Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Термобарические условия движения газоконденсатных смесей в гидратообразующих скважинах

Диссертация: Термобарические условия движения газоконденсатных смесей в гидратообразующих скважинах
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Получены эмпирические формулы для расчета температуры газа по I стволу скважины в зависимости от дебита для различных диаметров колонны подъемных труб, а также гидродинамического перепада давления, в подъемных трубах в зависимости от дебитов газа и выносимого конденсата для различных диаметров труб. Установлено снижение гидродинамического давления в трубах при наличии аэрозольного конденсата… Читать ещё >

Термобарические условия движения газоконденсатных смесей в гидратообразующих скважинах (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 1. КРАТКИЙ АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ДОБЫЧИ, СБОРА И ПОДГОТОВКИ ГАЗА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (на примере Уренгойского газоконденсатного месторождения)
    • 1. 1. Геолого-техническая характеристика Уренгойского месторождения и эксплуатационного фонда скважин
    • 1. 2. Принципиальная технологическая система добычи, сбора и подготовки газа
    • 1. 3. Физико-химические свойства, состав пластового газа и осложнения в эксплуатации месторождения
    • 1. 4. Сведения о гидратах и существующие методы расчета равновесных параметров гидратообразования
  • Выводы
  • 2. ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН
    • 2. 1. Характерные особенности эксплуатации гидратообразующего фонда скважин
    • 2. 2. Результаты геофизических исследований скважин 1588 и
  • Выводы
  • 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕМПЕРАТУРНОГО ГРАДИЕНТА И ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО ДАВЛЕНИЯ В КОЛОННЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ СКВАЖИН ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
    • 3. 1. Изменение температуры пластового газа на забое скважины
    • 3. 2. Исследование температурного градиента газа по колонне насосно-компрессорных труб
    • 3. 3. Исследование гидродинамического давления при движении газоконденсатной смеси в трубах
    • 3. 4. Методика определения глубины возможного гидратообразования в скважине
  • Выводы
  • 4. ИССЛЕДОВАНИЕ УСЛОВИЙ ВЫНОСА КОНДЕНСАТА С
  • ЗАБОЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
    • 4. 1. Исследование скорости уноса капельной жидкости с забоя восходящим потоком газа
    • 4. 2. Статистическая связь между дебитами газа и конденсата скважины и определение минимальной скорости уноса в' применяемых колоннах НКТ
  • Выводы

Сырьевая база газовой промышленности России сосредоточена в основном в районах Крайнего Севера. Добыча природного газа на крупнейших газовых месторождениях, расположенных в этих районах, осложнена образованием гидратов. Наличие влаги в газе и снижение температуры при его движении в скважинах создают условия образования кристаллов гидратов и их отложения на стенках подъемных труб /2, 13, 16, 18, 19, 26,39, 43,55, 67/.

Осложнения, связанные с гидратообразованием, имеют место также в установках низкотемпературной сепарации (НТС). Резкие охлаждения газа приводят к образованию и отложению гидратов в емкостях ступеней сепарации, теплообменных аппаратах, системах контроля и регулирования процессом. Перекрытие проходных сечений оборудования приводит к срыву работы установок и сложным авариям.

Основным мероприятием предупреждения гидра гообразования является предварительное дозирование раствора метанола или диэтиленгликоля в систему сбора газа или затрубное пространство скважин, в количествах необходимых для вывода системы из гидратного режима. г.

Для валанжинских и сеноманских залежей газа «Уренгойского газоконденсатного месторождения известны расчетные формулы для определения равновесных параметров гидратообразования в шлейфах, низкотемпературных сепараторах и других технологических участках комплексной подготовки газа.

Возможность замера и контроля давления и температуры газа в различных точках его сбора и подготовки позволяет определить по равновесным параметрам опасность гидратообразования и предпринимать соответствующие меры по ингибированию.

Для скважинных условий необходимо осуществлять прогноз распределения температуры и давления по глубине насосно-компрессорных труб (НКТ) для определения гидратоопасного участка. Особенно это важно при снижении дебита скважины и охлаждении газа в зоне залегания f многолетнемерзлых горных пород. Известные в литературе! формулы для расчета гидро — и термодинамических перепадов в НКТ для скважин газоконденсатных месторождений дают существенную погрешность из-за сложности определения теплофизических параметров горных пород и наличия в восходящем потоке газа диспергированной жидкой фазыконденсата и воды. Поэтому, получение простых и достаточно точных моделей для расчета таких параметров для конкретных регионов является актуальной задачей сегодняшнего дня.

Целью настоящей работы является получение эмпирических зависимостей для расчета давления и температуры' по стволу гидратообразующих скважин с газоконденсатными смесями и определение f гидродинамических условий уноса жидкой фазы с забоя скважин. Задачи исследований:

1. Анализ условий эксплуатации Уренгойского газоконденсатного месторождения и основных видов осложнений, связанных с образованием гидратов газа в процессе добычи газа.

2.Экспериментальные исследования температурного режима работы f газовых скважин, включая геотермическии градиент температуры при наличии многолетнемерзлых горных пород, перепад пластовой и забойной температур, а также термодинамический перепад по глубине работающей скважины. '.

3. Экспериментальное исследование гидродинамического перепада давления газа по глубине колонны подъемных труб с учетом присутствия в восходящем потоке частиц газового конденсата и разработка г графоаналитического метода определения глубины возможного гидратообразования в скважине.

4.Изучение статистической связи между дебитами газа и газового I конденсата в скважинах с различными диаметрами подъемных труб, а также i условий уноса капельной жидкости с забоя скважины и определение минимальной скорости газа, при которой происходит унос. i 1.

Методы решения поставленных задач.

Решение поставленных задач осуществлено с помощью глубинных измерений в скважинах, выполненных стандартными геофизическими методами и приборами, а также применением статистических методов обработки опытных данных.

Научная новизна.

1 .Установлена статистическая связь изменения температуры газа на забое скважины с депрессией на пласт и дебитом газа скважин’Уренгойского t ч месторождения и экспериментально уточнено значение геотермического градиента температуры по Уренгойскому месторождению, соответствующего величине 0,3 097°С/м на глубинах ниже 50 м.

2.Получены эмпирические формулы для расчета температуры газа по I стволу скважины в зависимости от дебита для различных диаметров колонны подъемных труб, а также гидродинамического перепада давления, в подъемных трубах в зависимости от дебитов газа и выносимого конденсата для различных диаметров труб. Установлено снижение гидродинамического давления в трубах при наличии аэрозольного конденсата, обусловленное снижением масштаба вихрей в турбулентном потоке газа.

3.Установлено существование в нижних участках НКТ,'а также ниже башмака НКТ псевдоожиженного столба с увеличивающейся плотностью I л.

140.510 кг/м) и имеющего границу с жидкостью плотностью 720−810кг/м. Показано, что высота псевдоожиженного столба пропорциональна дебиту г скважины по газу.

Практическая ценность работы.

1.Выполнен анализ и показаны основные осложнения вэксплуатации Уренгойского газоконденсатного месторождения, связанные с образованием газовых гидратов в скважинах, системах сбора и низкотемпературной сепарации. Установлено, что эксплуатация скважины может происходить как в гидратном, так и в безгидратном режимах в зависимости от степени снижения дебита при накоплении жидкости на забое, противодавления на устье и других факторов.

2.Предложен графоаналитический метод определения глубины возможного гидратообразования в скважине на базе полученных зависимостей для расчета термобарических параметров газав подъемных трубах и равновесных параметров гидратообразования.

3.Выявлена статистическая связь между дебитами газа и газового конденсата для различных диаметров НКТ, а также: установлены минимальные скорости уноса капельной жидкости газовым потоком, соответствующие значениям 2,8- 3,9 и 5,6 м/с для диаметровi НКТ 73, 89 и 101,6 мм. t.

На защиту выносятся результаты экспериментальных исследований I термобарических условий движения газоконденсатных смесей в подъемных трубах гидратообразующих скважин и способ определения глубины гидратообразования, а также уноса капельной жидкости с забся восходящим потоком газа. '.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на: — :

— 2-ой научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности». г. Когалым. 2006 г.

— всероссийской научно-технической конференции «Современные технологии нефтегазового дела». г. Уфа. 2007 г. — !

Объем и структура работы ;

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендацийсодержит 128 страниц машинописного текста, 22 таблицы, 33 рисунка, список использованных источников из 78.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1 .Показано, что наибольшие осложнения в эксплуатации «Уренгойского газоконденсатного месторождения связаны с образованием кристаллов газовых гидратов в скважинах, шлейфах и оборудовании установок низкотемпературной сепарации. Гидратообразование в сквакинах может явиться следствием повышения давления газа в шлейфах или накопления жидкости на забое из-за негерметичности колонн и межпластовых перетоков, приводящих к снижению дебита, охлаждению и повышению давления газа в подъемных трубах.

2.Статистически установлено, что для фонда скважин 'УКПГ-1АВ в интервале температур газа на устье менее 27 °C существует большая вероятность образования гидратов в НКТ. В интервале темперйтур 27.37°С имеет место смешанная область, а при температурах выше 37″ С — безгидратный режим работы скважин. i.

3 .Геофизическими исследованиями гидратообразуюп^их скважин установлено поступление пластовых вод на забой с дебетами до 27 т/сут, ликвидируемое установкой цементных мостов. В нижних участках НКТ и ниже башмака колонны труб установлено существование т конденсатосодержащего газа повышенной плотности (140.550кг/м), представляющего собой псевдоожиженный слой, ' образуемый барботирующим газом. Высота слоя пропорциональна дебиту газа' и достигает 240 м и более. '.

4.Экспериментально уточнен геотермический градиент для Уренгойского месторождения, соответствующий 0,3 097°С/м на глубинах более 50 м. Получена эмпирическая зависимость для расчета перепада пластовой и забойной температур газа в соответствии с эффектом ДжоуляI.

Томсона. Показана связь температуры газа на устье скважин с их дебитом.

5.Получена эмпирическая формула для расчета температуры газа по глубине НКТ в зависимости от дебита скважины и температуры на забое для 89 и 101,6 мм труб. Для расчета гидродинамического перепада давления в.

НКТ получены эмпирические формулы, учитывающие наличие в газе аэрозольных частиц конденсата. Показано снижение гидравлических сопротивлений в трубах с ростом содержания конденсата в газе, обусловленное гашением турбулентных пульсаций в потоке. (б.Выявлены статистические связи между дебитами газа и газового конденсата для 89 и 101,6 мм НКТ в скважинах Уренгойского ГКМ. i.

Установлены минимальные скорости уноса жидкой фазы газот^ с забоя в 73;

89 и 101,6 мм НКТ, соответствующие 2,8- 3,9 и 5,6 м/с. Предложен i графоаналитический метод определения глубины возможного образования кристаллов гидратов при известных равновесных 5 параметрах гидратообразования. 1.

Результаты обработки измерений позволили сделать следующее заключение и выводы. «.

1. При проведении ПСИ скважины № 1589 (IA эксплуатационный объект) УКПГ-1АВ Уренгойского ГКМ получены следующие данные (табл. 2.10). '.

Показать весь текст

Список литературы

  1. А.Д., Киселев П. Г. Гидравлика и аэродинамика. Изд-во литер, по строительству. — М. — 1965. — 275с.
  2. Алиев 3. С., Андреев С. А., Власенко А. П., Коротаев Ю. Л. Технологический режим работы газовых скважин. М: Недра, 1978. — 279 с.
  3. Анализ режимов эксплуатации УКПГ валанжинских залежей Уренгойского ГКМ./Салихов Ю.Б./Сб. «Подготовка, переработка j и использование газа. Энергосбережение». М.: ИРЦ ГАЗПРО. — 1999. — № 2. — С. 13−15.
  4. Л.Н., Нубарян Т. К., Апинян Н. А. К вопросу автоматизации прогнозирования образования гидратов в природных газах. /Деп.в Минприборстроения, № ДР 3973пр87. Главсистемпром. М., 1986, -15 с.
  5. К. С. Дмитриевский А.Н. Старосельский Е'.И. Сырьеваяtбаза газовой промышленности России: состояние и перспективы // Газовая промышленность. 1993. — № 10. — С. 12.
  6. В.Р., Давлеткужин М. З., Гарипов Т. Р., Немыкин Е. В. Методика прогнозирования эффективности геолого-технических мероприятий //Технологии нефтегазового дела: сб.научн.тр. У фа. — Изд-во УНГТУ. — 2007. — С.230−233.
  7. В.Р., Калмыков Ю. А., Давлеткужин М.З.,' Гарипов Т. Р., Немыкин Е. В. Статистический анализ эффективности геолого-техническихмероприятий и комплексирование технологий обработки ПЗГ1 //Изв.ВУЗовi
  8. Нефть и газ" № 2. 2009. — С.63−66.. ^
  9. В.А., Валеев М. Д., Набиев P.M. Исследование и разработка методов выноса жидкой фазы с забоев газовых скважин Уренгойского месторождения. СПб.: ООО «Недра». — 2005. — 118с.
  10. Влияние ингибиторов на условия образования газовых гидратов./Салихов Ю.Б., Истомин В.А./Сб. «Подготовка, переработка и использование газа. Энергосбережение». М.: ИРЦ ГАЗПРО. — 1999. — № 2. -С.33−35. !I
  11. .П., Гриценко АИ., Корнилов А. Е. ЭксплуатацияIгазовых и газоконденсатных месторождений. М: Недра, 1988. ¦- 575с.
  12. П.А. Перспективы развития Уренгойского месторождения // Газовая промышленность. 1992. — № 1. — С. 6−7.
  13. В. Н. Повышение эффективности эксплуатации скважин и регулирования разработки обводняющихся газовых залежей Крайнего Севера: Автореф. дис. канд. техн. наук: 05.15.06. Уфа: УГНТУ, 1998.-24с.
  14. А.И., Истомин В. А., Кульков А.Н и- др. Сбор иtпромысловая подготовка газа на северных месторождениях России. М.: Недра, 2000. — 265с.
  15. В.В., Кабиров М. М., Фазлутдинов А. Р. Борьба с гидратами при эксплуатации газлифтных скважин. Изд-во У НИ. Уфа. -1984.-82с. -
  16. .В., Бухгалтер Э. Б. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах. М: Недра- 1976. — 198с. fпри эксплуатации газовых скважин в районах Севера. М. — Недра. 1969. i -120с.
  17. .Н. Образование гидратов нефтяным газом./Нефтяное хозяйство. М.:№ 9. 1977. — С.48−50. -
  18. С.К., Левков П. В., Максимов В. М. Автоматизация газового промысла. М.: Недра. 1968- 141с. '
  19. Инструкция по комплексному исследованию газовых игазоконденсатных пластов и скважин. М.: Недра, 1980. — 301 с.
  20. Инструкция по расчету влагосодержания природного газа. ТюменНИИГипрогаз, Тюмень, 1982 г. (
  21. В. А. Фазовые равновесия и физико-химическиесвойства газовых гидратов.-М.: ГТК «Газпром». 1992. 41с. '<
  22. В. А., Капустин Ю. А., Бурмистров А. Г. и др. Борьба с гидратообразованием в промысловых продуктопроводах. М: ВНИИЭгазпром. — 1990. — 67с.
  23. В. А., Лакеев В. П., Салихов Ю. Б., и др. Методические рекомендации по предупреждению гидратообразования на йаланжинских УШ1Г Уренгойского ГКМ. Часть I. Традиционные схемы' применения метанола. М.: ВНИИГАЗ. — 1990. -82с. 5 «
  24. В.А. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах сбора и промысловой обработки газа и нефти. М.:
  25. ВНИИЭгазпром, 1990. -214с. ' -i
  26. В.А., Бурмистров А.Г, Сперанский Б. В. и др. i
  27. Предупреждение гидратообразования в системах промысловой подготовки газа. М.: ВНИИгазпром, -1986. (Обзорная информ. Сер. „Подготовка и переработка газа и газового конденсата“, вып. 2).- 50с.
  28. В.А., Квон В. Г. Методические указания по расчету фазовых равновесий газовых гидратов и предупреждению гидратообразования в системах добычи газа. М: ВНИИГАЗ. 1985. — 124с. ¦
  29. В.А., Квон В. Г. Простой метод ' определения равновесных условий гидратообразования. М.: ВНИИГаз. 1989. — (Сборник „Научно-технический прогресс в технологии комплексного использованияресурсов природного газа“). С.59−70. |
  30. B.A., Лакеев В. П., Салихов Ю. Б. и др. Рекомендации по сокращению расхода метанола на УКПГ-2 В М: ВНИИГАЗ, — 1985. — 24с.
  31. В.А., Салихов Ю. Б. Условия гидратообразования природных газов Уренгойского ГКМ. М.: ИРЦ „ГАЗПРОМ“. -1999. -.№ 2. -С.3−9.
  32. В.А., Ступин Д. Ю., Селезнев А. П. Фазовые равновесия газовых гидратов. Анализ экспериментальных исследований.-М: ВНИИЭГазпром. 1991. 80с.
  33. В.А., Якушев B.C. Газовые гидраты в природных условиях.-М: Недра, 1992.- 236с.
  34. М.Х. Методы сравнительного расчета физикоIхимических свойств. М.: Наука. — 1965. — 312с.
  35. В. А., Щипачев В.Б, Салихов Ю. Б. Опыт эксплуатации многофункциональных аппаратов на Уренгойском месторождении. М.: 1987. I
  36. Обзорная информ. Сер. „Подготовка и переработка газа и газовогоконденсата“.- Вып.4. 56с.
  37. Ю. П. Эксплуатация газовых месторождений. М.: Недра, 1975. — 415с. '
  38. Ю.П. К вопросу об определении забойных давленийпри наличии жидкости в газовых и газоконденсатных скважинах НТС.1
  39. ВНИИГАЗ, вып.6−7. Недра, 1967.
  40. В.П., Истомин В. А., Салихов Ю. Б., и др. Результаты испытания процесса регенерации метанола на Уренгойском месторождении. М:. ВНИИЭГазпром. -1986. (Обзорная информ. Сер. '"Подготовка, переработка и использование газа», вып. 11) -С.3−4. 'j
  41. Г. А., Дудов А. Я., Салихов Ю. Б. и др. 7/ Материалы НТС РАО «Газпром». М.: ИРЦРАО «Газпром», 1996. — С. 119−130.
  42. Методические рекомендации по предупреждению гидратообразования на валанжинских УКПГ Уренгойского ГКМ. ВНИИГАЗ, М., 1990 г.
  43. И.Т. Расчеты в добыче нефти. М. Недра. — 1989. — 245с. J
  44. Е.В. Зависимость устьевой температуры газа от дебитав скважинах Уренгойского месторождения //В сб. Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. — Уфа: ООО «Монография». 2006 г. — С.23−24.
  45. Е.В. Исследование гидродинамического давления в колонне труб скважин газоконденсатного месторождения //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.:ВНИИОЭНГ. № 1.2009. — С.17−19.
  46. Е.В. Расчет температурного градиента в подъемныхтрубах скважин газоконденсатного месторождения //Строительствонефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.гВНИИОЭНГ. 2009. 7. С.24−26.¥-
  47. А. И., Васильев В. И., Свешников А. В., Ланчаков Г. А.
  48. Ю.М. Теплопередача в скважинах. М. Недра. — 1975. — 223с.
  49. П.Г., Курочкина М. И. Гидромеханические процессыхимической технологии. М.: изд-во «Химия». 1974. — 288с.
  50. Ю.Б. Оптимизация технологии низкотемпературной сепарации и компримирования газа на примере Уренгойского газоконденсатного месторождения //Автореферат дисс. на соискание ученойгстепени конд.техн.наук /Уфа. БашНИПИнефть. — 1999.
  51. Л.М., Черников Е. И., Бузинов С. Н. и др. Применение1процесса распыления ингибитора гидратообразования на установках НТС. -//Газ.пром-ть, 1973, № 6. -С. 16−18.i ii 126
  52. Саяхов Ф. Л, Насыров Н. М. Разрушение газогидрата в трубопроводе сверхвысокочастотным электромагнитным полем. Школа-семинар, по проблемам трубопроводного транспорта, Уфа, 1989. (Тезисы доклада). С. 14−15.
  53. Э.Г., Михалева Г. В., Истомин В. А. Динамика массообмена капель ингибитора гидратов с углеводородными газами. -//Ж. прикл. химии, 1991, том 64, № 10. -С.2082−2091.
  54. Способ эксплуатации обводненной скважины. Патент РФ №*2 332 558, МПК Е21 В 43/00 (Чернов П.А., Маслов А. В., ХЬшмов М.А.,
  55. Е.В. и др.). Заявл.26.05.2006. 0публ.27.08.2008. Би № 24.
  56. Г. С., Бурмистров А. Г. Уточненный метод расчета условий гидратообразования. -//Газ.пром-ть, 1986, № 10. -47с.
  57. Е.Н., Елистратов В. И., Кубанов A.M.др. Новые технические решения при обустройстве Ямбургского ГКМ. М.: ВНИИЭгазпром. 1988. — (Обзорная информ. Сер. «Подготовка и переработка газа и газового конденсата». Вып. 5). — 36с.
  58. Г. Одномерные двухфазные течения. М.: изд-во «Мир». 1972.-440с. -
  59. Условия гидратообразования природных газов «Уренгойского ГКМ./Салихов Ю.Б./Сб. «Подготовка, переработка и использование газа. Энергосбережение». М.: ИРЦ ГАЗПРО. — 1999. — № 2. — С.30−31.
  60. Л.Н., Салихов Ю. Б., Ильский О. Г. и др. Анализ эксплуатации технологического оборудования установок промысловойподготовки газа валанжинских залежей Уренгойского’t ГКМ. М.:f
  61. ВНИИЭГАЗПРОМ. 1989. — (Обзорная информ. Сер. «Цодготовка и переработка газа и газового конденсата», вып. З). — С.20−24. 5
  62. Н.А. Механика аэрозолей. Изд-во АН СССР. — 1955. — М. -351с.
  63. В.В., Немыкин Е.В, Карамышев В. Г. Исследование способов борьбы с осложнениями при добыче газа //Сб.тр.ГУП «Иптер». Проблемы сбора подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. — Уфа. — 2006. С.35−38. !I
  64. В.В., Немыкин Е.В, Карамышев В. Г. Опыт эксплуатации скважин Уренгойского месторождения //Сб.тр.ГУП «Иптер». Проблемы сбора подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. Уфа. -2006. — С.62−65.
  65. В.В., Немыкин Е.В, Карамышев В. Г. Техническое средство для снижения утечек и потерь газа //Сб.тр.ГУП «Иптер». Проблемы сбора подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. — Уфа. 2006. -С.316−319.
  66. В.В. Совершенствование технологии эксплуатации газовых скважин с наличием жидкой фазы на забое (на примере Уренгойского месторождения). Автореф. на соиск. уч. степ, канд.техн.наук. — Уфа. ИПТЭР. — 2008. — 23с.1
  67. Р.Т. Основы технологических расчетов в нефтепереработке. Изд-во «Химия». М. — 1965. — 544с.
  68. Honda Y.P., Tse J.S. Thermodynamic properties of empty lattice ofstructure 1 and srtucture 11 Clathrate Hidrates. Jorn. Phys Chem. 1986. V.90. №i22. p.5917−5921.
  69. Sloan ED. Clathrate hydrates of natural gases, N.-Y. Marcell Dekker Inc. — 1990. — 664p.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!