Способ гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти

Заявлен способ гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высовязкой нефти. Техническим результатом является повышение эффективности способа гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти, улучшение фильтрационно-емкостных свойств пласта, увеличение устойчивости изолирующего барьера от потока подошвенных вод, увеличение охвата воздействия на пласт, повышение нефтеотдачи пласта, снижение обводненности добываемой продукции, а также расширение технологических возможностей способа. Способ включает спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону гидроразрыва продуктивного пласта. Также способ включает герметизацию межтрубного пространства пакером, осуществление гидроразрыва горной породы пласта в три этапа. Также способ включает создание трещин в пласте и последующее освоение скважины. Предварительно проводят геофизические исследования, определяют пористость, толщину пласта, начальное пластовое давление Р_нач.пл, пластовое давление Р_пл, обводненность добываемой продукции, наличие водоносного пласта по протвинскому объекту. Также способ включает выбор скважины с пластовым давлением Р_пл<0,7⋅Р_нач.пл, водоносным пластом по протвинскому объекту, обводненностью добываемой продукции более 60% c отсутствием системы поддержания пластового давления и ранее проводимых гидроразрывов продуктивного пласта. Также способ включает рассчет объема порового пространства пласта, зависимый от пористости, толщины пласта и площади воздействия. На первом этапе гидроразрыва пласта закачивают состав, состоящий из гелеобразного полиакриламида – ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 18-23 м³ на 1 м толщины пласта. На втором этапе закачивают сжиженный пропан в объеме, рассчитанном исходя из приемистости продуктивного пласта. После двух этапов осуществляют технологическую выдержку в течение 2-3 ч. На третьем этапе закачивают состав, состоящий из ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 0,7% от объема порового пространства пласта. После чего осуществляют технологическую выдержку в течение 1-2 ч. Далее выполняют освоение скважины до жидкости постоянной минерализации. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проведении гидравлического разрыва в скважинах, эксплуатирующих продуктивную залежь высоковязкой нефти с низкими фильтрационно-емкостными свойствами с подошвенной водой в карбонатных породах, с отсутствием системы поддержания пластового давления.

Особенностями литологического строения башкирских отложений месторождений Юго-Востока Татарстана являются наличие подошвенных вод в протвинском горизонте, низкое пластовое давление и отсутствие организованной системы поддержания пластового давления, что повышает риск проведения гидравлического разрыва пласта. Скважины с низким пластовым давлением, что наиболее характерно для залежей в карбонатных отложениях, обычно не рассматриваются как кандидаты для проведения гидравлического разрыва пласта (критерий - текущее пластовое давление не ниже 0,7 начального). Однако установлено, что в них создаются трещины с очень благоприятным соотношением длины и высоты (Р.Р. Ибатуллин, д.т.н., О.В. Салимов, к.т.н., В.Г. Салимов, к.г-м.н., А.В. Насыбуллин, к.т.н. - Гидравлический разрыв пластов с низким пластовым давлением. Нефтяное хозяйство, 2011). Это особенно важно в условиях, когда продуктивный карбонатный пласт сверху и снизу ограничен карбонатами или другими породами, имеющими тот же коэффициент Пуассона.

Известен способ гидроразрыва пласта (ГРП) (патент RU №2170818, МПК E21B 43/26, опубл. 20.07.2001, бюл. №20), предусматривающий образование в пласте с подошвенной водой трещины гидроразрыва, при этом в насосно-компрессорные трубы (НКТ) и ниже них спускают гибкие трубы (ГТ) до нижних отверстий интервала перфорации для прокачки по ним проппанта в смеси с водоизолирующим цементом в количестве, достаточном для заполнения смесью нижней части трещины до уровня выше водонефтяного контакта с заполнением части трещины в зоне подошвенной воды в части трещины внизу нефтенасыщенной зоны, при этом одновременно по колонне НКТ подают жидкость-песконоситель с проппантом в количестве, достаточном для заполнения верхней части вертикальной трещины.

Недостатки данного способа:

- во-первых, ГРП осуществляют перед водоизоляцией, что в карбонатных породах может привести к образованию трещин по всей высоте пласта от подошвенной воды до кровли, и нет гарантии того, что при проведении последующей водоизоляции подошвенной части пласта их полностью удастся изолировать (перекрыть канал поступления подошвенной воды в продуктивную часть пласта), что снижает эффективность способа гидроразрыва пласта и вызывает быстрое обводнение скважины при последующей эксплуатации карбонатного пласта;

- во-вторых, после образования трещин в пласте закачкой жидкости разрыва по колонне НКТ в колонну НКТ спускают ГТ и на проведение этой операции затрачивают определенное количество времени, в течение которого трещины частично смыкаются, затем производят одновременно водоизоляцию цементом по ГТ подошвенной части пласта и закачку жидкости-песконосителя по кольцевому пространству между колоннами НКТ и ГТ для уплотнения уже начавшей смыкаться трещины, что усложняет технологический процесс осуществления способа и снижает проницаемость образуемых трещин;

- в-третьих, колонна НКТ должна иметь большой диаметр, так как для прокачки жидкости-песконосителя используется кольцевое пространство между колоннами НКТ и ГТ, поэтому перед проведением ГРП необходимо совершать дополнительные спуско-подьемные операции по замене эксплуатационной колонны НКТ;

- в-четвертых, необходимо привлекать дорогостоящее оборудование (пескосмеситель) и насосные агрегаты высокого давления для продавки жидкости-песконосителя с проппантом в пласт.

Известен способ обработки обводненных карбонатных коллекторов (патент RU №2383724, МПК Е21В 43/22, 43/27, опубл. 10.03.2010, бюл. №7), включающий предварительное насыщение высокообводненных каналов коагулянтом путем закачки 20%-ного раствора хлористого кальция, последующую закачку буферного слоя пресной воды, затем раствора гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила - ГОПАН, буферного слоя пресной воды и осуществление солянокислотного воздействия, при этом указанную закачку повторяют, причем в состав первой порции раствора ГОПАН дополнительно вводят 0,1-1,0% сухих негидролизованных измельченных отходов волокна полиакрилонитрила, осуществляют закачку первой порции раствора ГОПАН при давлении закачки на устье скважины, равном 20% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, закачку каждой последующей порции раствора ГОПАН - с повышением давления закачки на устье скважины относительно предыдущей на 10% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, причем давление закачки не должно превышать 50% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, каждую последующую порцию раствора ГОПАН, начиная с третьей, разбавляют водой по отношению к предыдущей в 2 раза.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность интенсификации притока нефти и повышения нефтеотдачи;

- во-вторых, сложный технологический процесс изоляции обводненных карбонатных коллекторов, причем лишь точное соблюдение указанных концентраций, давлений и четкой последовательности проведения технологических операций позволит произвести качественную водоизоляцию.

Наиболее близким является способ гидравлического разрыва пласта (патент RU №2734892, МПК Е21В 43/26, опубл. 26.10.2020, бюл. №30), включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону гидроразрыва продуктивного пласта, герметизацию межтрубного пространства пакером, осуществление гидроразрыва горной породы пласта в три этапа, создание трещин в пласте и последующее освоение скважины. На первом этапе осуществляют закачку самоотклоняющегося кислотного состава (СКС), объем которой рассчитывается исходя из приемистости пласта, скважину выдерживают в бездействии некоторое время, которое необходимо для образования в водонасыщенных частях пласта блокирующего состава из геля. На втором этапе осуществляют гидравлический разрыв пласта (ГРП), где в качестве жидкости разрыва пласта используют также СКС, благодаря этому в нефтенасыщенной части пласта образуется система вторичных трещин и каналов. После повторного загеливания СКС во вторичных трещинах на третьем этапе продолжают закачку СКС в качестве жидкости ГРП для образования системы третичных трещин и каналов в нефтенасыщенной части пласта. В качестве СКС применяют состав, состоящий из 12 %-ный водный раствор соляный кислоты, 6 %-ный водный раствор Сурфогель, 0,5 %-ный водный раствор Акватек 50 Стандарт.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, ограничение для применения способа на скважинах с обводненной нижележащей частью карбонатного пласта в следствие того, что закачиваемый самоотклоняющийся кислотный состав обладает низкой площадью проникновения, гелирование происходит только отдельных высокопроницаемых каналов в продуктивном пласте. В общей толще, насыщенной 100% водой – не эффективно, т.к. СКС применим только на объектах с обводненностью продукции не выше 70 %. Компоненты СКС – 6 %-ный водный раствор Сурфогель и 0,5 %-ный водный раствор Акватек 50 Стандарт позволяют увеличить добывающие возможности скважин за счет блокировки «промытых» зон и вовлечения в разработку ранее не обработанных интервалов продуктивного пласта. Однако эта блокировка носит временный характер, длительность которого не позволяет достичь максимального коэффициента нефтеизвлечения, особенно в случае высокой вязкости нефти. После проведения обработки образуемый в пласте вязкоупругий гель легко разрушается добываемой нефтью и выносится из скважины, тем самым раскупоривая водоносные каналы пласта;

- во-вторых, снижение эффективности способа при отсутствии системы поддержания пластового давления, связанная с со снижением пластового давления в призабойной зоне пласта. При снижении пластового и забойного давлений возрастает величина геостатического давления, что приводит к заметной деформации пород-коллекторов, особенно в призабойной зоне пласта. В нефтяном пласте забойное давление может быть ниже давления насыщения, при этом происходит выделение свободного газа, который снижает эффективную проницаемость по нефти, образуя непроницаемое кольцо в околоскважинной зоне. По мере снижения пластового давления накопление свободного газа в пласте увеличивается вследствие выделения из нефти новых порций и расширения ранее образовавшихся пузырьков. В результате возникает газовый режим эксплуатации пласта, при котором эффективная проницаемость породы для нефти уменьшается, а для газа растёт, что приводит к быстрому снижению дебитов нефти скважин;

- в-третьих, невозможность применения на скважинах с высоковязкой нефтью так, как закачиваемый СКС, не способен снижать вязкость нефти и как следствие не может вытеснить высоковязкую нефть;

- в-четвертых, в следствие применения в СКС 12 %-ного водного раствора соляной кислоты, возникает высокая коррозионная агрессивность по отношению к внутрискважинному оборудованию и колоннам обсадных труб. Кроме того, в способе не определено соотношение компонентов СКС.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности способа гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти, вытесняемой без системы поддержания пластового давления, с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, с подошвенной водой в пласте за счет повышения качества гидравлического разрыва пласта, улучшения фильтрационно-емкостных свойств пласта, увеличения устойчивости изолирующего барьера от потока подошвенных вод, увеличения охвата воздействия на пласт, повышения нефтеотдачи пласта, снижения обводненности добываемой продукции, а также расширение технологических возможностей способа.

Технические задачи решаются способом гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти, включающим спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону гидроразрыва продуктивного пласта, герметизацию межтрубного пространства пакером, осуществление гидроразрыва горной породы пласта в три этапа, создание трещин в пласте и последующее освоение скважины.

Новым является то, что предварительно проводят геофизические исследования, определяют пористость, толщину пласта, начальное пластовое давление Р_нач.пл, пластовое давление Р_пл, обводненность добываемой продукции, наличие водоносного пласта по протвинского объекту, выбирают скважину с пластовым давлением Р_пл<0,7*Р_нач.пл, водоносным пластом по протвинскому объекту, обводненностью добываемой продукции более 60%, отсутствием системы поддержания пластового давления и ранее проводимых гидроразрывов продуктивного пласта, рассчитывают объем порового пространства пласта, зависимый от пористости, толщины пласта и площади воздействия, на первом этапе гидроразрыва пласта закачивают состав, состоящий из гелеобразного полиакриламида – ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 18-23 м³ на 1 м толщины пласта, на втором этапе закачивают сжиженный пропан в объеме, рассчитанном исходя из приемистости продуктивного пласта, осуществляют технологическую выдержку в течение 2-3 ч, на третьем этапе закачивают состав, состоящий из ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 0,7 % от объема порового пространства пласта, затем осуществляют технологическую выдержку в течение 1-2 ч, далее выполняют освоение скважины до жидкости постоянной минерализации.

Способ реализуется при использовании следующих реагентов:

- пропан – органическое вещество класса алканов. Массовая доля компонентов пропана и пропилена не менее 75 %, объемная доля жидкого остатка при 20°С не более 0,7 %, избыточное давление насыщенных паров при температуре плюс 45°С не более 1,6 МПа, при температуре минус 20°С не менее 0,16 МПа, массовая доля сероводорода и меркаптановой серы не более 0,013 %, в том числе сероводорода не более 0,003 %, интенсивность запаха не менее 3 баллов. Выпускаемый по ГОСТ 20448-90;

- гелеобразный полиакриламид (ПАА) - продукт омыления нитрила акриловой кислоты технической серной кислотой с последующей нейтрализацией омыленного продукта аммиачной водой или известью и полимеризацией полученного раствора акриламида в щелочной среде с помощью окислительно-восстановительных инициаторов. Внешний вид - гелеобразная вязкая масса от светло-желтого до голубого или зеленого цвета; массовая доля основного вещества не менее 5,0 %, кинематическая вязкость 0,25 %-ного раствора ПАА в 3%-ном растворе хлористого натрия при Т=30 0 не менее 2,2 мм²/с; скорость осаждения по оксиду меди не менее 4,0 мм/с, массовая доля остаточных мономеров: сумма непредельных не более 0,025 %. Выпускаемый по ТУ-6-01-1049-76;

- этанол, выпускаемый по ГОСТ 18300-87.

Сущность способа состоит в следующем.

Предварительно проводят геофизические исследования. Определяют пористость и толщину пласта, начальное пластовое давление Р_нач.пл, пластовое давление Р_пл, обводненность добываемой продукции, наличие водоносного пласта по протвинского объекту.

Выбирают скважину с пластовым давлением Р_пл<0,7*Р_нач.пл, водоносным пластом по протвинскому объекту, обводненностью добываемой продукции более 60% с отсутствием системы поддержания пластового давления и ранее проводимых гидроразрывов продуктивного пласта.

Рассчитывают объем порового пространства пласта, зависимый от пористости, толщины пласта и площади воздействия.

Производят спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону гидроразрыва продуктивного пласта.

Осуществляют герметизацию межтрубного пространства пакером.

На первом этапе гидроразрыва пласта под давлением по колонне насосно-компрессорных труб закачивают состав, состоящий из ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 18-23 м³ на 1 м толщины пласта. Нарушают целостность призабойной зоны пласта с учетом особенностей месторождения, создают новое поровое пространство с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами пласта. Образуют сеть трещин, улучшающих гидравлическую проводимость породы пласта и увеличивающих зону дренирования скважины. При этом также составом частично блокируют воду, поступающую в сеть созданных трещин.

На втором этапе гидроразрыва пласта насосным агрегатом на устье скважины закачивают сжиженный пропан в объеме, рассчитанном исходя из приемистости продуктивного пласта. Например, насосный агрегат применяют АНД 320 (АНД 320У).

В пласте пропан смешивается с нефтью, происходит изменение состава нефти, преобразуются тяжелые ароматические структуры, преимущественно смолы и асфальтены, увеличивается доля легкокипящих фракций углеводородных компонентов, нефть становиться более легкой, снижается вязкость добываемой нефти, образуется однофазная жидкость без границы раздела фаз. В результате изменяется реология поведения флюидов, увеличивается подвижность нефти в порах и каналах в пласте и облегчается ее продвижение к скважине, происходит более полное вытеснение нефти из охваченных процессом участков продуктивного пласта, т.е. коэффициент вытеснения стремится к 100%.

Далее осуществляют технологическую выдержку в течение 2-3 ч для реагирования.

На третьем этапе гидроразрыва пласта насосным агрегатом на устье скважины закачивают состав, состоящий из ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 0,7% от объема порового пространства. Например, насосный агрегат применяют АНД 320 (АНД 320У). Затем осуществляют технологическую выдержку в течение 1-2 ч в ожидании реакции.

Благодаря подобранному соотношению компонентов состава происходит образование гелевой пробки в зоне водонефтяного контакта в пласте и водоносного нижележащего горизонта, запирают поток подошвенной воды, поступающий в основном по образованным трещинам после гидроразрыва пласта, но при этом исключается образования гелевой пробки во всем объеме скважины и позволяет осуществлять подъем флюида.

ПАА в составе самопроизвольно блокирует подошвенную воду в результате гидрофобной ассоциации боковых н-додецильных групп в своем составе, принадлежащих разным макромолекулам.

При контакте с подошвенной водой этанол в составе быстро диффундирует в воду, в результате в месте контакта с водой образуется прочная гелевая пробка. Присутствие в составе этанола приводит к разрушению гидрофобных агрегатов, образованных в водной среде. Разрушение позволяет среагировать ПАА с водой образовав закупоривание каналов, иначе говоря, как запуск кнопки «старт» для реакции и деятельности ПАА.

Выполняют освоение скважины до жидкости постоянной минерализации.

Пример практического применения способа.

Выбирали скважину № 1, на которой предварительно провели геофизические исследования, по результатам которых были определены верей-башкирские отложения мощностью 27,2 м и наличие водоносного пласта по протвинскому объекту мощностью 12 м.

Начальное пластовое давление Р_нач.пл составило 8,2 МПа, пластовое давление – Р_пл 5,7 МПа, обводненность добываемой продукции – 85% с отсутствием системы поддержания пластового давления и ранее проводимых гидроразрывов продуктивного пласта, определили пористость 0,158 доли ед. и толщину пласта 8 м, вязкость нефти в пластовых условиях – 68 МПа⋅с, начальный дебит скважины по нефти – 1,6 т/сут.

Рассчитали объем порового пространства пласта 1,886 тыс. м³, зависимый от пористости и толщины пласта, площади воздействия.

Произвели спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону гидроразрыва продуктивного пласта. Осуществили герметизацию межтрубного пространства пакером.

На первом этапе гидроразрыва пласта под давлением по колонне насосно-компрессорных труб закачали состав, состоящий из гелеобразного полиакриламида – ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 152 м³.

На втором этапе гидроразрыва пласта насосным агрегатом АНД 320 на устье скважины закачали сжиженный пропан в объеме 12 м³. Далее осуществляют технологическую выдержку в течение 2 ч для реагирования.

На третьем этапе гидроразрыва пласта насосным агрегатом АНД 320 на устье скважины закачали состав, состоящий из ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 13,2 м³. Далее осуществляют технологическую выдержку в течение 2 ч для реагирования.

Выполнили освоение скважины до жидкости постоянной минерализации.

Дебит по нефти составил 3,4 т/сут, прирост дебита нефти составил 1,8 т/сут, обводненность добываемой продукции составила 54 %, снизилась на 31 % (пример 1 в таблице).

Остальные примеры осуществления способа выполняют аналогично. Их результаты приведены в табл.

Полученные результаты показывают, что способ гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти повышает эффективность способа гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти, вытесняемую без системы поддержания пластового давления, с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, подошвенной водой в пласте, за счет повышение качества гидравлического разрыва пласта, улучшения фильтрационно-емкостных свойств пласта, увеличения устойчивости изолирующего барьера от потока подошвенных вод, увеличения охвата воздействия на пласт, повышения нефтеотдачи пласта, снижения обводненности добываемой продукции, а также расширение технологических возможностей способа.

Таблица. Результаты осуществления способа гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти

№ скважины	Начальное пластовое давление Рнач.пл, МПа	Пластовое давление Рпл, МПа	Среднесуточные показатели работы добывающей скважины участка до гидроразрыва пласта	Толщина пласта, м	Объем порового пространства пласта, тыс. м3	Первый этап гидроразрыва пласта	Второй этап гидрораз-рыва пласта	Техно-логичес-кая выдерж-ка, ч	Третий этап гидроразрыва пласта	Техно-логичес-кая выдерж-ка, ч	Среднесуточные показатели работы добывающей скважины участка после гидроразрыва пласта
Дебит нефти, т/сут	Обводненность добываемой продукции, %	Объем состава, м3	ПАА, м3	Этанол, м3	Объем сжиженного пропана, м3	Объем состава, м3	ПАА, м3	Этанол, м3	Дебит нефти, т/сут	Прирост дебита нефти, т/сут	Обводненность добываемой продукции, %	Изменение обводненности добываемой продукции, %
1	8,2	5,7	1,6	85	8	1,886	152	38	114	12	2	13,2	3,3	9,9	2	3,4	1,8	54	-31
2	8,0	4,5	1,2	87	7,3	2,457	168	42	126	16	2,1	17,2	4,3	12,9	1,6	3,6	2,4	59	-28
3	7,9	2,8	0,5	69	8,9	2,343	160	40	120	14	2,5	16,4	4,1	12,3	1,9	2,7	2,2	51	-18
4	8,1	3,6	0,9	71	7,6	1,943	152	38	114	12	2,9	13,6	3,4	10,2	1,5	2,9	2	53	-18
5	7,6	5,1	1,5	75	8,4	2,0	160	40	120	13	2	14	3,5	10,5	1,3	3,1	1,6	49	-26
6	7,3	4,9	1,3	81	8,0	2,057	144	36	108	13	2,2	14,4	3,6	10,8	1	3,6	2,3	62	-19
7	6,4	3,8	1,1	89	7,3	2,229	152	38	114	14	2,4	15,6	3,9	11,7	1,8	3,0	1,9	53	-36
8	6,9	4,3	1,2	73	7,2	2,229	160	40	120	14	2,6	15,6	3,9	11,7	2	3,4	1,2	45	-28

Способ гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону гидроразрыва продуктивного пласта, герметизацию межтрубного пространства пакером, осуществление гидроразрыва горной породы пласта в три этапа, создание трещин в пласте и последующее освоение скважины, отличающийся тем, что предварительно проводят геофизические исследования, определяют пористость, толщину пласта, начальное пластовое давление Р_нач.пл, пластовое давление Р_пл, обводненность добываемой продукции, наличие водоносного пласта по протвинскому объекту, выбирают скважину с пластовым давлением Р_пл<0,7⋅Р_нач.пл, водоносным пластом по протвинскому объекту, обводненностью добываемой продукции более 60% c отсутствием системы поддержания пластового давления и ранее проводимых гидроразрывов продуктивного пласта, рассчитывают объем порового пространства пласта, зависимый от пористости, толщины пласта и площади воздействия, на первом этапе гидроразрыва пласта закачивают состав, состоящий из гелеобразного полиакриламида – ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 18-23 м³ на 1 м толщины пласта, на втором этапе закачивают сжиженный пропан в объеме, рассчитанном исходя из приемистости продуктивного пласта, осуществляют технологическую выдержку в течение 2-3 ч, на третьем этапе закачивают состав, состоящий из ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 0,7 % от объема порового пространства пласта, затем осуществляют технологическую выдержку в течение 1-2 ч, далее выполняют освоение скважины до жидкости постоянной минерализации.