Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов

Подождите немного. Документ загружается.

700 900

1100 1300 1500

Длина

волны,

см ~'

1700

700

900 1100 1300 1500 1700

Длина

волны,

см"

;

Рис.

1.2. Инфракрасные спектры конденса-

тов

месторождений:

—

Астраханского;

2 —

Тасбулат;

3 — Ра-

кушечного;

4 —

Южно-Жетыбайского

Рис.

1.3. Инфракрасные спектры флюидов

Даулетабадского

месторождения:

—

конденсат,

интервал

отбора

2980

—

3086

м; 2 —

нефть,

интервал

отбора

2975

—

3081

рактер распределения аренов

дистиллатной части.

Во

фракции 122

—

150

°С

количество аренов достигает

—

вышекипящих

50-градусных

фракциях

ее

количество либо остается

на том же

уровне, либо повышает-

ся

до 26

—27

достигая

33 % во

фракции

500

—

550 "С.

Для группового углеводородного состава нефтей

конденсатов

Карачаганакского месторождения характерно преобладание класса

нор-

мальных алканов. Нафтеновые углеводороды

во

флюидах составляют

не-

большую часть,

структурном отношении обладают преимущественно

циклогексановой

структурой (полоса поглощения

970

см"

). Характерно,

что

составе аренов моноциклические (бензол, толуол, дизамещенные

бензолы) имеют ограниченное развитие (полоса поглощения

690, 700, 750

—

660 см"

тогда

как

бициклические составляют основу класса углеводоро-

дов.

Анализ представленных материалов показывает, что ни по структур-

ному составу углеводородов, ни по распределению ароматики по фракциям

глубокозалегающих месторождениях не получено отличия нефтей от

конденсатов, а именно: при большой протяженности гомологического ряда

(до С

— С

) низкомолекулярные соединения (С

— С

) составляют около

половины

всего количества нормальных алканов, что позволяет отнести

флюиды к конденсатам, характер же распределения аренов по фракциям и

наличие в них бициклов придают изученным углеводородам признаки, при-

сущие нефтяному веществу.

Таким

образом, анализ фактического материала исследований глубо-

козалегающих залежей углеводородов показал, что свойства нефтей и кон-

денсатов в них сближаются, поэтому однозначно определить тип залежи и

прогнозировать фазовые превращения пластовых систем существующими

методами не представляется возможным.

Природные

газоконденсатные системы характеризуются большим

многообразием условий нахождения, компонентного состава газовой фазы

(углеводородной и неуглеводородной) и степени их насыщенности углево-

дородами С

. Проведенный по отдельным регионам СНГ сравнительный

анализ

количественной и качественной характеристик углеводородов С

газоконденсатных залежах указал на тесную взаимосвязь состава, содер-

жания

конденсата в пластовом газе и термобарических условий нахожде-

ния

последних. В целом же для пластовых газоконденсатных систем фак-

торы, влияющие на количество и состав конденсатов, сложны и многооб-

разны.

Количество конденсата в газоконденсатных залежах зависит от рас-

творимости индивидуальных высококипящих углеводородных смесей в

пластовом газе.

В природных условиях все факторы, действуя одновременно, оказы-

вают

друг

на

друга

взаимовлияние и предопределяют содержание кон-

денсата в пластовом газе. Так, при изучении закономерностей растворимо-

сти углеводородов С

вниз по разрезу многопластовых месторожде-

ний

установлено, что, несмотря на улучшение условий растворимости

(рост, давления и температуры), из-за увеличения роли аренов в высоко-

кипящей

фракции способность перехода С

в газовое состояние снижа-

ется.

Существует тесная зависимость состава и количества углеводородов

от степени насыщенности залежей, значений соотношения начальных

пластовых давлений залежей и гидростатических. В условиях аномаль-

но

высоких пластовых давлений, несмотря на повышенную концентра-

цию

аренов в составе углеводородов С

, их содержание может быть вы-

соким.

Только комплексный

подход

к изучению взаимовлияния

всех

факто-

ров позволяет установить закономерности растворимости углеводородов

в природных пластовых системах и, следовательно,

глубже

понять

особенности фазовых превращений газоконденсатных систем, наблюдае-

мых как в момент опробывания разведочных скважин, так и в процессе

разработки газоконденсатных залежей.

Применение

структурно-хроматографического метода изучения уг-

леводородов позволило авторам книги [31] разработать во ВНИИГАЗе

способ идентификации нефтей в

случаях,

когда залежь расположена

на

глубине до

3000

—

3500

м. На больших глубинах свойства нефтей и кон-

Таблица 1.5

Физико-химическая

характеристика

жидкой

фазы скв. 555

Зайкинского

месторождения

Показатель

Температура начала кипения, °С

Температура (°С) отгона, % по объему:

Температура конца кипения, °С

Объемная доля, %:

отгона

остатка

потерь

Молекулярная масса

Плотность, г/см

Массовая доля, %:

смолы

парафины

асфальтены

Интервал испытания, м

4344-4358

101

244

340

586

170

0,8248

Не

опр.

Не

опр.

—

4392-4399

130

236

335

550

164

0,7886

1,4

4,5

Не

опр.

4414-4428

125

236

330

360

168

0,7948

1,4

7,2

—

4518-4526

112

207

328

360

164

0,7915

Не

опр.

4,3

—

денсатов сближаются. Тип залежи в этих случаях можно установить лишь

ориентировочно и лишь путем тщательного лабораторного изучения осо-

бенностей фазовых превращений пробы флюида. Следует отметить, что в

случае глубокозалегающих залежей обеспечение представительности про-

бы пластового флюида является весьма сложной исследовательской зада-

чей.

Таблица

/.6

Характеристика

глубокозалегающих

залежей

флюидов

Показатель

Пластовые:

давление, МПа

температура, "С

Газовый фактор, м

/м

Молярная

доля ком-

понента

в пластовой

системе, %:

СН.

сД

С5Н12

с6

Плотность С

, кг/м

Критическая

темпе-

ратура пластовой сис-

темы, *С

Отношение изо-С

/н-С

Месторождение

Артю-

хов-

ское

Анас-

тасиев-

ское

Русский

Хутор

Север-

ный

Хедли

Харь-

ковцев-

ское

Хан-

кала

Кал-

гари

Залежь

газокон-

Д6НСЗТ"

ная,

19л

45,2

ИЗ

760

59,2

12,3

8,8

3,2

13,1

1,7

0,799

108

0,38

нефтя-

НаЯ,

Djg

48,7

120

730

60,4

11,5

6,8

2,7

13,6

2,9

0,801

140

0,41

газокон-

денсат-

ная

136

1200

67,8

11,6

3,2

1,6

9,7

3,3

2,8

0,774

0,6

газокон

-денсат-

ная

37,8

130

945

59,4

13,6

7,6

4,1

14,2

—

0,9

0,771

102

0,24

нефтя-

ная,

53,1

122

720

59,6

8,2

2,8

14,9

0,6

2,9

0,787

132

0,5

газокон-

денсат-

ная

170

694

69,7

9,3

3,8

2,4

12,5

0,2

0,787

НО

0,57

нефтя-

ная

121

565

10,2

9,1

5,1

18,6

0,9

2,1

0,8

131

0,66

В табл. 1.2, 1.5 и 1.6 в качестве примеров приведены характеристики

пластовых флюидов глубокозалегающих залежей газоконденсатного и неф-

тяного типов, включая свойства конденсатов и нефтей (фракций пентан

плюс вышекипящие).

1.2

Свойства

газа

газового

конденсата

Природные

смеси углеводородов состоят из многих десятков и

даже

сотен индивидуальных углеводородов, различающихся физико-хими-

ческими

свойствами и представляющих как газы, так и жидкости, при-

чем в стандартных условиях многие из последних переходят в

твердую

фазу.

В пластовых условиях в массообменных процессах в значительной

степени проявляет себя селективность, обусловленная сложным составом

углеводородных смесей. Одним из следствий сложного многокомпонентно-

го состава природных углеводородных смесей на стадии формирования

месторождений газоконденсатного типа является гравитационное разделе-

ние

углеводородов, особенно заметное при значительных толщинах про-

дуктивных отложений. Так, например, в пределах продуктивного пласта

Карадагского газоконденсатного месторождения начальное содержание

фракции

в пластовом газе изменялось от 145 г/м

в своде до 214 г/м

приконтурных частях пласта. Аналогичным было начальное распределение

углеводородов по толщине пласта и в

других

газоконденсатных месторож-

дениях (Вуктыльском, Карачаганакском, Астраханском).

Вместилищем углеводородной залежи является поровое пространство

пласта-коллектора, которое содержит в общем

случае

кроме углеводородов

определенное количество воды; характеристика пластовых вод дается в

конце

данного раздела.

В зависимости от происхождения залежи смесь углеводородов имеет

те или иные присущие только ей состав и свойства.

Состав углеводородной смеси влияет на распределение компонен-

тов не только в одной фазе вследствие наличия гравитационного поля,

но

между

фазами в двухфазной системе вследствие изменения давле-

ния

перехода системы из одно- в двухфазное состояние. Результаты об-

ширных экспериментальных исследований по динамике констант фазо-

вого равновесия индивидуальных углеводородов позволяют судить об осо-

бенностях конкретных смесей углеводородов. Так, например, чем боль-

ше высокомолекулярных компонентов содержится в системе, тем ниже

константы

фазового равновесия фракции С

, т.е. тем меньше потен-

циальное содержание конденсата в пластовой газовой фазе. Константы

фазового равновесия углеводородных компонентов при прочих равных

условиях зависят от характеристического фактора [47]. Особенно значи-

тельна разница в константах равновесия

между

углеводородами метанового

ряда, с одной стороны, и углеводородами нафтенового и ароматического

ряда, с

другой

стороны. В соответствии с результатами экспериментальных

исследований, выполненных под руководством автора, повышение содер-

жания

в газоконденсатной системе промежуточных углеводородных ком-

понентов

метанового ряда (этана, пропана, бутанов) сверх равновесного

для газовой фазы при определенных термобарических условиях приводит

смещению фазового равновесия в пластовой системе в сторону либо га-

зовой,

либо жидкой фазы, что можно использовать для создания техноло-

гических процессов воздействия на пласт с целью повышения компоненто-

отдачи [50].

Аналогичного характера смещение равновесия в двухфазной углеводо-

родной системе наблюдается и при увеличении содержания в системе тако-

го неуглеводородного компонента, как азот, причем в широком диапазоне

изменения

давлений и температур.

Известен

также эффект высаждения фракции С

при вытеснении

"жирного"

газа чистым метаном в области давлений, начиная от давления

максимальной

конденсации пластовой смеси и выше, что также может

быть использовано при создании технологических процессов повышения

компонентоотдачи пласта.

В еще более значительной степени, чем при изменении состава систе-

мы,

могут

происходить массообменные процессы при изменении в

пласте термобарических условий. Так, разработка газоконденсатного мес-

торождения на режиме истощения сопровождается ретроградной конден-

сацией

смеси вплоть до давления максимальной конденсации, причем по

мере снижения давления

уменьшается содержание

газовой фазе фракции

снижается ее моле-

кулярная

масса, плот-

ность,

изменяются группо-

вой

и компонентный со-

став и

другие

парамет-

ры.

При

давлении макси-

мальной конденсации (5 —

15МПа) в жидкой фазе

находится преобладающая

часть запасов углеводоро-

дов С

(рис. 1.4). Экспе-

риментальные исследова-

ния

показали, что, напро-

тив,

увеличение давления в

залежи выше давления

максимальной

конденса-

ции

вследствие нагнетания

тех или иных агентов в

Рис.

1.4.

Зависимость

констант

К,

фазового

равновесия

н-алканов

С, от

давления

р для

газоконден-

сатной

смеси

давлением

схож-

дения

34,3 МПа при

температуре

Пунктир

— линия минимальных

значений

констант

2,5 5,0 7,5 10,0 12,5 р, МПа

пласт способствует переходу углеводородов в газовую фазу. При сущест-

венном повышении давления возможен в принципе перевод пластовой сис-

темы в однофазное газовое состояние; практически не испаряются только

высокомолекулярные асфальто-смолистые вещества (АСВ) и равновесная

сорбированная породой часть углеводородной системы [32]. В связи с этим

повышение давления, поддержание его на определенном уровне или замед-

ление темпа снижения давления путем нагнетания в залежь газа — широко

распространенный процесс, на котором основаны многие из предложен-

ных и внедряемых на практике методов повышения углеводородоотдачи

пласта.

Свойства пластовых смесей определяются совокупным проявлением

свойств компонентов и зависят от особенностей межмолекулярного взаи-

модействия компонентов, образующих смесь.

Основные параметры компонентов природных газов приведены в

табл. 1.7. Методы определения количественных значений этих параметров

описаны в инструкции [17].

Таблица

1.7

Основные

параметры

компонентов

природного

газа

Показатели

Молекулярная

масса

Молекулярный

объем

при 0 °С и

760 мм

рт.ст.

Плотность

при 0 °С и

760 мм

рт.ст.,

кг/м

Плотность

при 20 °С

и 760 мм

рт.ст.,

кг/м

Относительная

плот-

ность

(по

воздуху)

Газовая

постоянная,

м/"С

Теплоемкость

при

0 °С и 760 мм

рт.ст.,

С /С

ккдл/кг-°Р

Коэффициент

дина-

мической

вязкости

при 20 °С и 760 мм

рт.ст.,

10"

кг-с/м

Фактор

ацентричнос-

ти

молекул

Параметры

потен-

циалов:

e/Jk, К

о, Л

Критическая

темпе-

ратура

Г,,, К

Критическое

давле-

ние Рцр, КГС/СМ

Температура

кипения

кип'

Теплопроводность

при

0 °С и 760 мм

рт.ст., ккал/м • ч "С

Компоненты

СН

16,042

22,36

0,7168

0,6679

0,555

52,95

0.5172

0,39361

1,0484

0,0104

140,0

3,808

190,55

46,95

111,7

0,026

30,068

22,16

1,356

1,263

1,049

28,19

0.3934

0,3273

0,8720

0,0986

236,0

4,384

305,43

49,76

184,6

0,016

44,094

21,82

2,010

1,872

1,562

19,23

0.3701

0,3252

0,7649

0,1524

206,0

5,420

369,82

43,33

231,1

0,013

н-С

58,120

21,50

2,703

2,5185

2,091

14,95

QJ22Q2

0,3466

0,6956

0,02010

208,0

5,869

425,16

38,71

272,7

0,011

изо-С

58,120

21,75

2,668

2,4859

2,067

14,95

0.3802

0,3466

0,7027

0,1849

217,0

5,819

408,13

37,19

261,5

0,010

н-С

72,151

20,87

3,457

3,221

2,674

11,75

0.3805

0,3533

0,6354

0,2539

269,0

6,099

469,65

34,35

309,3

0,0106

изо-С

72,151

20,87

3,457

3,221

2,490

11,75

0.3805

0,3533

0,6507

0,2223

269,0

6,057

460,39

34,48

301,0

0,0106

Продолжение

табл.

1.7

Показатели

Молекулярная масса

Молекулярный объем

при

0 °С и 760

ммрт.ст.

Плотность

при 0 °С и

760

мм

рт.ст., кг/м

Плотность

при 20 'С

760 мм

рт.ст., кг/м

Относительная

плот-

ность

(по

воздуху)

Газовая

постоянная,

м/'С

Теплоемкость

при

О'Си

760 мм

рт.ст.,

ккал/кг'С

Коэффициент

дина-

мической

вязкости

при

*С

760 мм

рт.ст.,

10~

кг-с/м

Фактор

ацентричнос-

ти молекул

со

Параметры потен-

циалов:

E/Jt,

о,

Критическая темпе-

ратура

Г.

, К

Критическое давле-

ние

Рц

кгс/см

Температура кипения

'кип'

|Ч

Теплопроводность

при

О'Си

760мм

рт.ст., ккал/м-ч-'С

Компоненты

Водяной

пар

18,016

23,45

1,8041

0,7496

0,624

47,06

0.4441

0,3469

0,9006

—

0,015

32,0

—

1,429

1,3315

1,105

26,47

0.2185

0,156

1,948

0,019

3,541

154,78

51,8

34,082

22,14

1,539

1,434

1,190

24,89

0.253

0,192

1,2025

0,100

343

3,49

0,21

373,6

91,85

211,4

0,011

64,06

—

2,927

2,727

2,264

—

1,1804

0,598

347

4,04

0,42

430,65

80,49

263,2

со

44,011

22,26

1,977

1,842

1,529

19,27

0.1946

0,1496

1,3942

0,231

190

3,996

—

304,2

75,27

194,7

0,012

СО

28,011

22,41

1,250

1,165

0,967

30,26

0.2483

0,1774

1,6951

—

ПО

3,590

—

132,93

35,68

81,7

46,006

—

2,055

1,915

1,593

—

0,093

220

3,879

—

100

431,0

294,5

30,01

—

1,340

1,249

1,037

—

1,8358

—

119

3,470

180,3

66,64

121,4

Продолжение

табл.

1.7

Показатели

Молекулярная масса

Молекулярный объем

при

0'С и 760 мм

рт.ст.

Плотность

при О'Си

760

мм

рт.ст., кг/м

Плотность

при 20 °С

760 мм

рт.ст., кг/м

Относительная плот-

ность

(по

воздуху)

Газовая

постоянная,

м/°С

Теплоемкость

при

'С и 760 мм

рт.ст.,

ккал/кг'С

Коэффициент дина-

мической вязкости

при

20 *С и 760 мм

рт.ст.,

10~

кг-с/м

Компоненты

Не

4,00

0,178

0,166

1,138

211,84

1.260

0,760

1,8970

Аг

39,95

1,784

1,1662

1,380

1.2430

2,1265

Кг

83,80

2,3764

38,00

СЦ

70,91

3,233

3,012

2,501

1,2698

Этил-

меркап-

тан

62,13

0,84

18,02

998,2

1.0074

1,004

нд

200,59

18,019

595

546

0.0335

Продолжение

табл.

1.7

Показатели

Фактор

ацентричнос-

ти

молекул

со

Параметры потен-

циалов:

е/к, К

о, А

fc3

Критическая темпе-

ратура Г,

, К

Критическое давле-

ние р,

, кгс/см

Температура кипения

Т К

Теплопроводность

при О'Си 760 мм

рт.ст.,

ккал/м-ч-'С

Компоненты

Не

0,246

10,8

2,57

5,2

2,34

4,3

0,123

Аг

124,9

3,423

150,72

49,59

87,5

—

Кг

0,002

166,7

3,679

309,41

56,0

121,4

—

0,071

112,0

3,653

144,2

56,83

86,2

—

С1

0,082

357,0

4,117

417,2

78,63

238,6

—

Этил-

меркап-

тан

447,6

4,644

0,156

499

56,0

—

0,348

775,0

2,52

1,0

647,4

225,55

373,2

—

Нд

—

Продолжение

табл.

1.7

Показатели

Молекулярная масса

Молекулярный

объем

при 0 'С и 760 мм рт.ст.

Плотность при О'Си

760 мм рт.ст.,

кг/м

Плотность при 20 "С и

760 мм рт.ст.,

кг/м

Относительная плот-

ность (по

воздуху)

Газовая

постоянная, м/"С

Теплоемкость при 0 °С

и 760 мм рт.ст.,

ккал/кг-'С

Коэффициент динами-

ческой вязкости при

20 'С и 760 мм рт.ст.,

10~

кг-с/м

Фактор

ацентричности

молекул

Параметры потенциалов:

е/к, К

о, А

Критическая темпера-

Г KD'

Критическое давление

р,

, кгс/см

Температура кипения

кип'

Теплопроводность при

0 *С и 760 мм рт.ст.,

ккал/м-ч-'С

Компоненты

86,178

22,42

3,845

3,583

2,974

9,84

0.3827

0,3600

0,6169

0,3007

423,0

5,916

—

507,35

30,72

341,9

0,00966

н,

100,198

22,47

4,459

4,155

3,450

8,46

ОЗВ46

0,3652

0,5500

0,3498

288,0

7,000

540,15

27,90

371,6

0,0092

Н,

114,22

22,71

5,030

4,687

3,820

7,42

03856

0,3686

0,5030

0,4018

333,0

7,407

568,76

25,35

398,9

0,0084

28,016

22,404

1,2503

1,1651

0,967

30,26

O24S2

0,1770

1,6981

0,040

91,5

3,681

126,26

34,65

77,3

0,020

2,016

22,43

0,0899

0,0837

0,069

420,63

3.3904

2,4045

0,8984

33,3

2,968

33,25

13,25

20,4

0,148

Воздух

28,96

22,4

1,2928

1,2046

1,000

29,27

0.2397

0,1712

1,7419

—

78,6

3,711

—

37,2

132,4

78,8

0,021

Термодинамические

особенности газоконденсатных смесей хорошо

иллюстрируются

графиками поведения двухкомпонентной метан-геп-

тановой

(С,Н

н-С

)

смеси при

изменении

давления в системе. На

рис.

1.5 представлены зависимости от давления содержания н-гептана при

температуре

20 и 60 "С в равновесной газовой фазе. При давлениях выше

—

23 МПа смеси исследовавшихся авторами [5] составов находятся в од-

нофазном

состоянии: содержание

н-С

в газовой фазе максимально и

неизменно,

при изменении давления жидкой фазы не образуется, изменя-

ется лишь плотность смеси, но не фазовое состояние. Уменьшение давле-

ния

до давления начала конденсации и ниже приводит к образованию жид-

кой

фазы, состоящей из н-гептана с растворенным в нем метаном, в отли-

чие от сосуществующей газовой фазы, состоящей из метана с растворен-

ным

в нем н-гептаном. По мере снижения давления содержание н-гептана в

газовой фазе уменьшается, а в жидкой фазе увеличивается. Это продолжа-

ется до тех пор, пока давление не

упадет

до давления максимальной кон-

денсации

н-гептана, составляющего для данных смесей около 7 МПа. При

дальнейшем уменьшении давления массообменный процесс смещается в

сторону испарения жидкой фазы, а поскольку содержание в ней н-гептана

выше,

чем в сосуществующей газовой фазе, последняя обогащается

н-гептаном, причем в тем большей степени, чем ниже уровень давления;

эта область давлений называется областью нормального испарения.

Таким

образом, термодинамика газоконденсатной смеси характеризу-

10 15

Давление, МПа

Рис.

1.5.

Зависимость

потенциального

содержания

н-гептана

продукции

от

"пластового"

давления.

Проницаемость:

1 — 0,04

•

10"

, 2 — 1,49

•

10~

; 3 —

сосуд

PVT-соотношений; темпе-

ратура:

4 - 20 °С, 5 - 60 "С

ется тремя областями давления: однофазного состояния; ретроградной кон-

денсации;

нормального испарения.

В природе достаточно часто встречаются газоконденсатные залежи,

начальное пластовое давление в которых заметно превышает давление на-

чала конденсации углеводородной смеси. К таким "недонасыщенным" от-

носятся

залежи месторождений Астраханского (недонасыщенность по дав-

лению 14 МПа), Вуктыльского (4МПа), Восточно-Таркосалинского (8МПа),

Харасавейского (4,7 МПа), Карачаганакского (10 МПа) и др.

В большинстве случаев, однако, давление начала конденсации пласто-

вого газа и начальное пластовое давление совпадают. Чаще всего это обус-

ловливается наличием в залежи свободной жидкой углеводородной фазы,

что означает, что пластовое давление,

будучи

равным давлению начала кон-

денсации

пластового газа, ниже давления начала конденсации пластовой

смеси в целом. Область давлений, в которой пластовые массообменные

процессы смещены в сторону ретроградной конденсации, достаточно хо-

рошо исследована, поскольку именно при таких давлениях осуществляется

во многих случаях разработка месторождений (режим истощения, см. раз-

дел 4.1). На рис.

1.6—1.11

приведены зависимости от давления равновесно-

го содержания компонентов С,Н

—С

12+

а также молекулярной массы

12+

в газовой фазе газоконденсатной смеси

(ГКС),

моделирующей на-

10 15 20 25 30

Давление, МПа

Рис. 1.6.

Изменение

содержания

метана

газовой

фазе при

истощении

системы,

со-

держащей

газоконденсатную

смесь

Печоро-

кожвинского

ГКМ (ПКГКМ)

5 10 15 20 25 30 35

Давление, МПа

Рис. 1.7.

Изменение

содержания

этана в

газовой

фазе при

истощении

системы,

со-

держащей

газоконденсатную

смесь

ПКГКМ

10 15 20 25

Давление, МПа

30 35

10 15 20 25 30 35

Давление, МПа

Рис. 1.8.

Изменение

содержания

пропана

газовой

фазе при

истощении

системы,

со-

держащей

газоконденсатную

смесь

ПКГКМ

Рис. 1.0.

Изменение

содержания

«-бутана

газовой

фазе при

истощении

системы,

со-

держащей

газоконденсатную

смесь

ПКГКМ