткости, создавая единый и не имеющий конструктивных элементов корпус. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к аппаратуре для геофизических и гидродинамических исследований скважин и может быть использовано в нефтяной промышленности при исследовании действующих скважин, в том числе и скважин с малой производительностью.

Известен расходомер для исследования действующих скважин, содержащий пакер для перекрытия колонны обсадных труб и направления потока жидкости в измерительный канал прибора, где установлен турбинный датчик скорости потока (Габдуллин Т.Г. Оперативное исследование скважин. М.: Недра, 1981 г.).

Недостатками такого расходомера являются сложность и низкая надежность пакерного узла и отсутствие возможности использования прибора во время прохождения по насосно-компрессорным трубам (окна измерительного канала закрыты), а самое главное - отсутствие возможности использования данного прибора в составе применяемых в настоящее время комплексных приборов для одновременной регистрации параметра расхода или дебита в совокупности с другими исследованиями.

Известно, что одним из способов повышения чувствительности скважинных турбинных расходомеров, опускаемых на забой скважин по насосно-компрессорным трубам, является применение расходомеров с раскрывающейся турбинкой большого диаметра, что позволяет увеличить чувствительность к малым расходам.

Известен скважинный расходомер, содержащий корпус, центратор, выполненный из пружинных пластин, шарнирно закрепленных на корпусе и хвостовике. Со стороны корпуса на пружинных пластинах центратора шарнирно закреплены тяги, связанные с обоймой, которая установлена на цилиндрической ступенчатой спице, закрепленной на корпусе со стороны ступени большего диаметра. Обойма имеет возможность возвратно-поступательного движения на ступени спицы большего диаметра и связана посредством пружины с фиксатором, который имеет косой срез. На ступени спицы меньшего диаметра установлена втулка с косым срезом. На втулке радиально установлены оси, на которых расположены ступицы с парой лопастей, причем первая лопасть выполнена из материала большей плотности, чем вторая лопасть, и с возможностью установки против пружинных пластин центратора. Узел регистрации числа оборотов турбинки со складывающимися лопастями содержит магнит и геркон. Расходомер закреплен на кабеле. Диаметр расходомера позволяет легко входить в канал насосно-компрессорных труб в скважине (патент №SU 1513135, МПК Е21В 47/10, опубл. 07.10.1989).

Известен скважинный расходомер, содержащий корпус, хвостовик, втулки, установленные на корпусе и хвостовике с возможностью возвратно-поступательного движения, двуплечие тяги, шарнирно соединенные между собой. Одни концы двуплечия тяги установлены на корпусе, а другие на втулках хвостовика. На двуплечие тяги со стороны их крепления к корпусу установлены закрылки, предназначенные для направления потока скважинной жидкости на измерительную турбинку, выполненную из эластичного материала. Турбинка установлена на оси и расположена в полости, образованной двуплечием тяги. Расходомер снабжен ограничителями хода двуплечия тяги с подпятниками для оси турбинки и упорами на концах оси турбинки, одноплечими тягами. Одни концы одноплечих тяг соединены шарнирно с двуплечием тяг, а другие шарнирно соединены с ограничителями хода двуплечих тяг, установленными на хвостовике, и с втулками, установленными на корпусе. Подпятники, установленные в полости ограничителей хода, обладают возможностью возвратно-поступательного движения относительно друг друга. Установленная на хвостовике втулка подпружинена. Перед спуском в скважину расходомер складывают. Лопасти турбинки сминаются и прикрываются закрылками. В таком положении расходомер опускается в скважину через НКТ. При выходе из НКТ под действием пружины двуплечих и одноплечих тяг раскрываются, принимая ромбовидную форму. Лопасти турбинки расправляются, а ограничители фиксируют верхнюю и нижнюю втулку на предварительно настроенном расстоянии. С помощью узла регистрации числа оборотов турбинки проводится измерение расхода скважинной жидкости. При подъеме расходомера после окончания измерений упоры предохраняют выпадение оси турбинки из ограничителей (патент №SU 1652526, МПК Е21В 47/10, опубл. 30.05.1991).

Известен скважинный расходомер, содержащий корпус, хвостовик, пружинные пластины центратора, одни концы которых закреплены на корпусе, а другие - на хвостовике. Корпус и хвостовик связаны между собой при помощи струны, которая постоянно находится в натянутом состоянии за счет упругой силы пружины, установленной в полости хвостовика. На струне установлена турбинка из эластичного материала, вращения которой регистрируются преобразователем числа оборотов. На двух обоймах, выполненных с возможностью возвратно-поступательного движения и установленных соответственно на корпусе и хвостовике расходомера, шарнирно закреплены тяги. Одни концы тяг крепятся к обоймам, а другие - к средней части пластин. На тягах, примыкающих к корпусу, установлены защитные закрылки турбинки с элементами фиксации относительно подвижной втулки. Перед спуском в скважину расходомер складывают, при этом подвижная втулка надвигается на элементы. Это обеспечивает удержание расходомера в сложенном положении. При этом кожухи сминают лопасти турбинки, прикрывая ее при спуске от загрязнения и повышая надежность работы расходомера. В заданном интервале включают электромагнит, который втягивает подвижную втулку, освобождая расходомер. Пружинные пластины центратора принимают дугообразную форму, обеспечивая соосность расположения расходомера в скважине. Пружинные пластины увлекают за собой тяги, и кожухи освобождают турбинку, лопасти которой приобретают первоначальную форму. Поток скважинной жидкости вращает турбинку, число оборотов которой регистрируется преобразователем числа оборотов кожуха. После раскрытия расходомера кожухи располагаются под углом к его оси. Такое расположение кожухов позволяет направлять дополнительно поток скважинной жидкости на турбинку, повышая тем самым чувствительность расходомера (патент №SU 1562240, МПК Е21В 47/10, опубл. 07.05.1990).

Известен скважинный расходомер, содержащий корпус, хвостовик со штоком, турбинку, подпятники, втулки, установленные на корпусе и хвостовике с возможностью возвратно-поступательного движения, двуплечие и одноплечие тяги, пружину, закрылки, узел регистрации числа оборотов. В расходомере длина двуплечих и одноплечих тяг подобрана по формуле таким образом, что корпус и хвостовик, на которых расположены подпятники турбинки, сохраняют свое положение относительно друг друга постоянным во всем диапазоне от закрытого состояния до открытого состояния расходомера (патент №SU 1761947, МПК Е21В 47/10, опубл. 15.09.1992).

Все эти расходомеры имеют одинаковые недостатки: не имеют транзитной линии и могут устанавливаться только внизу комплексной сборки, ограничивая установку других модулей; не работают в насосных трубах, где находятся в сложенном состоянии, что не соответствует современным технологиям; расходомер в раскрытом состоянии имеет повышенную аварийность при входе в насосные трубы и при спуске на забой из-за возможных зацепов и засорений узлов сочленения многочисленных рычагов продуктами коррозии и другими твердыми включениями.

Другим известным из способов повышения чувствительности, т.е. нижнего порога воспринимаемой прибором скорости потока, является уменьшение момента трения покоя турбинки.

Известен скважинный турбинный расходомер, который содержит измерительную трубу, турбину, двигатель и измерительную систему, в которой измерительная труба содержит впускное и выпускное отверстия для жидкости, турбина вращается вместе с потоком жидкости и размещена между впуском и отверстием для выпуска жидкости в измерительной трубе, двигатель снабжен выходным валом, связанный с турбиной, и измерительная система устроена близко к турбине для измерения скорости вращения турбины. Измерительная система содержит датчик и схему обработки данных, в которой датчик выполнен близко к турбине для измерения скорости вращения турбины, схема обработки данных электрически соединена с датчиком для приема сигнала зондирования, посланного датчиком, и обработки чувствительного сигнала. Скважинный турбинный расходомер использует указанную выше структуру, чтобы эффективно избежать ситуации, когда турбина не вращается, т.к. через нее проходит малый поток жидкости. Улучшается точность измерения забойного турбинного расходомера (патент №CN 203808979, МПК Е21В 47/00, опубл. 09.03.2014).

Известен скважинный расходомер, турбинный датчик которого посажен на опорах в обойму, установленную также на опорах в корпус прибора. Обойма через магнитную муфту имеет кинематическую связь с выходным валом электродвигателя с редуктором и с помощью последнего приводится во вращательное движение. Таким образом, в рабочем состоянии обойма вращается на своих опорах относительно корпуса прибора и турбинного датчика. Этим трение покоя в опорах турбинного датчика заменяется трением движения, что в свою очередь повышает чувствительность прибора (патент №SU 1329331, МПК G01F 15/18, опубл. 20.05.1995 г.).

В указанном техническом решении нижний предел не всегда удовлетворяет требованиям, предъявляемым к прибору при исследовании добывающих скважин с низкодебитными нижними пластами и пропластками.

Известен скважинный расходомер, который содержит скважинный прибор с обоймой, установленной на опорах в его корпусе и вращающейся относительно корпуса с помощью электродвигателя с редуктором, выходной вал которого имеет кинематическую связь с обоймой с помощью магнитной муфты, и вторичный прибор, связанный со скважинным прибором через каротажный кабель и снабженный устройством для реверсирования и регулирования скорости вращения электродвигателя с редуктором. Внутри обоймы также на опорах посажен турбинный датчик расхода, выше и ниже которого находятся струенаправляющие решетки, выполненные в виде винтообразных лопастей. Это обеспечивает, наряду со снижением трения в опорах турбинного датчика, локальное движение жидкости вверх в измерительном канале глубинного прибора. Таким образом, рабочий диапазон расходомера сдвигается в сторону высоких частот вращения турбинки, где более высокая и стабильная чувствительность турбинного датчика (патент №RU 2205952, МПК Е21В 47/10, G01F 1/12, опубл. 10.06.2003).

Но и у этих расходомеров сохраняются вышеизложенные (отмеченные) недостатки: отсутствие транзитной линии, сложность конструкции и отсутствие возможности работы в качестве модуля в составе комплексных приборов.

Наиболее близким по совокупности существенных признаков к заявляемому техническому решению и достигаемому результату является скважинный расходомер, содержащий корпус, в измерительном канале которого размещена крыльчатка (турбинка), центратор и парциальный регулятор потока в виде лепестковых клапанов, направляющих дополнительный поток в полость измерительного канала с целью расширения диапазона измерения в сторону малых расходов, лепестковые клапаны выполнены в виде вогнутых в сторону движения потока секторов, одни концы которых шарнирно связаны с корпусом, а другие концы шарнирно соединены с рычагами центратора (патент №SU 1052654, МПК Е21В 47/10, опубл. 07.11.1983 г.).

Недостатками выбранного в качестве прототипа скважинного расходомера являются:

- расходомер имеет повышенную аварийность при входе в насосные трубы из-за возможных зацепов и засорений узлов сочленения;

- расходомер имеет ограниченный срок службы из-за быстрого износа шарниров лепестков;

- расходомер не имеет возможности использования в качестве верхнего или промежуточного модуля в комплексных приборах.

Цель изобретения - расширение диапазона измерений в сторону малых расходов (дебитов) и повышение эксплуатационной надежности модулей расходомеров, входящих в состав различных геофизических измерительных комплексов (геофизических исследовательских систем).

Поставленная цель достигается тем, что в способе повышения нижнего порога чувствительности скважинного расходомера (дебитомера) путем увеличения скорости потока в измерительном канале увеличение скорости центрального потока происходит из-за уменьшения его сечения в динамическом конусе дополнительного потока, без потерь на трение, в результате сложения нескольких потоков, по эффекту эжекции, одновременно поступающих по отдельным каналам конической формы с входных окон, расположенных на нескольких уровнях с целью увеличения их площадей без увеличения диаметра прибора, на единый измерительный канал, причем первичное увеличение скорости каждого отдельного потока происходит еще при их прохождении по коническим каналам за счет непрерывности потока.

Модуль скважинного расходомера для реализации способа, имеющий корпус со своими верхним и нижним переходами, гидравлический измерительный канал со своими входными и выходными окнами, первичный и вторичный преобразователи скорости потока в электрический сигнал и сквозной электрический канал для других модулей, входные и выходные окна измерительного канала, расположенные соответственно выше и ниже этого канала, имеют несколько уровней, сложенных из воронкообразных конических поверхностей (усеченные конуса), являющихся разделителями и образующими соседних каналов, соединяющих каждый уровень с измерительным каналом раздельно, причем усеченные конуса своими концами меньшего диаметра направлены в сторону измерительного канала и соосно вставлены друг в друга, образуя каскад эжекционных элементов, а их основания удалены друг от друга по осевой линии на определенные расстояния, образуя окна, и скреплены между собой и переходниками верхнего и нижнего узлов прибора, а также и корпусом измерительного канала продольными ребрами жесткости, создавая единый и не имеющий конструктивных элементов, выходящих за общие размеры комплекса, корпус модуля скважинного расходомера.

Технический результат заключается в том, что в модулях расходомеров увеличивается область забора (входа) и выхода жидкости с измерительного канала прибора без увеличения при этом его диаметра. Для этого потоки жидкости направляются через каналы конической формы на единый преобразователь с нескольких уровней. При этом имеет место увеличение скорости потока в коническом канале за счет его непрерывности, а также дополнительное увеличение скорости в измерительном канале за счет сложения нескольких потоков, попадающих в единый измерительный канал с разных уровней одновременно, по эффекту эжекции. В конечном счете, происходит увеличение скорости центрального потока из-за уменьшения сечения этого канала в динамическом конусе дополнительного потока без потерь на трение.

Таким образом, поставленная задача решена: расширение диапазона измерений в сторону малых расходов (дебитов) и повышение эксплуатационной надежности модулей расходомеров, входящих в состав различных геофизических измерительных комплексов (геофизических исследовательских систем).

Анализ известных технических решений, проведенный по научно-технической и патентной документации, показал, что совокупность существенных признаков заявляемого технического решения не известна из уровня техники, следовательно, оно соответствует условиям патентоспособности изобретения «изобретательский уровень» и «новизна».

Техническое решение поясняется чертежами.

Фиг. 1 - модуль скважинного расходомера, общий вид.

Фиг. 2 - сечение Α-A на фиг.1.

Конструктивно это выглядит как использование «эффекта крыла» несколько раз. Измерительный канал 1 находится по осевой линии прибора, а входные и выходные окна 2, расположенные соответственно выше и ниже этого канала 1, имеют несколько уровней, сложенных из воронкообразных конических поверхностей (усеченные конуса) 3, являющихся разделителями и образующими соседних каналов 4, соединяющих окна 2 каждого уровня с измерительным каналом 1 раздельно. Усеченные конуса 3 своими концами меньшего диаметра направлены в сторону измерительного канала 1 и соосно вставлены друг в друга, образуя каскад эжекционных элементов. А их основания удалены друг от друга по осевой линии на определенные расстояния, образуя окна 2, и скреплены между собой и переходниками верхнего 5 и нижнего 6 узлов прибора, а также и корпусом 7 измерительного канала 1 продольными ребрами 8 жесткости, создавая этим самым единый и не имеющий конструктивных элементов, выходящих за общие размеры комплекса, корпус модуля скважинного расходомера. Чем и достигается повышение эксплуатационной надежности модуля.

По образующим этих ребер 8 жесткости проложены сквозные и измерительные каналы 9 связи. Турбинка, являющаяся первичным преобразователем 9, выполнена легкой и скоростной, а ее связь с вторичным преобразователем магнитная. Вращение маленькой и легкой турбинки 10 в потоке повышенной скорости дает возможность сдвинуть рабочий диапазон расходомера в сторону высоких частот вращения турбинки 10, где более высокая и стабильная чувствительность турбинного датчика. Модуль скважинного расходомера снабжен термокондуктивным или турбинным датчиком и вторичным преобразователем потока (не показано).

В случае применения термокондуктивного датчика также повышается чувствительность к малым изменениям скорости потока в скважине, т.е. снижается нижний предел измерения расходомера за счет соответствующего изменения потока повышенной скорости, воздействующего на турбинку 10 (термодатчик), являющегося первичным преобразователем в измерительном канале 1.

Образованный по предлагаемому техническому решению измерительный канал 1 модуля расходомера можно использовать и в расходомерах с ультразвуковыми преобразователями, тогда их датчики и приемники устанавливаются строго по оси потока измерительного канала 1, а измерительная база может быть значительно удлинена.

Модуль скважинного расходомера работает следующим образом.

Его включают в состав измерительного комплекса, в зависимости от технических условий исследуемой скважины, в нижнем конце или выше, т.е. промежуточным или верхним модулем. Если длина сборки согласуется с лубрикатором, то включают два одинаковых модуля расходомера. Узел измерительного канала, изготовленный по предлагаемому техническому решению, используется в расходомерах с турбинными и с термокондуктивными датчиками, поэтому и, учитывая тот факт, что каждый вид датчика является определенным, характерным только ему, источником информации, измерительных модулей расходомеров в комплексе может быть несколько. Изменение электрической схемы и программы управления модулем данным техническим решением не предусмотрено, поэтому любой измерительный комплекс работает в своем штатном режиме.

Таким образом, предлагаемое техническое решение значительно повышает диапазон измерений и улучшает эксплуатационные характеристики модулей расходомеров, включая их в состав исследовательского комплекса в нужном месте и в необходимом количестве. Конкретные виды и конструкции первичных и вторичных преобразователей скорости потока в электрический сигнал выбираются производителем оборудования в зависимости от достигнутого уровня их производства и существующих технологий.

Способ повышения нижнего порога чувствительности скважинного расходомера (дебитомера) и модуль скважинного расходомера промышленно применимы и могут быть осуществлены с использованием современных технологий и материалов.

1. Способ повышения нижнего порога чувствительности скважинного расходомера (дебитомера) путем увеличения скорости потока в измерительном канале, отличающийся тем, что увеличение скорости центрального потока происходит из-за уменьшения его сечения в динамическом конусе дополнительного потока, без потерь на трение, в результате сложения нескольких потоков, по эффекту эжекции, одновременно поступающих по отдельным каналам конической формы с входных окон, расположенных на нескольких уровнях с целью увеличения их площадей без увеличения диаметра прибора, на единый измерительный канал, причем первичное увеличение скорости каждого отдельного потока происходит еще при их прохождении по коническим каналам за счет непрерывности потока.

2. Модуль скважинного расходомера для реализации способа по п. 1, имеющий корпус со своими верхним и нижним переходами, гидравлический измерительный канал со своими входными и выходными окнами, первичный и вторичный преобразователи скорости потока в электрический сигнал и сквозной электрический канал для других модулей, отличающийся тем, что входные и выходные окна измерительного канала, расположенные соответственно выше и ниже этого канала, имеют несколько уровней, сложенных из воронкообразных конических поверхностей (усеченные конуса), являющихся разделителями и образующими соседних каналов, соединяющих каждый уровень с измерительным каналом раздельно, причем усеченные конуса своими концами меньшего диаметра направлены в сторону измерительного канала и соосно вставлены друг в друга, образуя каскад эжекционных элементов, а их основания удалены друг от друга по осевой линии на определенные расстояния, образуя окна, и скреплены между собой и переходниками верхнего и нижнего узлов прибора, а также и корпусом измерительного канала продольными ребрами жесткости, создавая единый и не имеющий конструктивных элементов, выходящих за общие размеры комплекса, корпус модуля скважинного расходомера.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к горному делу, преимущественно к угольной промышленности, и может быть использовано для обеспечения безопасности при подземной разработке газоносных угольных пластов.

Изобретение относится к измерительной технике и предназначено для измерения продукции нефтяных и газоконденсатных скважин раздельно по компонентам - нефти, газу и воде, в том числе и как эталонное средство для уточнения среднесуточных дебитов скважины по компонентам.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу оперативного раздельного учета продукции двухпластового эксплуатационного объекта.

Изобретение относится к области измерений массы сырой нефти сепарационными измерительными установками при определении поправочного коэффициента, учитывающего наличие остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации, и может найти применение в нефтяной промышленности.

Изобретение относится к способам определения состава водонефтяной смеси в скважине и, в частности, к способам, использующим измерение параметров потока добываемого флюида в трубке Вентури, через которую в основной ствол скважины обеспечивают поступление нефтеводяной смеси, добываемой из выделенного сегмента скважины.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: повышение точности и качества замера дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, за счет эффективности суммарного и поочередного измерения дебита каждой скважины, а также обеспечение достаточного времени для достоверного замера дебита каждой скважины и обеспечение постоянного контроля по дебиту в режиме реального времени всех скважин, подключенных к групповой замерной установке.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождений углеводородов.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано в измерительных установках для корректировки данных при определении дебита продукции нефтяных скважин.

Изобретение относится к способам эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и может быть использовано для сокращения потерь ретроградного конденсата и предотвращения аккумулирования жидкости в стволе скважины.

Изобретение относится к исследованию скважин, а именно к выбору скважин с закольматированной призабойной зоной пласта (ПЗП). Способ включает геофизические исследования скважин, а также лабораторные исследования керна, систематический замер дебита нефти, жидкости.

Предлагаемое изобретение относится к скважинной добыче нефти, может быть использовано на всех предприятиях нефтедобывающей промышленности. Способ заключается в том, что в межтрубном пространстве скважины на устье скважины устанавливают стационарный датчик давления с регистрацией его показаний в постоянном режиме времени. Расчет объема выделенного из скважины попутного нефтяного газа за отчетный промежуток времени ведут по участкам непрерывного снижения давления в межтрубном пространстве в зоне датчика, причем до атмосферного давления, по формуле: где Vпотерь - объем потерь легких углеводородов в виде выпущенного в атмосферу из скважины попутного нефтяного газа за отчетный период времени;D - внутренний диаметр обсадной колонны, м;d - внешний диаметр колонны лифтовых труб (насосно-компрессорных труб - НКТ), м;Ндин - динамический уровень жидкости в межтрубном пространстве на время i-гo выпуска попутного нефтяного газа (ПНГ) в атмосферу, м;Руст - показание устьевого датчика давления в межтрубном пространстве (МП) в начальный момент процесса снижения межтрубного давления газа до атмосферного, Па;Рдин - давление ПНГ в зоне динамического уровня жидкости в начальный момент процесса снижения межтрубного давления газа до атмосферного, Па (определяется расчетным путем, например по формуле Лапласа-Бабинэ);Ратм - атмосферное давление, равное 1,013⋅105 Па;n - количество кратковременных снижений устьевого давления до атмосферного давления за отчетный период времени. 3 ил.
Наверх