Разработка способа поддержания пластового давления

Нуранбаева Б.М., Джумабаева А.К.

Каспийский университет, Алматы, Казахстан

 

На многих месторождениях Казахстана в целях поддержания пластового давления широко применяются закачивание воды или газа в пласт, что позволяет поддерживать высокие темпы отборов и выработки запасов нефти. Несмотря на существенные различия в отдельных деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой или газом имеют много общего.

По мере извлечения нефти из залежи пластовая энергия, под действием которой обеспечивается приток нефти к забою добывающих скважин, уменьшается. При этом уменьшается и дебиты добывающих скважин, возникает проблема обводненности добываемой продукции.

На примере проанализируем распределение фонда скважин по дебитам нефти и жидкости, обводненности и приемистости по горизонтам на месторождении Узень (таблицы 1.1-1.3. и рисунок 1,1).

Как видно из них, на дату анализа максимальным дебитом по нефти характеризуется 13 горизонт – 7,25 т/сут, по жидкости 34,5 т/сут - 17 горизонт, наименьшим дебитом по нефти – 15 горизонт Парсумурунского купола (2,15 т/сут), по жидкости (14,6 т/сут) – 18 горизонт Хумурунского купола.

Как видно из приведенных таблиц, большая часть действующего фонда скважин основного свода характеризуются низкими дебитами до 10 т/сут и высокой обводненностью (от 50 до 90 %). Тем не менее, наблюдается уменьшение в 2008 году количества скважин с дебитами нефти до 5 т/сут по сравнению с 2004годом по всем горизонтам основного свода, тогда как фонд скважин с дебитом больше 5 т/сут увеличивается к 2008 году. Число скважин с дебитом нефти от 20 до 50 т/сут незначительное и на дату анализа составляет 6,5 % по 13 горизонту, 2,1 % - по 14 горизонту и 3,1 % - на 15 горизонту. Только единичные скважины имеют дебит нефти свыше 50 т/сут. Из них большая часть вступила в эксплуатацию за анализируемый период.

Таблица 1.1 - Динамика распределения фонда скважин по дебитам нефти и жидкости

Горизо

нт

Годы

Фонд

дейс. скв.

Среднегод. дебит, тусут

Диапазон распределения скважин по дебитам нефти

и жидкости, т/сут

 

 

 

 

 

 

 

 

1

5

5-10

10-20

20-50

50-100

более 100

 

 

 

 

 

 

нефть

жидк.

нефть

жидкост

нефть

жидкост

нефть

жидкос

нефть

жидкост

нефть

жидкос

нефть

жидкост

13

2004

757

4,00

14,48

62

32

15

28

7

22

2

21

0,1

3

0,0

0,8

 

 

2005

761

4,60

19,60

58

24

18

25

9

24

3

25

0,1

8

0,0

1,1

 

 

2006

817

5,30

23,17

54

19

20

23

9

18

4

33

0,2

10

0,0

1,5

 

 

2007

882

5,53

23,45

46

15

23

18

11

23

3

34

0,5

8

0,0

1,5

 

 

2008

964

7,25

29,22

36

11

25

13

16

22

7

41

0,3

12

0,0

2,1

14

2004

835

3,84

16,03

69

27

22

29

6

33

1

30

0,0

3

0,0

0,6

 

 

2005

957

4,01

20,16

61

20

19

20

6

27

1

33

0,0

5

0,0

0,5

 

 

2006

1018

4,52

24,14

54

15

18

16

9

24

2

35

0,0

10

0,0

0,8

 

 

2007

1061

4,51

23,75

54

16

21

15

8

23

2

36

0,2

10

0,0

0,6

 

 

2008

1062

4,64

27,36

50

12

25

15

7

22

2

39

0,0

12

0,0

1,1

15

2004

385

3,10

12,67

69

25

12

33

3

28

0

15

0,0

2

0,0

0,5

 

 

2005

383

3,46

16,52

64

16

19

27

2

37

0

22

0,3

3

0,0

0,5

 

 

2006

414

4,34

21,45

54

7

21

22

7

32

1

33

0,0

7

0,0

0,5

 

 

2007

424

4,11

21,59

56

7

22

24

5

29

1

33

0,0

8

0,0

0,7

 

 

2008

435

4,94

26,89

55

4

22

16

8

29

3

41

0,0

12

0,0

0,9

16

2004

330

3,30

14,22

63

27

14

26

4

30

1

19

0,0

2

0,0

0,0

 

2005

322

3,82

19,23

62

11

20

27

7

32

0

31

0,0

4

0,0

0,3

 

 

2006

323

4,16

23,64

60

7

22

19

7

31

0

41

0,0

7

0,0

0,6

 

 

2007

339

4,17

24,06

56

8

18

18

9

28

1

40

0,0

8

0,0

0,3

 

 

2008

325

4,08

26,41

60

8

23

12

6

25

1

50

0,0

11

0,0

0,9

17

2004

158

3,41

17,91

66

20

15

22

3

30

0

26

0,0

6

0,0

0,0

 

 

2005

159

3,92

23,44

65

13

13

22

6

26

1

30

0.0

11

0,0

0,6

 

 

2006

171

5,06

28,98

61

5

16

22

10

22

2

37

0,0

13

0,0

JL8

 

 

2007

183

5,08

31,59

50

5

24

0

10

18

3

40

0,0

17

0,0

2,2

 

 

2008

186

5,30

34,53

59

4

20

17

10

17

3

38

0,0

22

0,0

2,7

18

2004

45

4,56

15,71

64

40

22

24

9

20

2

16

0,0

7

0,0

0,0

 

 

2005

46

4,77

18,85

61

17

26

33

7

26

2

13

[__ О-0

13

0,0

0,0

 

 

2:006

54

5,55

19,79

54

13

28

35

7

30

4

15

0,0

9

0,0

1,9

 

 

2007

58

5,47

21,15

59

14

28

55

7

29

2

19

0,0

9

0,0

1,7

 

 

2008

61

5,19

23,02

56

13

28

28

11

21

2

25

0.0

13

0,0

0,0

Обводненность продукции за анализируемый период в целом по месторождению увеличилась с 75 до 80,7 %. Обводнение добывающих скважин происходит, в основном, за счет нагнетания воды.

Таблица 1.2 - Динамика распределения фонда добывающих скважин по обводненности

Горизонт

 

 

Годы

 

 

Среднегодовая

 

 

Диапазон обводненности, %

0

0-10

10-30

30-50

50-90

более 90

13

 

 

 

 

 

2004

72

0

0

3

20

61

16

2005

77

0

0

0

12

75

14

2006

77

0

0

1

11

69

19

2007

76

0

15

17

7

17

44

2008

75

0

0

4

15

59

21

14

 

 

 

 

 

2004

76

0

0

2

15

63

20

2005

80

0

9

24

7

14

48

2006

81

0

3

16

4

22

54

2007

81

0

12

18

6

21

44

2008

83

0

0

0

7

64

29

15

 

 

 

 

 

2004

75

0

0

2

16

63

19

2005

79

0

0

1

8

71

20

2006

80

0

3

28

6

17

46

2007

81

0

16

26

5

17

36

2008

82

0

0

0

10

56

35

15-■Северо-

Запад

 

 

 

 

 

2004

78

0

0

0

25

50

25

2005

76

0

0

0

7

79

14

2006

75

0

0

0

7

83

10

2007

76

0

11

11

0

33

44

2008

81

0

0

0

3

65

32

15-

Парсумур

ун

 

 

 

 

 

2004

80

0

0

0

0

100

0

2005

83

0

0

0

0

83

17

2006

90

0

0

0

0

57

43

2007

88

0

0

0

0

0

100

2008

86

0

0

0

0

71

29

16

 

 

 

 

 

2004

77

0

0

5

10

62

23

2005

80

0

0

1

5

70

25

2006

82

0

0

0

6

62

32

2007

83

0

11

23

7

12

48

2008

85

0

0

1

6

54

39

Рисунок 1.1 – Распределение по диапазонам обводненности фонда скважин 13 и 14 горизонтов на месторождении «Узен»

 

Таблица 1.3 - Динамика распределения фонда скважин по приемистости

Горизонт

 

Годы

 

Фонд действую

 

Среднегодовая

 

Диапазон приемистости, w3/сут

до 50

50-100

100-200

более 200

13

 

 

 

 

 

2004

200

108,25

35,5

21,0

33,0

10,5

2005

250

124,11

44,0

16,4

18,8

20,8

2006

297

126,84

29,3

29,6

22,6

18,5

2007

323

124,42

39,9

22,3

22,0

15,8

2008

330..

137,91

42,1

20,9

14,8

22,1

14

 

 

 

 

 

2004

255

123,13

32,9

23,1

30,2

13,7

2005

323

130,26

41,5

16,1

20,7

21,7

2006

358

141,78

24,0

28,5

21,5

26,0

2007

381

143,62

37,3

24,9

17,1

20,7

2008

370

147,56

36

19,5

21,1

23,5

15

 

 

 

 

 

2004

100

118,63

38,0

19,0

22,0

21,0

2005

139

105,82

48,2

13,7

22,3

15,8

2006

163

103,73

37,4

23,9

20,2

18,4

2007

174

116,51

47,1

20,1

17,2

15,5

2008

174

112,52

53

9,8

13,8

23,0

15-Северо-

Запад

 

 

 

 

 

2004

4

168,32

0

0

50,0

50,0

2005

7

166,48

0

28,6

42,9

28,6

2006

7

151,90

0

28,6

28,6

42,9

2007

9

156,02

22,2

55,6

11,1

11,1

2008

8

162,98

13

62,5

0

25,0

   15-

Парсумур

ун

 

 

 

 

 

2004

1

188,80

0

0

100

0

2005

1

252,18

0

0

0

100

2006

2

352,19

0

0

50,0

50,0

2007

2

214,78

0

0

50,0

50,0

2008

2

146,21

0

50.0

0,0

50,0

16

 

 

 

 

 

2004

66

139,07

42,4

7,6

27,3

22,7

2005

95

126,35

43,2

14,7

15,8

26,3

2006

108

127,13

40,7

19,4

22,2

17,6

2007

120

147,14

40,8

15,8

19,2

24,2

2008

123

139,54

45

13,8

15,4

26,0

 

Как видно из таблицы, доля высокообводненных скважин (с обводненностью более 90 %) по рассматриваемым горизонтам увеличилась с 437 до 920 скважин. Число скважин с обводненностью от 50 до 90 % уменьшается к 2004 году, кроме скважин 13 и 18 горизонтов основного свода, где происходит увеличение фонда. Скважины, дающие безводную нефть, отсутствуют, исключение составляет скважина 1113 2а блока 13 горизонта с дебитом нефти 1,57 т/сут с нулевой обводненностью. Скважины, выходящие из бурения тоже, как правило, дают нефть с водой.

Средняя приемистость нагнетательных скважин за период с 2004 по 2008г.г. увеличилась с 118 до 137 м3/сут. Максимальная приемистость одной нагнетательной скважины (188 м3/сут) на дату анализа отмечается по 18 горизонту основного свода, а минимальная (49 м3/сут)– по 18 горизонту Хумурунского купола.

За анализируемый период средняя приемистость одной нагнетательной скважины по горизонтам основного свода и по куполам колебалась в пределах: по 13 горизонту – от 108 м3/сут до 138 м3/сут; по 14 горизонту – от 123 м3/сут до 147,5 м3/сут; по 15 горизонту – от 119 м3/сут до 112,5 м3/сут; по Северо-западному куполу 15 горизонта – от 168 м3/сут до 163 м3/сут; по Парсумурунскому куполу 15 горизонта – от 189 м3/сут до 146 м3/сут,  по 17 горизонту – от 113 м3/сут до 159 м3/сут; по 18 горизонту – от 81 м3/сут до 188 м3/сут; по Хумурунскому куполу 18 горизонта- от 139 м3/сут до 49 м3/сут; по 16 горизонту приемистость нагнетательной скважины поддерживается на одном уровне – 139,5 м3/сут.

Анализ динамики приемистости нагнетательных скважин показывает, что нагнетательных скважин, имеющих приемистость менее 50 м3/сут, в 2004 года было 37 % от всего действующего фонда, к концу 2008 года – 44,5 %. Число нагнетательных скважин, имеющих приемистость более 200 м3/сут, также выросло в 2008 году по сравнению с 2004 годом с 15 до 22 % от действующего фонда.

В таблице 1.4 представлены значения коэффициента извлечения нефти (КИН), выработки извлекаемых запасов (%) и обводненности (%) добываемой нефти на ряде месторождений РФ по данным работы. Авторы отмечают, что большинство крупных и средних месторождений компании вступили позднюю стадию разработки, однако остаточные запасы достаточно велики и это предопределяет необходимость использования новых технологий, которые дают возможность повысить их выработки.

Таблица 1.4

 

Месторождение

 

Текущий КИН, %

Выработка

извлекаемых

запасов, %

Обводненность,

%

 

Суторминское

21,7

74

83,9

Муравленковское

23,8

90

90,7

Вынгапуровское

14,0

52

60,4

Холмогорское

32,4

99

89,3

Пограничное

34,3

81

95,6

Карамовское

20,1

54

82,3

Заподно-Ноябрьское

27,7

66

89,6

Среднеюторское

17,7

52

80,0

 

По вышеуказанным промысловым данным видно, что существующая технология поддержания пластового давления с помощью закачки воды в пласт-коллектор  не позволяет достичь полного извлечения нефти и предотвратить обводненность скважинной продукции. Это главным образом связано с недостаточной степени необоснованностью выбора параметров агента для горизонтального вытеснения нефти в сторону добывающих скважин и из-за невозможности согласно существующей  технологии добычи нефти, препятствовать движению вверх  водонефтяного контакта (ВНК) до интервалов перфорации забоя добывающей скважины. 

По существующей технологии поддержания пластового давления плотность нагнетаемой через нагнетательную скважину воды на много больше плотности вытесняемой нефти, и она будет занимать нижнюю часть продуктивного пласта, увеличивая количество пластовой воды. При этом  нефть не вытесняется из пор сплошным потоком по горизонтальной плоскости в сторону добывающих скважин, а испытывает возрастающее давление снизу вверх со стороны пластовой воды по всему фронту. Приток нефти к забою скважин происходит в основном за счет уменьшения толщины нефтяного слоя по всей площади залежи и увеличения уровня подошвенной воды (рисунок 1.2).

1 и 2 – соответственно нагнетательные и добывающие скважины,

а – расположение скважин по геометрической сетке, б – расположение скважин по линейной системе

Рисунок 1.2 – Движение нефти при закачке воды в пласт

 

По мере приближения водонефтяного контакта к интервалу перфорации, снижается сопротивление, создаваемое со стороны вышележащего слоя нефти, и под действием внутрипластового давления происходит прорыв пластовой воды в забой скважины.

Чрез некоторое время под забоем добывающих скважин образуются языки обводнения. Добывающие скважины, которых достигли языки обводнения, резко обводняются.

А также следует отметить, что в поперечном направлении и по горизонтальной плоскости продуктивного пласта нефть не вытесняется из пор сплошным потоком,  В результате движения потока нефти по пути наименьшего сопротивления между скважинами образуются застойные зоны нефти. Так, например, при площадном заводнении и расположении добывающих и нагнетательных скважин по геометрической сетке форма застойной зоны нефти имеет ромбообразную форму, а при размещении скважин по линейной системе – в виду полосок. Как видно из рисунка, объем остаточной нефти соизмерим объемом добываемой нефти, т.е. вытесняемой нефти водой.

При закачке газа в газовую шапку пласта-коллектора приток нефти к забою добывающих скважин происходит за счет давления, создаваемого газом по всей площади нефтегазового контакта сверху. С увеличением высоты газового потока и уменьшением толщины нефтяного слоя по всей площади залежи через некоторое время над забоем добывающих скважин образуются конусы газового потока. На забои добывающих скважин, достигших конусов газового потока, в основном поступает закачиваемый газ, что отрицательно сказывается на процессе выработки запасов, существенно снижая коэффициент нефтеотдачи пластов-коллекторов.

Для массового внедрения технологий водогазового воздействия и использова­ния современных технических средств в Республике Коми на Верхне-Возейском мес­торождении совместно с канадской фирмой Галф-Канада и английской Бритишгаз создано СП «Комиарктикойл». Перед предприятием поставлена задача обеспечения эффективной разработки месторождения с низкопроницаемыми коллекторами на основе опыта канадских фирм. Не лишены основания мнения специалистов, что водогазовые методы повышения нефтеотдачи могут найти в определенных геолого-физических условиях достаточно широкое распространение в России, в том числе на месторождениях Татарстана и Башкортостана.

Однако реализация такой технологии в промышленном масштабе сдерживается сложностью и высокой стоимостью работ, зачастую отсутствием достаточных ресур­сов газа и возможна при значительном удешевлении строительства компрессорных станций высокого давления и решении комплекса технических задач по изменению конструкции скважин и системы нагнетания рабочих агентов. При использовании водогазовой смеси (ВГС) возникали многочисленные технические трудности, связанные с необходимостью преодаления конденсатообразования при компримировании  углеводородных газов,  борьбы с коррозией, преодаления гидратообразованя при совместной закачке водной и газовой фазы.

Техническая реализация ВГС осуществлялась посредством использования компрессорной станции (КС)  высокого давления фирмы Dresser Clark. Рабочее давление на выходе создавалось до 32 МПа.

Для осуществления ВГС большое значение имеет растворимость газов в нефти и в воде. Так, например, растворимость азота в ромашкинской нефти (Респ.Татарстан) плотностью 0,873 при температуре 40 оС составляет 0,088, тогда как для метана – 0,38 см3/см3 ат. Это обстоятельство делает метан наиболее предпочтительным для использования в качестве агента при ВГС. Необходимо отметить, что растворимость газов в нефти характеризуется константами равновесия. С другой стороны, содержание газовых компонентов в нефти и в воде  находятся в зависимости от коэффициентов распределения между газовой и жидкими фазами (вода, нефть).

В частности не решены вопросы выбора рациональной плотности закачиваемого агента (водогазовой смеси) в пласт для поддержания пластового давления, обеспечивающего горизонтальное вытеснение нефти в сторону добывающих скважин. Отсутствуют более дешевые способы и технологии получения газа (например, азота из воздуха) вместо ценного попутного нефтяного газа, а также диспергирование газа в воде с целью получения тонкодиспергированой однородной водогазовой смеси, легко проникающей в поры пласта и вытесняющей нефть.

Кроме этого использование существующей технологии неравновесного водогазового воздействия на продуктивный нефтяной пласт не решает  в полной мере проблему повышения нефтеотдачи пластов и высокой обводненности скважин. Это в первую очередь связано с тем, что давление воды внутри нижнего водяного пласта на много больше, чем давление внутри верхнего нефтяного пласта за счет силы тяжести и упругости вышележащих горных пород и флюидов. В призабойной зоне вертикальное сопротивление перемещению пластовой воды вверх значительно меньше, чем сопротивление горизонтальному перемещению нефти под действием нагнетаемой водогазовой смеси в сторону забоя добывающей скважины.

В результате интенсивного притока нефти в забой через перфарационные интервалы резко снижается давление в призабойной зоне, чем давление в целом внутри продуктивного пласта. И тем самым, происходит постепенное повышение уровня ВНК, приток подошвенной (пластовой воды) в забой добывающей скважины и обводненность нефти. С другой стороны дефицит ценного попутного газа на многих месторождениях не позволяет использовать его в качестве агента для закачки в нефтяной пласт с целью подержания внутрипластового давления.

Таким образом, несмотря на большое количество теоретических и экспериментальных исследований в области применения водогазового воздействия, эти методы повышения нефтеотдачи в условиях Казахстана в настоящее время не нашли применения. Это вызвано тем, что нет достаточных научных исследований, отражающих механизмы ВГВ на пласты с определенным спектром геологофизических свойств пород, не решены многие технологические вопросы  контроля и регулирования процесса ВГВ в пласте.

 

Список  использованных источников

1       Лейбензон Л.С. К теории движения газированной жидкости в пористой среде //Изв. АН СССР, сер. геграф. и гефзик., Т. 10, 1946, - С.2-9.

2       Бабашева М.Н., Ермеков М.М., Бабашев В.Н. Обоснование методики проведения физического моделирования водогазового воздействия на залежи нефти //НТЖ «Промышленность Казахстана». - Алматы, 2007. № 3. - С.72-74.

3        Бабашев В.Н. Об устойчивости фронта вытеснения нефтей в пласте газожидкостными системами //Нефть и газ. – Алматы, 2008. № 3. - С.75-79.

4       Айткулов А.У., Бейсембаев К.Т., Айткулов Ж.А., Айткулов А.А. Состояние разработки месторождения «Узень» //Нефть и газ. – Алматы: «Гылым», – 2005. №5. - С.51 - 60. 

5        Жазыкбаев К.А., Табылганов М.Т., Жолбасарова А.Т. Анализ эффективности регулирования процесса  добычи нефти на месторождении «Узень» //Нефть и газ. – Алматы: «Гылым», – 2006. №5. - С.38 - 42.

6        Патент РФ № 2190760. Способ водогазового воздействия на пласт / Дроздов А.Н., Фаткуллин А.А. – Б.И. Бюл.№ 28 – 2002. 

7       Ермеков М.М., Бабашев В.Н., Бабашева М.Н. О схеме реализации технологии водогазового воздействия на нефтяных месторождениях //Вестник НАН РК. – 2008. № 1. - С.65-68.

8        Мигунова СВ. Результаты моделирования водогазового воздействия на Мыхпайском месторождении / СВ. Мигунова, В.Г. Мухаметшин //Нефтяное хозяйство. - 2008. № 8. - С.75-78.

9        Anderson W.G. Rock (oil) brine interactions and the effects of core handling on wettability // Wettability Literature Survey; J. Petr. Tech. - 1986. - P.1125-1144.

10    Arongsky J.S., Heller J.P. А diffusion model to explain mixing of flowing miscible fluids in porous media //J. Petr. Tech. - XII. - 1957. - P.24-39.

11    Baker L.E. Effects dispersion and dead end pore volume in miscible flooding //Soc. Petr. Eng. J. – June, 1977. - P.219-227.

12     Абдели Д.Ж. Хаиров Г.Б. Ахмеджанов Т.К. Влияние свойств и параметров нефтяных пластов на движение в них жидкостей //Матер. научно-практ. Конфер. «Проблемы иннов. развития нефтегазовой индустрии» - Алматы: КБТУ, 3-5 мая, 2006.

13    Хаиров Г.Б.Ахмеджанов Т.К.Абдели Д.Ж. Динамика перемещения флюидов и повышение нефтеизвлечения пластов //Вестник КБТУ – Алматы, 2006. №2.

14    Ахмеджанов Т.К., Абдели Д.Ж., Жубатыров А. Оценка влияния физических параметров флюидов на эффек-сть извлечения нефти из пластов //Вестник КазНТУ – Алматы, 2007.№3.

15    Абдели Д.Ж., Хаиров Г.Б., Джиембаева К.И., Турегелдиева К.А. Анализ методов повышения нефтеизвлечения пластов //Матер. научно-практ.конфер. «Проблемы иннов. развития нефтегазовой индустрии», КБТУ. - Алматы, 2-4 мая, 2007.

16    Абдели Д.Ж., Ахмеджанов Т.К., Кабдулов С.З. Современные технологии и технич. средства в нефтегазовой отрасли Казахстана на примере предприятий АО «КазМунайГаз» //Материалы Научно-технич, конференции «Инновационные пути развития нефтегазовой отрасли РК», КазНТУ. - Алматы, 12-13 сент, 2007.

17    Абдели Д.Ж., Кабдулов С.З. МирзаходжаевА.А. Перспективы развития технологий добычи нефти на предприятиях АО «РазведкаДобыча КазМунайГаз» //Материалы Межд. научн. практ. конфер. «Проблемы инновационного развития нефтегазовой отрасли. - Алматы, 3-4 апр. 2008.

18    Абдели Д.Ж.,  Ахмеджанов Т.К., Шейх-Али Д.М., Джиембаева К.И. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Методическая разработка по дипломному проектированию //Издательский центр КБТУ, 2007.

19    S.Z. Kabdulov, D.Z. Abdeli. Oil and gas fields development process intensifification in Kazakhstan by the example of JSC «KazMunayGas» activities //«New Methods and Technologies in Petroleum Geoengineering and Reservoir Engineering»,  June 19-20, 2008, Zakopane (Польша).

20   Абдели Д.Ж., Ахмеджанов Т.К. Способ повышения нефтеизвлечения пласта /Предпатент РК на изобретение № 21272. Опубликовано в БИ 15.06.2009. по заявке №2007/0320.1 от 06.03.2007.

21   Абдели Д.Ж. Создание технологии равновесного водогазового воздействия с повышенным давлением на нефтяной пласт и. //Вестник КБТУ. -  Алматы, 2010. №4.