1764

Совершенствование техники и технологии проведения ремонтно-изоляционных работ-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазод

ID: 185230
Дата закачки: 10 Ноября 2017
Продавец: nakonechnyy_lelya@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft PowerPoint, Microsoft Word

Описание:
Совершенствование техники и технологии проведения ремонтно-изоляционных работ-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Доклад Варваровский
В ряде нефтегазоносных районов осложнения, связанные с негерметичностью обсадных колонн и межпластовыми перетоками, составляют до 20 % общего числа осложнений.
Перед проведением работ скважина подвергается исследованию с определением основных параметров и проводится промывка.
При удовлетворительной приемистости пласта, низких устьевых давлениях нагнетания, допустимых для данной эксплуатационной колонны, башмак НКТ установить на 1-2 м ниже подошвы интервала перфорации, установить фонтанную арматуру, подсоединить цементировочный агрегат, нагнетательную линию с обратным клапаном, восстановить циркуляцию.
Перед проведением водоизоляционных работ проводятся подготовительные работы, расставляется техника, проверяется оборудование, завозятся необходимые материалы.
Цементировочные установки предназначены для приготовления, закачки и продавливания цементных и других растворов в скважину и за колонну и вымывания их излишков; промывки скважины через спущенную колонну обсадных или НКТ и ее глушения, обработки призабойной зоны, закачки растворов изотопов, проведения гидропескоструйной перфорации и других технологических операций, гидравлической опрессовки оборудования и эксплуатационной колонны.
На практике широко распространены насосные установки АЦ-32К
Показываю чертеж АЦ-32К.

Опыт работы по водоизоляции на месторождениях Западной Сибири показал, что ликвидация заколонных перетоков воды позволяет добиться значительного прироста добычи нефти и снижения обводненности продукции за счет увеличения степени воздействия депрессии на пласт и перераспределения потоков фильтрации в продуктивном пласте.
Все скважины после проведения работ по водоизоляции введены в эксплуатацию.
После проведения ремонтных работ произошло резкое снижение обводненности продукции скважины и значительный рост дебита нефти. Состояние призабойной зоны скважины схематически представлено на чертеже.
Показываю чертеж Проведение изоляционных работ

Преимущества цементировочной установки НС1000-10 производства «ФИДМАШ»
- оптимизация затрат на материалы. Установка позволяет приготавливать столько цемента, сколько его действительно необходимо.
- оптимизация затрат на персонал. При работе цементировочного комплекса достаточно 3–4 человек.
- оптимизация оборудования. Установка не нуждается в дополнительном оснащении осреднительной емкостью, а также дополнительной станцией контроля.
- многофункциональность. Установка предоставляет возможность проведения работ по массированным закачкам, кислотным обработкам и т.д.
Показываю чертеж Цементировочная установка НС1000-10

В результате проведения изоляционных работ по скважинам Лянторского месторождения произошло увеличение дебита скважины на 16,4 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 3366,6 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 2286,33 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от проведения изоляционных работ в сумме 12,2 млн. руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности проведения изоляционных работ по скважинам месторождения.
Показываю чертеж Технико-экономические показатели
Вопрос1. Преимущества колтюбинга перед традиционными технологиями РИР
• Обеспечение герметичности устья скважины на всех этапах выполнения внутрискважинных операций и возможность осуществления работ в скважинах без их предварительного глушения.
• Значительное сокращение времени спуско-подъемных операций.
• Возможность проведения водоизоляционных работ без подъема внутрискважинного оборудования.
• Возможность проведения водоизоляционных работ в наклонных и горизонтальных скважинах.

Вопрос 2. Недостатки колтюбинга
• Большие гидравлические сопротивления в колонне гибких труб, обусловленные их малым проходным сечением.
• Малое допустимое рабочее давление в колоннах колтюбинговых труб.
• Значительное снижение усталостной прочности гибкой трубы при наматывании на барабан и сматывании с него

Вопрос 3. Что такое коэффициент эксплуатации скважин.
Коэффициент эксплуатации скважин – это отношение количества отработанного скважиной времени к календарному времени. Его значение 0,95-0,99.

Вопрос 4. Какие требования предъявляют к цементному раствору?
Цементный раствор (шлам) должен обладать достаточной текучестью, обеспечивающей возможность быстрого его закачивания в колонну труб. Раствор должен оставаться подвижным определенное время, пока идет цементирование.
Тампонажные цементы должны характеризоваться необходимой прочностью в первые двое суток твердения. Прочность затвердевшего цементного раствора в краткие сроки твердения должна обеспечить закрепление колонны в стволе скважины, необходимую ее устойчивость, эффективную изоляцию от проницаемых пород.
ВВЕДЕНИЕ

Отличительной особенностью процесса разработки нефтяных место-рождений с искусственным заводнением является прогрессирующее обвод-нение скважин по мере выработки извлекаемых запасов. В связи с тем, что многие месторождения вступают в более поздние стадии разработки, харак-теризующиеся высоким обводнением продукции скважин, проблема ограни-чения отбора воды приобрела в последние годы исключительную актуаль-ность. В условиях резкой фациальной неоднородности продуктивных гори-зонтов, разработки их сеткой скважин и общим фильтром постепенное об-воднение нефтяных скважин является естественным, и значительные запасы нефти отбираются в водный период эксплуатации скважин.
На характер обводнения добываемой продукции оказывает влияние множество факторов, связанных, с одной стороны, с геологическим строени-ем и коллекторскими свойствами пласта, физико-химическими свойствами нефти и вытесняющей жидкости, с другой – с применяемой системой разме-щения скважин, технологией их строительства, режимами эксплуатации. В условиях роста депрессий большое число скважин обводняется из-за проры-ва вод по отдельным высокопроницаемым пропласткам эксплуатируемого объекта, нарушения герметичности заколонного пространства, а также из-за подтягивания конусов подошвенной воды. Кроме того, многие залежи нефти приурочены к водонефтяным зонам, где скважины с первых же дней эксплу-атации начинают давать обводнённую продукцию. Преждевременное обвод-нение скважин уменьшает конечную нефтеотдачу и вызывает большие не-производительные затраты на добычу, транспортирование попутной воды и на борьбу с коррозией промыслового оборудования.
В процессе разработки месторождений проблема ограничения водо-притоков в добывающие скважины становится все более актуальной. Резко возрос объем скважин, вышедших из бурения и требующих ремонта по при-чинам прорыва подошвенных вод, поступления воды из близко расположен-ных к продуктивной зоне водонасыщенных пластов, заколонной циркуля-ции. Фонд скважин, дающих обводненную продукцию сразу же после освое-ния, составляет более 15-20%. Поэтому в среднем почти в 2 раза увеличива-ется темп обводнения разрабатываемых месторождений, резко сокращаются сроки их безводной эксплуатации.
Работа большого числа скважин из-за высокой обводненности нерен-табельна. Такие скважины активно пополняют бездействующий фонд, кото-рый в настоящее время насчитывает более 30 тыс. скважин. По отдельным месторождениям Западной Сибири фонд бездействующих скважин составля-ет 40-50% эксплуатационного.
Основные причины обводнения следующие:
 подтягивание конуса подошвенной воды,
 поступление нагнетаемой и контурной воды по пласту,
 затрубная циркуляция (межпластовые перетоки),
 потеря герметичности эксплуатационных колонн, подъем водо-нефтяного контакта.
Технологии обработки скважин предназначены для изоляции путей об-воднения в добывающих и снижения непроизводительной закачки воды в нагнетательных скважинах и включают комплекс технологических приемов и реагентов для обработок.
Любые технологии воздействия на пласты не могут быть успешными без тщательного предварительного изучения состояния скважин комплексом геофизических методов. Важным моментом при планировании мероприятий по ограничению водопритоков является точное определение источника об-воднения скважины и только на этой основе проведение выбора технологий для применения в каждом конкретном случае. Также целесообразно прове-дение теоретических и лабораторных исследований применительно к объек-там разработки, с использованием кернового материала и модельных объек-тов.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Причины обводнения скважин

В период работы залежи на водонапорном режиме отборы нефти могут удерживаться на одном уровне. Пластовое давление вначале немного снижается, а затем держится на одном уровне выше давления насыщения, поэтому газовые факторы низки и не изменяются во времени. Под действием постоянного напора краевых вод, происходит постепенные подъёмы водонефтяного контакта и обводнение добывающих скважин.
С момента ввода скважин в эксплуатацию вокруг забоя образуется зона пониженного давления. В этой зоне нефть, связанная вода и зёрна породы под действием упругих сил начинают расширятся, создавая дополнительное давление, способствующее движению нефти к забоям скважин. Продолжающийся отбор нефти расширяет зону пониженного давления, освобождая другие силы на значительных расстояниях от добывающих скважин. Постепенно зона снижения давления распространяется на водоносную часть пласта, вследствие чего происходит высвобождение упругих сил расширяющейся воды и зерён породы на огромной площади. Создаваемый ими напор способствует движению воды в направлении зоны отбора. В результате начинается внедрение воды в залежь и неравномерное перемещение водонефтяного контакта. В связи с резкой неоднородностью продуктивного пласта вода по наиболее проницаемым каналам прорывается к забоям скважин, способствуя их преждевременному обводнению. Вследствие этого возрастает процент обводнённости продукции.
При разработке нефтяных месторождений посторонняя вода может поступать в скважину в период её освоения, по окончании бурения, после непродолжительной или длительной эксплуатации.
Причины прорыва посторонних вод: недоброкачественное цементирование эксплуатационной колонны, вследствие чего не достигается полного разобщения нефтеносных горизонтов от водоносных;
Нарушение цементного кольца в заколонном пространстве или цементного стакана на забое скважины; обводнение через соседнюю скважину, эксплуатирующую тот же горизонт; дефект в эксплуатационной колонне, вследствие недоброкачественного металла (наличие в теле обсадных труб трещин, раковин);
Разрушение колонны в процессе освоения скважины, повреждение колонны при текущем и капитальных ремонтах.
Определяющую роль при разработке залежей массивного типа имеет вертикальная трещиноватость.







Комментарии: 5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – технического прогресса определяется как превышение стоимости оценки результатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате проведения изоляционных работ по скважинам месторождения произошло увеличение дебита скважины на 16,4 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 3366,6 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 2286,33 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от проведения изоляционных работ в сумме 12,2 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 23,7 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 19,46 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 2286,33 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности проведения изоляционных работ по скважинам месторождения.








ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При разведочном и эксплуатационном бурении нефтяных и газовых скважин, а также при капитальном их ремонте применяют тампонажные цементы, представляющие собой в основном разновидности портландцемента. Тампонажные цементы используют для цементирования нефтяных скважин, цель которого — изолировать продуктивные нефтеносные слои от водоносных, а также отделить нефтеносные слои друг от друга при многопластовых залежах нефти. Цементирование (тампонирование) — весьма ответственная стадия сложного процесса бурения; качество цементирования часто определяет эффективность эксплуатации скважины, а при разведочном бурении — возможность правильной оценки запасов продуктивных нефтеносных слоев в исследуемом месторождении.
При цементировании скважины в нее опускают колонны обсадных стальных труб разного диаметра и заполняют образовавшееся кольцевое пространство между стенками скважины и наружным диаметром труб быстротвердеющим цементным раствором. Известны несколько методов цементирования скважин: прямое цементирование, монтажная заливка, цементирование хвоста, цементирование через заливочные трубы при ремонтных работах, обратное цементирование, многоступенчатая заливка и др. Многообразие методов обусловливается специфическими особенностями месторождений, различным характером расположения продуктивных и водоносных слоев, наличием трещин и каверн в породах и др.
Наиболее распространено прямое цементирование. Через колонну стальных труб, опущенную на рассчитанную глубину и соответствующим образом подвешенную, подается глинистый раствор для промывки скважин перед цементированием. После промывки в колонну опускают так называемую нижнюю пробку с центральным отверстием, закрытым стеклянной пластиной. Пробка плотно прилегает к стенкам труб. Затем на опущенную пробку в колонну быстро накачивается с помощью цементировочных агрегатов цементный раствор в заранее рассчитанном объеме, после чего туда опускают верхнюю глухую пробку. Наконец, на верхнюю пробку накачивается под большим давлением глинистый раствор, в результате чего цементный раствор, заключенный между нижней и верхней пробкой, движется вниз. Когда нижняя пробка достигает заранее установленного на обсадных трубах упорного кольца, несколько повышается давление, и стекло нижней пробки раздавливается. Цементный раствор через образовавшееся отверстие проходит в забой и в затрубное кольцевое пространство, выдавливая, в свою очередь, находившийся в скважине после бурения глинистый раствор. Когда верхняя пробка садится на нижнюю, что заметно по резкому повышению давления на манометре (устье скважины), движение глинистого раствора приостанавливается.
Установлено, что глинистый раствор отрицательно влияет на твердение цемента при их смешивании, когда цементный раствор проходит в затрубное пространство. Перфорация цементного камня в скважине также влияет на его прочность, снижая ее в зависимости от\' многих факторов и в особенности от вида перфорации — пулевой или торпедной. Крайне важно, чтобы при цементировании подъем цементного раствора в затрубном пространстве осуществлялся с определенной скоростью не менее 1,5 м/с. Это способствует лучшей очистке стенок скважины от глинистой корки и образованию более стойкого цементного кольца. Во время цементирования точно контролируют объемы цементного раствора и продавочной жидкости, закачиваемых в колонну, и тщательно следят за изменением давления раствора. Экзотермия цемента способствует повышению этого давления. После проверки высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве скважину оставляют в покое примерно на 18 и реже 48 ч до полного затвердевания цемента. Зазор между стенкой скважины и наружным диаметром обсадных труб, заполненный цементным раствором, составляет примерно 15—50 мм. По истечении установленного срока твердения цементного раствора обсадную колонну испытывают на герметичность путем «опрессовки», при этом допускается снижение давления на 0,5 МПа за 30 мин. После окончания этих операций и приобретения цементом необходимой прочности вскрывают продуктивный нефтеносный слой путем дальнейшего пробуривания цементного камня на забое либо пробивают отверстия, по которым в скважину поступает нефть. Это осуществляется с помощью пороховых либо торпедных перфораторов через стенки труб и прилегающий к ним цементный камень. В результате перфорации в цементном камне образуются отверстия, по которым в колонну поступает нефть после понижения уровня жидкости в скважине при давлении ниже пластового давления нефти.
Каковы же специфические условия службы тампонажного цемента в скважинах? Следует помнить о том, что осмотр и точное обследование состояния скважины невозможны. Это крайне затрудняет изучение цемента в условиях службы. По мере углубления нефтяной скважины в ней повышаются температура и давление, что, естественно, влияет на процесс цементирования и качество получаемого цементного камня. Установлено, что повышение температуры с глубиной бурения неодинаково в разных нефтяных месторождениях. Так, например, имеются данные измерений температуры в ряде скважин, по которым значение геотермического градиента составляет примерно 16,5—18,3 м/град. Диапазон колебаний объясняется различной силой притока верхних и нижних вод, причем считают, что температура нефтяных пластов всегда ниже температуры водоносных. В США на некоторых скважинах при глубине примерно 7000 м температура на забое доходила до 473 К при давлении 12,5 МПа.
В скважине создается высокое давление в результате напора воды, газов, нефти, которое при повышенной температуре влияет на сроки схватывания цементного раствора и формирование цементного камня. Условия для твердения цемента в скважине исключительно сложные. Пласты пород обладают различной пористостью, трещиповатостью и кавернозностью. Избыточное давление, испытываемое пластом в результате гидростатического давления, создаваемого столбом промывочной жидкости, увеличивает естественные трещины в породе и может привести к уходу глинистого, а затем и цементного раствора при цементировании им скважины. Бывают случаи так называемого гидравлического разрыва пласта, перетоков пластовых вод с верхних на нижние водоносные горизонты и др. Часто происходит значительное обезвоживание цементного раствора вследствие отсоса воды пористыми пластами породы.
Пластовые воды в ряде месторождений характеризуются высокой концентрацией солей. Имеются воды хлоркальциевые, хлормагниевые, сульфатно-натриевые, а также сульфатно-сульфидные, оказывающие заметное коррозионное воздействие на цементный камень особенно в условиях повышенных температур и давления, когда возможна существенная водопроницаемость цементного кольца. Особо сложные условия службы в газовых скважинах, когда после окончания цементирования происходит диффузия газа из пласта в скважину, часто вызывающая выбросы и фонтаны.
Первые опыты крепления обсадных труб для изоляции нефтяного пласта от водоносного путем цементирования портландцементным раствором были выполнены в 1907—1908 гг. и дали положительные результаты в сравнительно неглубоких скважинах. Портландцемент того времени характеризовался сравнительно медленным схватыванием, низкой прочностью и грубым помолом, поэтому приходилось долго «выжидать», пока цементный камень приобретет необходимую прочность. Поэтому возникла необходимость ускорить процессы твердения цемента. В то время это достигалось более тонким помолом цемента, так как познания в области химии цемента были еще недостаточны для выбора необходимого химического состава цемента.
Результаты многолетних исследований и обобщение опыта эксплуатации нефтяных месторождений позволили определить важнейшие требования к качеству тампонажного цемента. Они сводятся в основном к следующему. Цементный раствор (шлам) должен обладать достаточной текучестью, обеспечивающей возможность быстрого его закачивания в колонну труб, а затем про-давливания в затрубное пространство. Раствор должен оставаться подвижным определенное время, пока идет цементирование. Это достигается при В/Ц = 0,4—0,5. В зависимости от температуры скважины дифференцируются сроки схватывания цемента.
Тампонажные цементы должны характеризоваться необходимой прочностью в первые двое суток твердения. Прочность затвердевшего цементного раствора в краткие сроки твердения должна обеспечить закрепление колонны в стволе скважины, необходимую ее устойчивость при разбуривании и перфорации, эффективную изоляцию от проницаемых пород. Какой же должна быть прочность цементного камня па сжатие, чтобы удовлетворить всем этим требованиям? Вопрос это сложный. Считают, что она должна составлять не менее 2,3 МПа и приближаться к 3,5 МПа при коэффициенте запаса прочности в 2—5.
Весьма важный показатель — вязкость цементного раствора, характеризующая его текучесть. Цемент должен обеспечить получение раствора хорошей текучести и оставаться подвижным в течение времени, необходимого для его закачки и вытеснения в затрубное пространство при температуре и давлении, соответствующих данной глубине. После закачки в скважину цементный раствор должен в кратчайший срок приобретать соответствующую прочность и сохранять ее.
Цементный камень должен быть стоек по отношению к агрессивным пластовым водам на глубоких горизонтах и водонепроницаемым, чтобы защитить продуктивные нефтяные пласты от пластовых вод и обсадную колонну от проникновения корродирующих жидкостей, содержащих большое количество различных солей, а зачастую и сероводород. В начальный период твердения цементный камень должен быть достаточно пластичным, чтобы при перфорации скважин в нем не образовались трещины, и вместе с тем достаточно долговечным в условиях, когда ему приходится противостоять воздействию не только агрессивных пластовых вод, но и высокой температуры и давления. Необходимо учитывать и водоотдачу, которая вполне возможна при наличии проницаемых пластов, отсасывающих часть воды из цементного раствора. Это заметно снижает водоцементиое отношение, что влияет на вязкость и сроки схватывания цемента. Кроме того, серьезное значение имеет газопроницаемость цементного камня, особенно в газовых скважинах.
Цемент одной разновидности не может удовлетворять всем требованиям, связанным с различными условиями его работы в скважинах. Поэтому цементная промышленность выпускает два основных исходных вида тампонажного цемента. Один из них предназначен для цементирования «холодных» скважин и другой — «горячих». Цементы испытывают соответственно при 295 и 348 К. Кроме того, освоено производство ряда специальных видов тампонажных цементов. Требования к цементам для «холодных» и «горячих» скважин весьма высоки. Стандарт регламентирует жесткие пределы для сроков схватывания: начало не ранее 2 ч для применения цементов в «холодных» скважинах и не ранее 1 ч 45 мин для «горячих» скважин. Конец схватывания после затворения должен наступать в цементе для «холодных» скважин не позднее 10 ч и в цементе для «горячих» скважин — не позднее 5 ч. Это время необходимо для того, чтобы успеть закачать цементный раствор в скважину и продавить его на нужную высоту в затрубное пространство. Предел прочности при изгибе призм 4X4X16 см из цементного теста с В/Ц=0,5 должен составлять через двое суток — при холодных скважинах — 2,7 МПа, при горячих через одни сутки — 3,5 МПа. Цементное тесто должно обладать такой растекаемостью, при которой расплыв образца в виде конуса из этого теста был бы не менее 180 мм.
К тампонажным цементам предъявляются такие же требования в отношении допустимого содержания MgO, а также по тонкости помола и равномерности изменения объема, что и к портландцементу. К клинкеру цемента для «холодных» скважин при измельчении можно добавлять: гранулированный доменный шлак (не более 20%), активные минеральные добавки (не более 12% массы цемента) или инертные добавки (не более 10%) — кварцевый песок или кристаллический известняк.
Производство тампонажных цементов связано с определенными трудностями. Тампонажный цемент для «холодных» скважин изготавливают главным образом путем тонкого помола (до удельной поверхности 3000—3500 см2 на 1 г клинкера), сумма активных минералов (C3S + C3A) в нем составляет около 60%, дозировка гипса повышенная (3—3,5% S03).
В целях замедления схватывания тампонажный цемент для «горячих» скважин должен быть преимущественно низкоалюмипатным. Он предназначается для службы при температуре примерно 348 К. Выпускаются тампонажные цементы, которые содержат 3—4% С3А и пригодны как для «холодных», так для «горячих» скважин. Однако эти стандартизованные цементы не всегда позволяют обеспечить качественное цементирование нефтяных и газовых скважин, пробуриваемых зачастую в разнообразных сложных условиях. Так, например, часто в глубоких и сверхглубоких скважинах температура на забое бывает выше 348 К, доходит и до 473 К при давлении до 70 МПа.
В скважинах многих нефтяных районов пластовые воды оказывают на цемент сильное корродирующее действие, цементный раствор поглощается трещиноватыми или дренированными пластами. Для цементирования скважины в таких условиях необходимы цементные растворы с плотностью, превышающей плотность промывочного глинистого раствора. В других случаях требуются, наоборот, цементные растворы с пониженной плотностью для того, чтобы поднять цементный раствор на большую высоту. Специфические условия создаются в газовых скважинах, в которых наблюдается прорыв газа через цементное кольцо и резьбовое соединение обсадной трубы п др. Для службы в таких специфических условиях разработаны специальные виды тампонажных цементов, эффективность которых подтверждена на практике.


Размер файла: 7 Мбайт
Фаил: (.rar)

Скачать

Добавить в корзину

Занесено в корзину

        Коментариев: 0

Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

Техника и технологии проведения подземного ремонта скважины ПРС с применением гибких труб-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объекто
Ещё искать по базе с такими же ключевыми словами.