сто газпром 2 3.2-168-2007

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
СТАНДАРТ ОАО «ГАЗПРОМ»
Корпоративнаясистеманормативнометодическихдокументов
ОАО«Газпром»вобластипроектирования,строительства
иэксплуатацииобъектовОАО«Газпром»
ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ
ГАЗОКОНДЕНСАТНАЯ СКВАЖИНА.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ И РЕШЕНИЯ
СТО Газпром 2-3.2-168-2007
ИЗДАНИЕ ОФИЦИАЛЬНОЕ
Москва 2008
ООО «Информационно рекламный центр
газовой промышленности»
ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ,
СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ
ОАО «ГАЗПРОМ»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ
ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ,
СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»
ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНАЯ СКВАЖИНА.
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
Издание официальное
Общество с ограниченной ответственностью
«ТюменНИИгипрогаз»
Общество с ограниченной ответственностью
«Информационно рекламный центр газовой промышленности»
Москва 2008

II
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
Предисловие
Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим
законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»
1 РАЗРАБОТАН
2 ВНЕСЕН
3 УТВЕРЖДЕН
И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ
4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Обществом с ограниченной ответственностью «ТюменНИИ
гипрогаз»
Управлением по бурению газовых и газоконденсатных
скважин Департамента по добыче газа, газового конденсата,
нефти ОАО «Газпром»
Распоряжением ОАО «Газпром» от 26 октября 2007 г. № 358
с 1 мая 2008 г.
© ОАО «Газпром», 2007
© Разработка ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2007
© Оформление ООО «ИРЦ Газпром», 2008

III
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
Содержание
1 Область применения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1
2 Нормативные ссылки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1
3 Термины и определения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3
4 Обозначения и сокращения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5
5 Требования к проектированию скважин на стадии выполнения
проекта разработки месторождения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5
6 Требования к рабочему проектированию строительства эксплуатационных
газоконденсатных скважин . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6
7 Требования к строительству эксплуатационных газоконденсатных скважин . . . . . . . . . . .11
8 Требования к контролю качества строительства газоконденсатных скважин . . . . . . . . . . . .13
9 Требования к эксплуатации газоконденсатных скважин . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .15
10 Требования промышленной безопасности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .16
Библиография . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .18

1
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА
«ГАЗПРОМ»
ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНАЯ СКВАЖИНА.
Дата введения – 2008 05 01
1 Область применения
Настоящий стандарт распространяется на эксплуатационные газоконденсатные сква
жины валанжинских отложений месторождений дочерних обществ ОАО «Газпром» в Тюмен
ской области и устанавливает технические требования к проектированию, строительству и
эксплуатации скважин.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 632 80 Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия
ГОСТ 633 80 Трубы насосно компрессорные и муфты к ним. Технические условия
ГОСТ 1581 96 Портландцементы тампонажные. Технические условия
ГОСТ 13846 89 Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основные
параметры и технические требования к конструкции
ГОСТ Р 51365 99 (ИСО 10423 94) Оборудование нефтепромысловое добычное устье
вое. Общие технические условия
ГОСТ Р 52203 2004 Трубы насосно компрессорные и муфты к ним. Технические условия
СТО Газпром РД 1.2 094 2004 Инструкция по организации и безопасному ведению
работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов
СТО Газпром РД 2.1 142 2005 Методика расчета допустимых значений параметров
конструкций скважин, температурного режима их эксплуатации, технических решений по
обеспечению устойчивости и целостности устья и обсадных колонн
СТО Газпром РД 2.1 144 2005 Лигносульфонатные реагенты для обработки буровых
растворов. Технические требования
СТО Газпром РД 2.1 145 2005 Полимеры на основе эфиров целлюлозы для обработки
буровых растворов. Технические требования
Издание официальное

2
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
СТО Газпром РД 2.1 146 2005 Смазочные компоненты буровых растворов. Техниче
ские требования
СТО Газпром РД 2.1 147 2005 Материалы для утяжеления буровых растворов при стро
ительстве скважин. Технические требования
СТО Газпром РД 2.1 148 2005 Тампонажные портландцементы. Технические требо
вания
СТО Газпром РД 2.1 149 2005 Глинопорошки для строительства скважин. Технические
требования
СТО Газпром РД 2.1 150 2005 Реагенты на основе крахмала для обработки буровых
растворов. Технические требования
СТО Газпром РД 39 1.2 086 03 Положение по организации обучения и аттестации пер
сонала дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром» в области предупреждения и ликви
дации ГНВП при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин
СТО Газпром 2 3.2 037 2005 Требования к организации и производству работ по буре
нию, освоению и эксплуатации скважин на кустах Бованенковского месторождения
СТО Газпром 2 3.2 090 2006 Кольматирующие наполнители для буровых растворов.
Технические требования
СТО Газпром 2 3.3 044 2005 Компоновки подземного и устьевого оборудования газо
вых и газоконденсатных скважин месторождений полуострова Ямал
СТО Газпром 2 3.3 077 2006 Правила создания и функционирования информационно
го обеспечения системы технического обслуживания и ремонта скважин
СТО Газпром 2 3.3 078 2006 Основные правила оценивания надежности скважинного
фонда на этапе эксплуатации
СТО Газпром 15 2005 Методика прогноза параметров области протаивания и зоны
просадок пород в приустьевой зоне добывающих скважин
СТО Газпром 16 2005 Регламент по проектированию крепи добывающих скважин с
учетом свойств мерзлых пород
СТО Газпром 17 2005 Требования к производству работ и организации строительства
скважин в водоохранных зонах на месторождениях Крайнего Севера
СТО Газпром 2 3.3 119 2007 Руководство по технологии гидроразрыва сложнопостро
енных газоконденсатных объектов месторождений севера Западной Сибири
СТО Газпром 2 3.3 120 2007 Руководство по разработке проекта на консервацию,
расконсервацию и ликвидацию скважин

3
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
П р и м е ч а н и е – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие
ссылочных стандартов по соответствующим указателям, опубликованным в текущем году. Если ссы
лочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководство
ваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то
положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены термины по СТО Газпром 2 3.3 077, СТО Газ
пром 2 3.3 078, а также следующие термины с соответствующими определениями:
3.2 многозабойная скважина: Скважина, состоящая из основного ствола и одного или
нескольких ответвлений.
3.3 газоконденсатная скважина: Скважина, обеспечивающая транспорт газоконденса
тной смеси из пласта на поверхность.
3.4 газовый конденсат: Смесь жидких углеводородов (С5+высшие), выделяющаяся из при
родных газов при эксплуатации газоконденсатной залежи в результате снижения пластового
давления и температуры.
3.5 газоконденсатная залежь: Единичное скопление в недрах газообразных углеводоро
дов, в котором в парообразном состоянии находятся бензино керосиновые и реже более
высокомолекулярные компоненты.
3.6 жизненный цикл газоконденсатного месторождения: Стадия разработки месторожде
ния, на которой реализуется и поддерживается, в том числе реконструкцией, эффективность
добычи с учетом обеспечения максимального коэффициента газоконденсатоотдачи.
3.7 коэффициент кавернозности ствола скважины: Отношение фактического диаметра
ствола к номинальному, равному диаметру породоразрушающего инструмента.
3.8 конструкция скважины: Совокупность интервалов ствола скважины, концентрич
ных им обсадных колонн и цементных колец за обсадными трубами, их геометрические
характеристики, включая профиль, диаметры, глубины, физико механические характеристи
ки и конструктивные особенности основных элементов.
3.9 крепление скважины: Процесс крепления стенок скважин обсадными трубами и
тампонажным материалом.
3.1 скважина: Сооружение в виде ориентированной в пространстве горной выработки,
имеющее собственную архитектуру и назначение и оснащенное технологическим оборудова
нием.
[СТО Газпром 2 3.3 077 2006, статья 3.1.1.2]

4
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
3.10 крепь скважины: Совокупность соосных концентрических колонн обсадных труб,
межтрубное и затрубное пространство которых заполнено тампонажным материалом.
3.11 лифтовая колонна: Колонна насосно компрессорных труб в скважине, служащая
для подъема газоконденсатной смеси на поверхность и предохранения эксплуатационной
колонны от коррозии и термобарических нагрузок.
3.13 профиль скважины: Проекция оси скважины на вертикальную плоскость, проходя
щую через ее устье и забой.
3.14 ремонтопригодность скважины: Свойство скважины, заключающееся в приспосо
бленности ее к поддержанию или восстановлению работоспособного состояния путем техни
ческого обслуживания и ремонта, выполняемых при заданных условиях и с использованием
установленных процессов и ресурсов.
3.15 траектория скважины: Линия, описывающая ось скважины в пространстве.
3.12 надежность скважин(ы) на этапе эксплуатации: Описание зависимости свойства
готовности скважин(ы) от характеристик безотказности, ремонтопригодности и обеспечения
техническим обслуживанием и ремонтом.
[СТО Газпром 2 3.3 078 2006, статья 3.1.1]
3.17 техническое состояние скважины: Совокупность технических характеристик
(свойств) скважин, подверженных изменению в процессе эксплуатации и характеризуемых на
определенный момент времени и при определенных условиях внешней среды признаками,
установленными в технической документации.
[СТО Газпром 2 3.3 078 2006, статья 3.1.7]
3.16 технический контроль скважины: Мероприятия, выполняемые с целью проверки
(аудита) соответствия технических устройств, применяемых при эксплуатации скважины,
установленным техническим требованиям.
3.18 эксплуатация скважины: Стадия жизненного цикла скважины, на которой реали
зуется, поддерживается и восстанавливается ее качество, а также осуществляется воздействие
на ее оборудование, конструкцию и производственную среду с целью достижения и/или
выполнения производственно технических заданий в установленном порядке.

5
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
4 Обозначения и сокращения
В настоящем стандарте используются следующие обозначения и сокращения:
АВПД – аномально высокое пластовое давление;
АНПД – аномально низкое пластовое давление;
АВПоД – аномально высокое поровое давление;
ГИС – геофизические исследования скважины;
ГДИ – газогидродинамические исследования;
ГВК – газоводяной контакт;
Кст – коэффициент кавернозности ствола;
ММП – многолетнемерзлые породы;
НКТ – насосно компрессорные трубы;
ОПЭ – опытно промышленная эксплуатация;
ОЗЦ – ожидание затвердевания цемента;
ПВА – прострелочно взрывная аппаратура;
ПЗП – призабойная зона пласта;
ПВР – прострелочно взрывные работы;
ФЕС – фильтрационно емкостные свойства;
ФА – фонтанная арматура;
S – сетка разработки.
5 Требования к проектированию скважин на стадии выполнения проекта
разработки месторождения
5.1 Вариантная разработка основных технических решений строительства скважин и
их технико экономическая оценка проводится на стадии выполнения проекта разработки
месторождения в соответствии с регламентом [1].
5.1.1 Требования к проектированию скважин обосновываются в разделе «Основные тех
нические решения строительства скважин» проекта разработки месторождения, содержащего:
результаты анализа строительства ранее пробуренных скважин и возможности их
использования в качестве эксплуатационных или наблюдательных скважин;
обоснование конструкций эксплуатационных и наблюдательных скважин;
обоснование технологий бурения и крепления скважин;
обоснование составов и параметров буровых и тампонажных растворов;
обоснование выбора буровой установки;

6
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
обоснование технологий освоения скважин;
организацию буровых работ;
программу технического освидетельствования ранее пробуренных скважин.
5.1.2 Выбор вариантов проектирования конструкций газоконденсатных скважин, их
забоев и технологий вскрытия продуктивных объектов осуществляется на основе трехмерно
го моделирования геологических и газогидродинамических условий месторождения.
5.1.3 Скважины в зависимости от способа изоляции (разобщения) пород интервалов
продуктивных объектов условно делятся на две категории (А и Б):
а) категория А – скважины с нецементируемым забоем в интервалах продуктивных
объектов;
б) категория Б – скважины с цементируемым забоем в интервалах продуктивных
объектов.
5.2 На стадии выполнения проекта разработки месторождения определяется схема
эксплуатации скважин – пакерная, безпакерная. В зависимости от выбранной схемы эксплу
атации определяется комплекс подземного оборудования при рабочем проектировании стро
ительства скважин.
5.2.1 Пакерная схема эксплуатации газоконденсатных скважин предусматривается:
при дебите 500 тыс. м3/сут газожидкостной смеси и более, расположенных на рас
стоянии менее 500 м от населенного пункта, согласно ПБ 08 624 03 [2];
при коэффициенте аномальности пластового давления Ка = 1,1 и выше;
при их размещении в кустах на месторождениях с наличием в разрезе ММП при рас
стояниях между устьями менее 40 м.
5.2.2 Безпакерная схема эксплуатации обосновывается исходя из условий и режимов
эксплуатации скважин.
6 Требования к рабочему проектированию строительства эксплуатационных
газоконденсатных скважин
6.1 Рабочим проектом на строительство скважин регламентируются технико техноло
гические решения и мероприятия промышленной и экологической безопасности, соответ
ствующие современному мировому уровню и обеспечивающие безаварийное строительство
скважин, ремонтопригодность и эксплуатационную надежность скважин как опасных произ
водственных объектов в соответствии с ПБ 08 624 03 [2].
6.2 Содержание, структура и форма изложения рабочего проекта на строительство
скважин должны соответствовать требованиям РД 51 00158758 185 97 [3].

7
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
6.3 Рабочее проектирование строительства скважин следует проводить на основе опре
деленных проектом разработки месторождения:
диаметра лифтовых колонн;
конструкций скважин и архитектуры забоев скважин;
комплекса подземного скважинного оборудования;
состава пластовых флюидов;
комплекса измерительного и регистрирующего параметры эксплуатации скважины
оборудования;
видов и периодичности капитального ремонта скважин.
6.4 Скважины категории А должны проектироваться и строиться на объекты, включа
ющие один пласт или несколько продуктивных пластов, между которыми отсутствуют водо
носные пропластки, и оборудоваться фильтрами.
6.4.1 Выбор типа фильтра определяется условиями устойчивости пород к разрушению
и пескопроявлению из пласта в ствол скважины.
6.4.2 В продуктивных объектах, представленных устойчивыми породами коллектора
ми, заканчивание скважин следует проектировать открытым забоем с перекрытием дырчаты
ми фильтрами в соответствии с ТУ 3665 059 00744002 04 [4].
6.4.3 Продуктивные пласты с наличием в коллекторе подвижных вод следует оборудо
вать щелевыми фильтрами в соответствии с ТУ 3665 046 00744002 04 [5].
6.5 Скважины категории Б следует проектировать и строить на газоконденсатные
объекты, включающие водоносные пропластки.
6.6 Конструкции многозабойных газоконденсатных скважин, их забоев, строительство
которых обусловлено ярусностью размещения продуктивных объектов при небольших тол
щинах пластов и перемычек между ними, должны проектироваться в соответствии с рекомен
дациями [6].
6.7 При проектировании конструкции скважины оптимальное число обсадных колонн
и глубины установки их башмаков определяется количеством зон с несовместимыми усло
виями проводки ствола скважины по градиентам пластовых давлений гидроразрыва пород и
их устойчивости. Горные породы, вскрываемые скважиной и отличающиеся по пластовому
(или поровому) давлению более чем на 20 %, должны перекрываться отдельными колоннами.
6.8 Вскрытие продуктивных пластов с АНПД следует проектировать со спуском баш
мака эксплуатационной колонны в кровлю продуктивного горизонта. Для вскрытия продук
тивного коллектора проектируется состав бурового раствора на основе ингибиторов с кисло
торастворимыми и биоразлагаемыми компонентами, совместимыми с пластовыми флюида

8
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
ми. Для блокирования высокопроницаемых пластов с АНПД в состав бурового раствора
включаются кольматирующие наполнители по СТО Газпром 2 3.2 090.
6.9 Проектирование крепи скважин следует проводить на основе расчетов, с учетом
требований СТО Газпром РД 2.1 142, СТО Газпром 15, СТО Газпром 16 и инструкции [7].
Эксплуатационные и промежуточные колонны газоконденсатных скважин должны
комплектоваться из обсадных труб в хладостойком исполнении с высокогерметичными резь
бовыми соединениями в соответствии со стандартом API SPEC 5 СТ [8] и ГОСТ 632.
Прочность труб эксплуатационной колонны в интервале ММП на наружное избыточ
ное сминающее давление должна превышать прочность труб промежуточной колонны на вну
треннее избыточное давление.
6.10 При проектировании траектории газоконденсатных скважин на валанжинские
отложения следует применять два типа профиля – тангенциальный и вогнутый, обеспечиваю
щие максимальное смещение забоя скважины от вертикали при минимальных зенитных углах
и длине ствола скважины и уменьшение напряжений в бурильных и обсадных трубах.
6.10.1 Тангенциальный профиль преимущественно выполняется трехинтервальным и
применяется при наклонном вскрытии пластов.
6.10.2 Вогнутый профиль выполняется четырех или пятиинтервальным и использует
ся при вскрытии пластов с зенитным углом более 60°.
6.11 Для обеспечения устойчивости стенок скважины в интервале залегания «шоколад
ных глин» профиль скважины следует проектировать с участком стабилизации с зенитным
углом не более 60°, а показатель статической фильтрации бурового раствора должен соста
влять 2–3 см3/30 мин.
6.12 Проектные решения по проводке и подготовке стволов к спуску обсадных колонн
при вскрытии надсеноманских, сеноманских и нижнемеловых отложений должны обеспечи
вать номинальные диаметры стволов с учетом непревышения значений коэффициентов
кавернозности ствола, приведенных в таблице 6.1.
6.13 Проектирование проводки стволов многозабойных скважин следует осуществлять
в соответствии с требованиями рекомендаций [9].
6.14 На стадии проектирования строительства скважин необходимо провести прогноз
зон АВПоД и обоснование требуемой плотности бурового раствора и начала процесса обвало
образования. Общие затраты времени на бурение, подготовку ствола, ГИС и спуск колонны
должны быть на 15 % меньше времени начала обвалообразования.
6.15 Для управления псевдопластичными, ингибирующими, смазочными свойствами
буровых растворов в их составе должны использоваться химические реагенты и материалы,

9
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
соответствующие требованиям СТО Газпром РД 2.1 144, СТО Газпром РД 2.1 145, СТО Газ
пром РД 2.1 146, СТО Газпром РД 2.1 147, СТО Газпром РД 2.1 149, СТО Газпром РД 2.1 150,
СТО Газпром 2 3.2 090.
6.16 Проектирование режимов цементирования обсадных колонн производится с уче
том конкретных геолого физических и термобарических условий месторождения, техниче
ских и технологических решений, предусмотренных РД 00158758 213 2000 [10], РД 00147001
767 2000 [11], НД 00158758 265 2003 [12], НД 00158758 269 2003 [13], инструкциями [14], [15]
и сборником [16].
6.17 При проектировании компоновок промежуточных и эксплуатационных колонн и
схем установки опорно центрирующих элементов следует руководствоваться требованиями
НД 00158785 265 2003 [12]. Для повышения степени изоляции заколонных пространств и
предотвращения межпластовых перетоков в компоновку промежуточных и эксплуатацион
ных колонн должны быть включены заколонные пакеры по ТУ 41 12 090 92 [17] или пакеры
типа ПГПМ согласно каталогу [18].
6.18 Проектирование крепления стволов многозабойных газоконденсатных сква
жин обсадными колоннами, цементирования колонн, системы стыков стволов, составов
буферных жидкостей и тампонажных растворов производить с учетом требований реко
мендаций [19].
6.19 Типоразмер и компоновка подземного и устьевого оборудования скважин проек
тируются с учетом требований СТО Газпром 2 3.3 044.
6.20 Проектируемый комплекс подземного оборудования скважины должен включать
следующие элементы (при пакерной схеме эксплуатации):
лифтовую колонну;
Та б л и ц а 6 . 1 – Допустимые значения коэффициента кавернозности ствола при вскрытии
надсеноманских, сеноманских и нижнемеловых отложений
Горные породы
Интервал необсажен
ного участка ствола,
м (по вертикали)
Коэффициент кавер
нозности ствола, Кст
не более
ММП 0 – 150* 1,35
Глины, пески, песчаники (в т.ч. мерзлые и пластично
мерзлые)
150 – 450* 1,25
Высокоактивные набухающие глины 450 – 950* 1,10
Обваливающиеся глины и песчаные породы 950 – 1250* 1,05
Пески, песчаники с прослоями глин алевритистых 1250 – 1350* 1,20
Песчаники, глины, алевролиты 1350 – 1950* 1,10
Глины, глинистые алевролиты, песчаники, алевролиты,
алевритистые глины
1950 – 3000* 1,10
Примечание – * показаны средние значения глубин.

10
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
дистанционно управляемый приустьевой или автоматический забойный клапан от
секатель (при коэффициенте аномальности пластового давления Ка = 1,3 и выше);
телескопическое соединение;
циркуляционный клапан;
разъединитель колонны;
эксплуатационный пакер;
посадочный ниппель;
подпакерный хвостовик;
ингибиторный клапан.
6.20.1 Допускается не включать в комплекс подземного оборудования ингибиторный
клапан в случае отсутствия в стволе скважины условий для гидратообразования.
6.20.2 Секции лифтовой колонны выше эксплуатационного пакера проектируются из
НКТ с высокогерметичными резьбовыми соединениями в соответствии со стандартом API
SPEC 5 СТ [8], ГОСТ 52203, ГОСТ 633 и ТУ 14 3Р 31 05 [20]; подпакерный хвостовик разре
шается комплектовать из гладких НКТ по ГОСТ 633.
6.20.3 При проектировании предусмотреть в надпакерном затрубном пространстве раз
мещение технологической жидкости, в т.ч. в интервале ММП – незамерзающей жидкости.
6.21 Для безпакерной схемы эксплуатации газоконденсатных скважин лифтовую
колонну проектируют из гладких НКТ по ГОСТ 633 и оборудуют посадочным ниппелем и
воронкой.
6.22 Проектирование технологии консервации скважин производить с учетом требова
ний СТО Газпром 2 3.2 037, РД 08 492 02 [21], ПБ 08 624 03 [2] и СТО 05751745 119 2006 [22].
6.23 Вторичное вскрытие продуктивных газоконденсатных пластов следует проектиро
вать с учетом их геолого физических характеристик.
6.23.1 Для проведении перфорации проектом на строительство скважины следует
обосновать объем и компонентный состав перфорационной среды для закачки в планируе
мый интервал вторичного вскрытия.
6.23.2 Для проведении перфорации на депрессии следует предусматривать перевод
скважины на облегченную жидкость (газоконденсат и т.д.).
6.23.3 При выборе типоразмера перфоратора и плотности перфорации должны учиты
ваться геолого физические характеристики залежи, тип коллектора и конструкция забоя
скважины. Проектируемая плотность перфорации должна обеспечивать максимально воз
можную гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом и сохранение целост
ности обсадной колонны и цементного кольца за пределами интервала перфорации.

11
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
7 Требования к строительству эксплуатационных
7.1 Строительство скважины следует вести в соответствии с утвержденным организа
цией недропользователем рабочим проектом на строительство скважин.
7.2 Профиль ствола скважины должен обеспечивать размещение забоев скважин на
структуре в соответствии с проектом разработки месторождения.
7.2.1 Начало наклонного участка должно располагаться в интервале залегания устойчи
вых пород с коэффициентом кавернозности не более 1,1 и с глубины, превышающей глубину
спуска предыдущей обсадной колонны не менее 30 м.
7.2.2 Для обеспечения проектного положения забоев скважин допускается проводить
искривление ствола в интервале ММП только после перекрытия неустойчивых пород отдель
ной обсадной колонной и с глубины залегания устойчивых глинистых пород.
7.2.3 Траектория ствола скважины должна обеспечивать необходимое отклонение от
вертикали точки входа в пласт, требуемую протяженность ствола по продуктивному горизон
ту, минимальный крутящий момент, требуемую очистку ствола скважины от выбуренной
породы, безаварийную эксплуатацию внутрискважинного оборудования.
7.2.4 Не допускается увеличивать искривление скважины с интенсивностью, при кото
рой напряжения упругих деформаций приводят к нарушению герметичности резьбовых сое
динений и целостности обсадных и бурильных труб.
7.2.5 Для всех типов наклонно направленных скважин фактическое расположение
забоя должно ограничиваться площадью круга допуска на кровле пласта. Радиус круга допу
ска определяется в зависимости от расстояния между рядами или проектными забоями сква
жин по сетке разработки (S) и не должен превышать для скважин глубиной:
до 2000 м . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,10 S;
от 2000 до 2500 м . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .0,12 S;
от 2500 до 3000 м . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .0,15 S;
более 3000 м . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .0,20 S.
7.3 При вскрытии продуктивного пласта с АВПоД скважинами с большими углами
наклона необходимо предусмотреть следующие мероприятия:
ограничение продолжительности бурения и оперативное увеличение плотности буро
вого раствора;
проведение комплексной обработки бурового раствора полимерами, обладающими
ингибирующими свойствами;

12
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
применение высововязких полимеров для качественной очистки горизонтального
ствола и сохранения ФЕС продуктивного пласта;
применение смазочных добавок для снижения коэффициента трения фильтрацион
ной корки с бурильным инструментом.
7.4 При выполнении операций по креплению скважин необходимо руководствоваться
рекомендациями [23, 24].
7.4.1 Для обеспечения однородности тампонажных растворов при их затворении и
закачивании с производительностью, определенной гидравлическим расчетом цементирова
ния, необходимо применять цементировочное оборудование и осреднительные емкости по
ТУ 39 00147001 177 98 [25].
7.4.2 С целью обеспечения формирования в период ОЗЦ герметичного цементного
кольца в заколонном и межколонном пространствах применяемые тампонажные растворы и
тампонажный камень должны удовлетворять требованиям СТО Газпром РД 2.1 148, ГОСТ 1581
и руководящих документов РД 00158758 213 2000 [10] и РД 00147001 767 2000 [11].
7.4.3 Испытание эксплуатационных колонн на герметичность должно производиться
не позднее чем через 40 мин от момента получения давления «стоп». После испытания на гер
метичность давление в колонне должно быть снижено до нуля. Заключительные работы после
цементирования эксплуатационной колонны производятся в соответствии с требованиями
РД 00158758 213 2000 [10], РД 00147001 767 2000 [11]. На период ОЗЦ устье скважины герме
тизируется, а обсадная колонна должна быть подвешена на талевой системе с обязательной
регистрацией нагрузки на крюке.
7.5 Устье скважины следует оборудовать и обвязать с газосборным коллектором и факель
ной линией в соответствии с рабочей документацией проекта обустройства месторождения.
7.6 Работы по освоению и испытанию законченных бурением скважин следует выпол
нять в соответствии с требованиями СТО Газпром 2 3.2 037 и рекомендациями [26, 27].
7.6.1 При проведении перфорации на репрессии следует обеспечить безопасность про
ведения работ и предупреждение проникновения жидкостей из скважины в пласт. Гидроста
тическое давление столба жидкости должно соответствовать ПБ 08 624 03 [2].
7.6.2 При проведении перфорации на депрессии ствол скважины должен быть переведен на
облегченную жидкость, а депрессия не должна превышать 10 % от величины пластового давления.
Примечание – После спуска первой сборки и прострела низа интервала перфорации возмо
жен вариант отработки скважины на факел в течение 8 часов со сменой шайб через каждые 2 часа для
очистки ПЗП. По окончании отработки необходимо продолжить вторичное вскрытие в газоконденса
тной среде оставшегося интервала с последующей отработкой скважины до полной очистки ПЗП и ста
билизации устьевых параметров.

13
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
7.6.3 При выполнении ПВР устье скважины должно быть оборудовано запорной арма
турой и лубрикаторным устройством с техническими характеристиками, соответствующими
условиям работы скважины и обеспечивающими герметизацию при спуске, срабатывании и
подъеме ПВА в соответствии с ПБ 08 624 03 [2].
7.6.4 Отработка скважины должна производиться на режимах, обеспечивающих вынос
из ствола технологических жидкостей и кольматирующих пласт частиц до полной очистки
ПЗП и стабилизации устьевых параметров.
7.7 При проведении работ по интенсификации притока в процессе освоения следует
руководствоваться рекомендациями [28] и СТО Газпром 2 3.3 119. В случае необходимости
проведения дополнительных работ (кислотных обработок, использования колтюбинговой
установки для подачи азота и т.д) «чистое» время отработки может быть скорректировано в
сторону увеличения, особенно это может быть связано с очисткой призабойной зоны вслед
ствие больших поглощений при проводке скважины либо с большими объемами прокачки
жидкостей при ГРП, но и в этом случае на месторождении должен быть установлен верхний
предел по выпуску газа в атмосферу при освоении.
7.8 Технологии, технические и измерительные средства для освоения и исследования
скважин должны определяться планом на освоение и исследование скважин.
8 Требования к контролю качества строительства
8.1 При строительстве скважин необходимо проводить оперативный контроль:
режимов бурения скважин с применением станций типа «Разрез 2», «Геооптим 04
ИМС», «МЕГА АМТ»;
технологических параметров бурового раствора с применением аттестованных мето
дик на соответствие параметров требованиям рабочего проекта;
за траекторией ствола скважины с помощью инклинометрических систем. При
зенитных углах ствола скважины более 60° в состав телеметрических систем рекомендуется
включать приборы геофизических измерений (зонды гамма , акустического, плотностного и
нейтронного каротажа).
8.2 Для контроля за качеством строительства скважин обязательно привлечение спе
циализированных супервайзерских служб.
8.3 После окончания бурения скважины состояние ствола на стадии подготовки к
цементированию необходимо исследовать методами ГИС (кавернометрия, профилеметрия)
согласно РД 153 39.0 072 01 [29].

14
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
8.4 Контроль процесса цементирования колонн следует производить с применением стан
ции контроля цементирования согласно РД 00158758 213 2000 [10], РД 00147001 767 2000 [11].
8.5 Контроль качества цементирования обсадных колонн в газоконденсатных скважи
нах следует производить с использованием стандартного комплекса промыслово геофизиче
ских исследований: через 36 ч ОЗЦ для кондукторов (направлений) и через 48 ч ОЗЦ для про
межуточных и эксплуатационных колонн.
8.6 Перечень обязательных показателей, определяемых при проведении промыслово
геофизических исследований и характеризующих качество выполнения работ по цементиро
ванию обсадных колонн, должен соответствовать требованиям РД 00158758 213 2000 [10],
РД 153 39.0 069 01 [30].
8.6.1 Показатель заполнения заколонного и межколонного пространств тампонажны
ми растворами должен быть:
в интервале перекрытия эксплуатационной колонной продуктивных пластов в верти
кальных скважинах – не менее 0,9;
в интервале перекрытия эксплуатационной колонной продуктивных пластов в
наклонно направленных скважинах с углом наклона до 60° – не менее 0,8;
в интервале перекрытия эксплуатационной колонной продуктивных пластов в
наклонно направленных скважинах с углом наклона более 60° и скважинах с горизонтальным
окончанием – не менее 0,7;
в остальных интервалах – не менее 0,7.
8.6.2 В соответствии с методикой [31] показатель качества сцепления тампонажного
камня с обсадной колонной и горными породами в интервале перекрытия продуктивных пла
стов должен быть в скважинах:
с вертикальным окончанием – не менее 0,85;
с углом наклона ствола до 60° – не менее 0,75;
с углом наклона ствола более 60° и с горизонтальным окончанием – не менее 0,70.
В вышележащих непродуктивных интервалах показатель качества сцепления камня
должен быть не менее 0,70 при использовании тампонажных растворов нормальной плотно
сти и не менее 0,40 при использовании облегченных тампонажных растворов независимо от
их плотности.
8.6.3 В случае получения показателей заполнения затрубного пространства тампонаж
ными растворами и качества сцепления тампонажного камня с эксплуатационной колонной
и породой ниже указанных в 8.6.1 и 8.6.2, окончательная оценка пригодности скважины к
эксплуатации должна производиться по результатам освоения и пробной эксплуатации сква

15
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
жины в соответствии с ПБ 07 601 03 [32]. В этом случае основным показателем является
отсутствие межколонных давлений.
8.7 Работы по оценке герметичности обсадных колонн и межколонных пространств
перед освоением скважин должны выполняться в соответствии с требованиями РД 00158758
213 2000 [10], с учетом прочностных характеристик тампонажного камня в приустьевой части.
8.8 Технические средства и методы измерений, используемые на всех стадиях и при всех
видах работ на скважине, должны быть аттестованы и поверены в установленном порядке.
9 Требования к эксплуатации газоконденсатных скважин
9.1 Режимы эксплуатации газоконденсатных скважин должны обеспечивать получение
проектных дебитов и устойчивость пород коллекторов в течение всего жизненного цикла
месторождения и обосновываться в проекте разработки месторождения.
9.2 Технологический режим работы скважины должен устанавливаться ежеквартально
по каждой скважине на основании результатов текущей эксплуатации и исследований сква
жин в соответствии с руководством [33] и с учетом:
дебита;
забойного давления (рабочей депрессии);
давления на буфере и в затрубном пространстве;
температуры потока газожидкостной смеси.
9.3 Для дистанционного контроля за параметрами работы газоконденсатной скважины
и управления технологическими процессами она должна быть оборудована средствами авто
матизации и телемеханизации, определенными рабочей документацией проекта обустройства
месторождения в соответствии с требованиями основных положений [34].
9.4 При эксплуатации скважин необходимо:
проверять техническое состояние скважины и установленного оборудования;
проверять соответствие параметров работы оборудования добычным возможностям
скважины и установленному технологическому режиму;
оценивать надежность и работоспособность узлов оборудования, используя комп
лекс исследований и измерений (замер дебитов, обводненности продукции, глубинные заме
ры температуры и давлений, учет отказов и ремонтов оборудования, анализ проб газа, воды);
поддерживать скважины в работоспособном состоянии проведением текущих и капи
тальных ремонтов;
проводить работы по интенсификации притока в соответствии с рекомендациями
[28] и СТО Газпром 2 3.3 119.

16
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
9.5 Периодичность проведения газодинамических, геофизических и газоконденсатных
исследований на вынос жидкости и мехпримесей, объемов отборов проб определяется проек
тами разработки месторождения и ежегодными планами проведения исследований организа
цией недропользователем.
9.6 В соответствии с проектом разработки месторождения и планом геолого техниче
ских мероприятий выполняются и контролируются исследования по скважинам, включа
ющие:
наблюдения за статическим уровнем;
отборы проб;
гидрохимические исследования;
измерения количества и качества вод, выносимых с газожидкостной смесью из сква
жины;
оценку динамики ГВК;
оценку текущей газонасыщенности;
оценку технического состояния скважин.
Виды, объем, периодичность исследований и измерений должны устанавливаться
организацией недропользователем.
9.7 Консервацию и ликвидацию скважин следует проводить по проектной документа
ции, разработанной согласно требованиям СТО Газпром 2 3.3 120 и в соответствии с
РД 08 492 02 [21].
10 Требования промышленной безопасности
10.1 При производстве работ по бурению, освоению, обвязке и эксплуатации скважин
на кусте необходимо соблюдать требования правил безопасности ПБ 08 624 03 [2],
РД 08 435 02 [35], правил пожарной безопасности ВППБ 01 04 98 [36], ППБ 01 03 [37],
инструкции [38], инструкции РД 08 254 98 [39], типовой инструкции РД 09 364 00 [40],
СТО Газпром 17, проектов разработки, обустройства месторождения и рабочих проектов на
строительство скважин.
10.2 Специалисты и рабочие, осуществляющие бурение, освоение, эксплуатацию и
ремонт скважин, а также лица, связанные с обслуживанием производственных объектов на
кустовой площадке, должны пройти специальный инструктаж по безопасному ведению работ
в соответствии с требованиями РД 08 435 02 [35] и аттестацию в порядке, предусмотренном
РД 03 444 02 [41] и СТО Газпром РД 39 1.2 086.

17
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
10.3 Текущее обслуживание скважины и установленного на ней оборудования в про
цессе работы скважины осуществляют специалисты уполномоченного подразделения орга
низации недропользователя согласно инструкциям заводов изготовителей на эксплуатацию
оборудования.
10.4 В случае неисправности отдельных деталей или узлов устьевого оборудования дол
жны быть немедленно приняты меры по устранению обнаруженных неисправностей или
замене неисправных деталей и узлов оборудования.
10.5 В случае обнаружения утечек газа на действующих скважинах специалисты и рабо
чие, обслуживающие эти скважины, обязаны принять срочные меры по остановке этих сква
жин и немедленно оповестить руководство организации недропользователя и руководителей
работ на кусте о факте обнаружения утечек газа. При отрицательных результатах принятых
мер по устранению пропусков газа необходимо сообщить об инциденте оперативному дежур
ному территориальной противофонтанной военизированной части.
10.6 При авариях с поступлением в воздушную среду газа все работы на кусте должны
быть прекращены. В случае возникновения открытого фонтана необходимо:
остановить соседние скважины;
немедленно прекратить работы и эвакуировать людей из опасной зоны не менее чем
на 60 м;
заглушить все двигатели внутреннего сгорания;
отключить электроэнергию;
прекратить пользоваться открытым огнем;
принять все меры для недопущения искрообразования в районе скважины;
оповестить об аварийном фонтанировании скважины диспетчерскую (инженерно
технологическую) службу организации недропользователя и оперативного дежурного терри
ториальной противофонтанной военизированной части.
10.7 Ликвидацию открытого газоконденсатного фонтана следует производить согласно
инструкции СТО Газпром РД 1.2 094.
10.8 Геологические службы организаций недропользователей должны вести постоян
ный мониторинг за состоянием устьев скважин, наличием грифонов и межколонных давле
ний.

18
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
[1] Регламент составления проектных документов по разработке газовых и газоконден
сатных месторождений (утвержден ООО «ВНИИГАЗ» 05.02.1999)
[2] Правила безопасности
Госгортехнадзора России
ПБ 08 624 03
Правила безопасности в нефтяной и газовой
промышленности
[3] Руководящий документ
ООО «ТюменНИИгипрогаз»
РД 51 00158758 185 97
Макет рабочего проекта на строительство сква
жин на месторождениях Западной Сибири
[4] Технические условия
ОАО «Тяжпрессмаш»
ТУ 3665 059 00744002 04
Фильтр безпроволочный
ОАО «Тяжпрессмаш»
ТУ 3665 046 00744002 04
Фильтры скважинные
[6] Р Газпром «Рекомендации по конструкциям забоев и способам заканчивания многоза
бойных скважин на месторождениях Тюменской области» (утверждены ОАО «Газпром»
26.12.2006)
[7] Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин (одобрена и
рекомендована к применению на территории Российской Федерации и стран СНГ
решением Конференции Ассоциации буровых подрядчиков 18.09.96)
[8] Международный стандарт Амери
канского нефтяного института
API SPEC 5CT *
Specification for Casing and Tubing (US Customary
Units)
[9] Р Газпром «Рекомендации по технологии бурения многозабойных скважин
на месторождениях Тюменской области» (утверждены ОАО «Газпром» 27.04.2007)
РД 00158758 213 2000
Технологический регламент по креплению
скважин на месторождениях севера Тюменской
области
Библиография
* Полные тексты стандартов по трубным изделиям Американского института нефти (анг.яз.) можно прио
брести в отделе международных информационных сетей Пермского центра научно технической информации
(Пермский ЦНТИ): тел. (3422) 37 46 36, e mail: stn@permcnti.ru

19
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
[11] Руководящий документ ОАО «Газ
пром», ОАО НПО «Бурение»
РД 00147001 767 2000
Инструкция по креплению нефтяных и газовых
скважин
[12] Нормативный документ
НД 00158758 265 2003
Регламент по технологии бурения и крепления
скважин на Песцовом месторождении
[13] Нормативный документ
НД 00158758 269 2003
Регламент по приготовлению и применению
незамерзающих спецжидкостей и технологии
заполнения межколонных пространств при
цементировании эксплуатационных колонн
[14] Инструкция по приготовлению и применению буферных жидкостей (утверждена
ООО «ТюменНИИгипрогаз» 01.09.1999)
[15] Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность
(утверждена ВНИИКрнефть 14.12.1999)
[16] Сборник регламентирующих документов и инструкций по креплению скважин на
месторождениях и ПХГ ОАО «Газпром» (утвержден ОАО «Газпром» 11.08.2000)
ОАО «ВНИПИВзрывгеофизика»
ТУ 41 12 090 92
Заколонные взрывные пакера ПВ
[18] Каталог ОАО «Тяжпрессмаш», Рязань, 2002
[19] Р Газпром «Рекомендации по технологии крепления многозабойных скважин на место
рождениях Тюменской области» (утверждены ОАО «Газпром» 09.04.2007)
ОАО «Газпромтрубинвест»
ТУ 14 3Р 31 2005
Трубы стальные электросварные насосно ком
прессорные групп прочности «Дс», «Кс», «Ес»,
«Лс» с локальной и объемной термической обра
боткой повышенного качества в обычном и хла
достойком исполнении и муфты к ним
[21] Руководящий документ Госгор
технадзора России РД 08 492 02
Инструкция о порядке ликвидации, консервации
скважин и оборудования их устьев и стволов

20
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
[23] Р Газпром «Рекомендации по технологии крепления скважин на нижнемеловые отло
жения Заполярного ГКМ» (утверждены ОАО «Газпром» 01.04.2005)
[24] Р Газпром «Рекомендации по технологии крепления скважин на нижнемеловые отло
жения Песцового ГКМ» (утверждены ОАО «Газпром» 16.09.2005)
ОАО НПО «Бурение»
ТУ 39 00147001 177 98
Установка смесительно осреднительная
[26] Р Газпром «Рекомендации по освоению и интенсификации притока газоконденсатных
скважин Заполярного ГКМ» (утверждены ОАО «Газпром» 23.06.2005)
[27] Р Газпром «Рекомендации по технологии освоения скважин на нижнемеловые отложе
ния Песцового ГКМ» (утверждены ОАО «Газпром» 31.08.2005)
[28] Р Газпром «Технологии и технологические жидкости для восстановления ФЕС продук
тивных пластов в процессе освоения скважин на месторождениях Западной Сибири»
(утверждены ОАО «Газпром» 10.08.2006)
Минэнерго России
РД 153 39.0 072 01
Техническая инструкция по проведению геофи
зических исследований и работ приборами на
кабеле в нефтяных и газовых скважинах
[30] Руководящий документ Минэнер
го России РД 153 39.0 069 01
Техническая инструкция по проведению геолого
технических исследований нефтяных и газовых
скважин
[31] Методика сравнительной оценки качества цементирования обсадных колонн по дан
ным АКЦ (утверждена БП «Тюменбургаз» 01.09.1997)
[32] Правила безопасности Госгортех
надзора России ПБ 07 601 03
Правила охраны недр
[33] Руководство по исследованию скважин (утверждено ООО «ВНИИГАЗ» 20.11.1999)
[22] Стандарт организации
ООО «Уренгойгазпром»
СТО 05751745 119 2006
Технологический регламент на консервацию
газовых и газоконденсатных скважин без глуше
ния на Уренгойском месторождении

21
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
[37] Правила безопасности ППБ 01 03 Правила пожарной безопасности в Российской
Федерации
[38] Инструкция по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений при строи
тельстве и ремонте скважин (утверждена ОАО «Газпром» 06.07.1999)
[39] Руководящий документ Госгортех
надзора России РД 08 254 98
Инструкция по предупреждению газонефтеводо
проявлений и открытых фонтанов при строи
тельстве и ремонте скважин в нефтяной и газо
вой промышленности
Типовая инструкция по организации безопасного
проведения огневых работ на взрывоопасных и
взрывопожароопасных объектах
Положение о порядке подготовки и аттестации
работников организаций, осуществляющих дея
тельность в области промышленной безопасно
сти опасных производственных объектов, под
контрольных Госгортехнадзору России
[34] Основные положения по автоматизации, телемеханизации и созданию информацион
но управляющих систем предприятий добычи и подземного хранения газа (утверждены
ОАО «Газавтоматика» 22.05.1997)
[35] Руководящий документ Госгор
технадзора России РД 08 435 02
Инструкция по безопасности одновременного
производства буровых работ, освоения и эксплуа
тации скважин на кусте
[36] Правила безопасности
ВППБ 01 04 98
Правила пожарной безопасности для предприя
тий и организаций газовой промышленности

22
СТО Газпром 2 3.2 168 2007
ОКС 75.020
Ключевые слова: скважина газоконденсатная эксплуатационная, технические
требования, технические решения, проектирование, конструкция скважины, подземное
оборудование, устьевое оборудование, контроль качества

Корректура А.В. Казаковой
Компьютерная верстка Е.А. Ковешниковой
Подписано в печать 25.03.2008 г.
Формат 60x84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 60 экз.
Уч. изд. л. 2,6. Заказ 73
ООО «ИРЦ Газпром», 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2.
Тел.: (495) 719 64 75, 719 31 17.
Отпечатано в ЗАО «Издательский Дом Полиграфия»

сто газпром 2 3.2-168-2007

More Related Content

What's hot

Viewers also liked

Similar to сто газпром 2 3.2-168-2007

сто газпром 2 3.2-168-2007