Анализ применения вентильных двигателей в скважинах с УЭЦН на Дружном месторождении

Описание подробного анализа и преимуществ вентильных двигателей в скважинах УЭЦН над асинхронными двигателями на примере Дружного месторждения. Оценка защиты 5. ...

ВВЕДЕНИЕ .................................................................................................................. 6
1. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ .................................................... 7
1.1. Географическое расположение ................................................................. 7
1.2. История освоения месторождения ........................................................... 8
1.3. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов ............. 15
1.4. Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов ........................... 21
2. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ................... 27
2.1. Анализ показателей разработки месторождения .................................. 27
2.2. Анализ показателей работы фонда скважин ......................................... 37
2.3. Анализ выполнения проектных решений ............................................. 54

Надежность работы УЭЦН в первую очередь зависит от его правильного
подбора на данную скважину. К межремонтным периодам работы насоса влияют
такие факторы, как постоянная смена параметров пласта, призабойной зоны
пласта, и свойства отбираемой жидкости: количество попутного газа, содержание
воды, количество механической примеси, и вследствии ввиду этих параметров
происходит не доотбор пластовой жидкости или работа насоса вхолостую. При
обслуживании скважин оборудованных УЭЦН часто встречаются осложнения при
их работе, такие как отложение солей и парафинов. Эти причины приводят к
снижению дебита вплоть до полного прекращения подачи установки. К тому же
значительное снижение производительности может привести к перегреву
погружного электродвигателя и преждевременному отказу всей установки

Наиболее высокий охват отмечается на объектах ЮС1 и БС11 и составляет 91 и 82 % соответственно. Действующий нагнетательный фонд равномерно охвачен исследованиями по элементам разработки, значение охвата изменяется от 98 % до 100 %.Таблица 2. SEQ Таблица \* ARABIC \s 1 7 - Охват действующего фонда скважин по объектам разработки и эффективность последнего исследования в скважинеОбъектКатегорияИссл. скв.ОхватИнтервалПрофильСоставНарушенияБС100-1Добывающие7168 %97 %89 %82 %37 %Нагнетательные59100 %98 %93 %-32 %БС102Добывающие5065 %96 %86 %76 %44 %Нагнетательные5498 %100 %100 %-52 %БС11Добывающие15582 %99 %84 %79 %35 %Нагнетательные72100 %93 %93 %-54 %ЮС1Добывающие3191 %100 %94 %71 %58 %Нагнетательные24100 %92 %83 %-63 %ИтогоДобывающие29876 %98 %86 %78 %40 %Нагнетательные208100 %96 %94 %-49 %720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист22БР.21.03.01.88/367-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист22БР.21.03.01.88/367-а.085.2016.00.ПЗВ 40 % исследованных действующих добывающих скважин по последнему исследованию отмечаются нарушения технического состояния. Характеристика нарушений по видам представлена ниже, REF _Ref394659265 \h \d " " \* MERGEFORMAT \* Lower таблица 2.8. Нарушения разделены по видам, элементам разработки, и пространственному расположению в скважине: обнаруженные в 50 метрах выше или ниже интервала перфорации и на значительном расстоянии от него. Скважины могут иметь несколько видов нарушений. Практически все нарушения в добывающих скважинах приурочены к интервалу пласта, в основном, это заколонные циркуляции снизу, они наблюдается в 30 % исследованных скважин. Негерметичность колонны наблюдается в 5 % действующего добывающего фонда в интервале пласта и в 3 % фонда выше интервала пласта, забой негерметичен в 4 % скважин (в скважинах № 451, 1276, 4059, 6200, 7521, 8091 – объект БС11 и № 660 – БС100-1 негерметичность забоя связан с остановкой прибора в интервале перфорации).Наличие заколонной циркуляции снизу в 30 % фонда является дополнительным источником обводнения скважин, что сказывается на преждевременном обводнении продукции скважин. Наиболее высок данный показатель для объекта ЮС1 и составляет 58 % от исследованных действующих добывающих скважин. Кроме того, около 10 % действующих добывающих скважин имеют негерметичности колонны разного рода, что так же является источником обводнения продукции.Таким образом, основным источником обводнения объектов БС100-1, БС102 и БС11 является перфорированный пласт, т.е. изменение ВНК и подтягивание фронта нагнетаемой воды, для объекта ЮС1 помимо перфорированного пласта существенным источником обводнения продукции являются заколонные перетоки снизу.Нарушения технического состояния отмечены в 49 % исследованных действующих нагнетательных скважинах. Заколонные циркуляции выявлены в 18 % скважин (16 % - вниз и 3 % - вверх), негерметичность колонны в интервале пласта имеют 4 % скважин и 11 % скважин имеют негерметичность НКТ. 720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист23БР.21.03.01.88/367-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист23БР.21.03.01.88/367-а.085.2016.00.ПЗНегерметичность забоя имеют 20 % исследованных скважин, в 27 скважинах из 42 она связана с остановкой прибора в интервале перфорации.Таблица 2. SEQ Таблица \* ARABIC \s 1 8 - Характеристика нарушений по видам и расположению в скважинеОбъектКатегорияСкважин с нарушениями, %Нарушения в интервале пласта(± 50 м от интервала перфорации)Нарушения вне интервала пластаВсего, %ЗКЦНегерм., %Негерм.забоя, %Всего, %Негерм., %Негерм. НКТ, %Сверху, %Снизу, %Всего, %БС100-1Добыв.2637 32 -30 30 4 1 6 6 -Нагнет.1932 22 5 3 7 2 14 12 -12 БС102Добыв.2244 40 4 36 38 2 -4 4 -Нагнет.2852 46 4 26 28 4 15 11 -11 БС11Добыв.5435 34 2 21 22 6 6 2 2 -Нагнет.3954 49 1 13 14 4 32 10 -10 ЮС1Добыв.1858 58 -58 58 -----Нагнет.1563 54 -33 33 8 13 13 4 8 ИтогоДобыв.11940 38 2 30 31 5 4 3 3 -Нагнет.10149 41 3 16 18 4 20 11 0,5 11 В условиях добычи нефти в подъемных трубах и в системе сбора откладываются смеси с различными веществами в том числе смолы, мех. примеси, что препятствует нормальной работе скважины. Все это промысловики называют одним словом «парафин», а в литературе асфальто-смолистыми парафиновыми отложениями (АСПО). На данном месторождении эта проблема наиболее весома и требующая неотложного решения. Методы борьбы с парафином делятся на две группы: первая – это методы периодической очистки парафиновых отложений, вторая – методы предупреждения отложений парафина.В настоящее время эта группа методов широко используется на промыслах страны. Это объясняется тем, что методы предупреждения отложений не всегда эффективны или требуют значительных затрат. К этой группе относятся следующие методы депарафинизации: механический метод, химический метод, тепловой метод.Методы предупреждения отложений парафина являются наиболее перспективными и целесообразными методами борьбы с отложениями парафино-смолистых веществ. Так как именно при предупреждении отложений парафина достигается наиболее устойчивое и безаварийная работа нефтепромыслового оборудования, снижаются энергетические потери на добычу и перекачку нефти, увеличивается межремонтный период работы скважин и оборудования, уменьшается загрязнение окружающей среды нефтепродуктами и т.д.720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист24БР.21.03.01.88/367-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист24БР.21.03.01.88/367-а.085.2016.00.ПЗПоэтому именно на эти методы необходимо уделять максимальное внимание при решении вопросов по борьбе с отложениями парафина.К этим методам относятся:1. химический метод;2. применение защитных покрытий;3. подбор режима;4. применение модификаторов и взвесей;2.3 Анализ выполнения проектных решенийСравнение проектных и фактических показателей разработки приводится за последние пять лет – с 2009 по 2013 год (таблица 2.9, таблица 2.10, рисунок 2.20). За 2009 год – с Авторским надзором за реализацией Дополнения к Технологической схеме разработки Дружного месторождения», (протокол ТО ЦКР РОСНЕДРА по ХМАО-Югре № 1111 от 23.12.2008 г.), за 2010-2013 годы – с Технологическим проектом разработки (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 5124 от 07.04.2011 года).Таблица 2.9 - Сравнение проектных и фактических показателей разработкиЭксплуатационные объекты,месторождениеСравнениеАвторский надзор зареализацией Дополнения кТехсхеме (протокол РОСНЕДРА по ХМАО-Югре № 1111 от 23.12.2008 г.)Технологический проект разработки (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 5124 от 07.04.2011 года)2009 г.2010 г.2011 г.2012 г.2013 г.БС100+1проект, тыс. т252,3229,8218,4207,3193,1факт, тыс. т238,7231,7223,4217,2186,8отклонение, тыс. т-13,61,95,09,9-6,3%-5,40,82,34,8-3,3720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист25БР.21.03.01.88/367-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист25БР.21.03.01.88/367-а.085.2016.00.ПЗПродолжение таблицы 2.9Эксплуатационные объекты,месторождениеСравнениеАвторский надзор зареализацией Дополнения кТехсхеме (протокол ТО ЦКР РОСНЕДРА по ХМАО-Югре № 1111 от 23.12.2008 г.)Технологический проект разработки (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 5124 от 07.04.2011 года)2009 г.2010г.2011г.2012г.2013г.БС102проект, тыс. т197,0166,1143,9130,3132,2факт, тыс. т176,0169,9168,2164,3154,9отклонение, тыс. т-21,03,824,334,022,7%-10,72,316,926,117,2БС11проект, тыс. т772,6644,8575,2524,4489,5факт, тыс. т713,4652,0586,2483,4430,1отклонение, тыс. т-59,27,211,0-41,0-59,4%-7,71,11,9-7,8-12,1ЮС1проект, тыс. т171,6254,9242,1213,3181,3факт, тыс. т178,4232,4207,4120,985,1отклонение, тыс. т6,8-22,5-34,7-92,4-96,2%4,0-8,8-14,3-43,3-53,1Месторождениепроект, тыс. т1393,51295,61179,61075,4996,2факт, тыс. т1306,51286,01185,3985,8856,9отклонение, тыс. т-87,0-9,65,7-89,6-139,3%-6,2-0,70,5-8,3-14,0Таблица 2.10 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки№п/пПоказателиед. изм.Авторский надзор за реализацией Дополнения к Техсхеме (протокол ТО ЦКР РОСНЕДРА по ХМАО-Югре №1111 от 23.12.2008 г.)Технологический проект разработки (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 5124 от 07.04.2011 года)2009 г.2010 г.2011 г.ПроектФактПроектФактПроектФакт1Добыча нефти, всеготыс. т1393,51306,51295,61286,01179,61185,32В том числе: из переходящих скважинтыс. т1375,11287,81217,71217,71179,61185,33новых скважинтыс. т18,418,777,968,3--4механизированных скважинтыс. т1393,51306,51295,61286,01179,61185,3720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист26БР.21.03.01.88/367-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист26БР.21.03.01.88/367-а.085.2016.00.ПЗПродолжение таблицы 2.105Ввод новых добывающих скважин, всегошт.431210--6В том числе из эксплуатационного буренияшт.431210--7из разведочного буренияшт.------8переводом с других объектовшт.------9Среднесуточный дебит нефти новой скважиныт/сут28,820,629,533,1--10Среднее число дней работы новой скважиныдни160,0302,3220,0187,8--11Средняя глубина новой скважиным3200319931003088--12Эксплуатационное бурение, всеготыс. м57,612,237,727,9--13В т.ч.- добывающие скважинытыс. м12,89,237,721,2--14вспомогательные и специальные скважинытыс. м-306,7--15Расчетное время работы новых скважинпредыдущего года в данном годускв. дни34734734734734734716Расчетная добыча нефти из новых скважинпредыдущего года в данном годутыс. т68,37,221,521,4122,8114,817Добыча нефти из переходящих скважинпредыдущего года тыс. т1471,91451,11286,41287,81217,71217,718Расчетная добыча нефти из переходящих скважин данного годатыс. т1540,21458,31307,91309,21340,51332,5720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист27БР.21.03.01.88/367-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист27БР.21.03.01.88/367-а.085.2016.00.ПЗПродолжение таблицы 2.1019Ожидаемая добыча нефти из переходящих скважин данного годатыс. т1375,11287,81217,71217,71179,61185,320Изменение добычи нефти из переходящих скважинтыс. т-165,1-170,5-90,1-91,5-160,9-147,221Процент изменения добычи нефти из переходящих %-10,7-11,7-6,9-7,0-12,0-11,022Мощность новых скважинтыс. т39,922,6122,8120,7--23Выбытие добывающих скважиншт.39311625162424В том числе под закачкушт.9-262225Фонд добывающих скважин на конец годашт.49644245146743946526В том числе: нагнетательных в отработкешт.182632612627Действующий фонд добывающих скважинна конец годашт.45341442642341441928Перевод скважин на механиз.добычушт.50-12--129Фонд механизированных скважиншт.49641443144341946430Ввод нагнетательных скважиншт.1482112731Выбытие нагнетательных скважиншт.16-2-1132Фонд нагнетательных скважин на конец годашт.255244248255253253720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист28БР.21.03.01.88/367-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист28БР.21.03.01.88/367-а.085.2016.00.ПЗПродолжение таблицы 2.1033Действующий фонд нагнетательных скважин на конец годашт.21620220719921220635Средний дебит действующих скважин пожидкостит/сут71,787,089,991,091,594,436Средний дебит переходящих скважин пожидкостит/сут71,586,491,091,791,594,437Средний дебит новых скважин по жидкостит/сут111,3175,732,637,7-70,638Средняя обводненность продукции действующегофонда скважин%88,789,790,490,691,291,539Средняя обводненность продукции переходящихскважин%88,789,790,991,191,291,540Средняя обводненность продукции новых скважин%74,288,29,612,2--41Средний дебит действ. скважин по нефтит/сут8,19,08,78,58,08,042Средний дебит переход-х скважин по нефтит/сут8,18,98,38,28,08,043Средняя приемистость нагнет-х скважинм3/сут138,4183,0189,1185,9186,0190,044Добыча жидкости всеготыс. т12280,012662,71347013703134581401145В том числе из переходящих скважинтыс. т12208,612503,413384136261345814011720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист29БР.21.03.01.88/367-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист29БР.21.03.01.88/367-а.085.2016.00.ПЗПродолжение таблицы 2.1046из новых скважинтыс. т71,2159,386,177,9--47механизированным способомтыс. т12279,812662,713470,713703,713458,714011,848Добыча жидкости с начала разработкитыс. т17858617900319247019270620592820671849Добыча нефти с начала разработкитыс. т48989488765017050162513505134750Коэффициент нефтеизвлеченияд. ед.0,2590,2360,2440,2420,2500,24851Отбор от утвержденных извлекаемых запасов%63,064,666,866,368,467,952Темп отбора от начальных утвержденных извлекаемых запасов%1,81,71,71,71,61,653Темп отбора от текущих утве-х извлек. запасов%4,64,74,94,84,74,754Закачка рабочего агентатыс. м312884,012846,11357613192136771403455Закачка рабочего агента с начала разработкитыс. м320640720653322010821972623378523376156Компенсация отбора: текущая%102,3100,997,796,098,898,757с начала разработки%108,7105,9106,2105,3105,8104,8Рисунок 2.20 - Динамика проектной и фактической добычи и обводненности720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист30БР.21.03.01.88/367-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист30БР.21.03.01.88/367-а.085.2016.00.ПЗРазработка месторождения ведется в соответствии с проектными решениями: добыча нефти ведется из четырех эксплуатационных объектов, на разрабатываемых объектах реализуется запроектированная система воздействия.В 2009 году основные показатели разработки месторождения соответствовали принятым Авторским надзором. Аналогично в первые два года действия Технологического проекта разработки (2010-2011 гг.). С 2012 года в целом по месторождению началось отставание фактической добычи нефти от проектной, полученное в условиях превышения добычи жидкости над проектной за счет более быстрого, чем ожидалось, обводнения скважин.За каждый год рассматриваемого периода расхождение фактической добычи нефти с проектной составило:2009 год – 6,2 % (1393,5 тыс. т – проект, 1306,5 тыс. т – факт);2010 год – 0,7 % (1295,6 тыс. т – проект, 1286,0 тыс. т – факт);2011 год – 0,5 % (1179,6 тыс. т – проект, 1185,3 тыс. т – факт);2012 год – 8,3 % (1075,4 тыс. т – проект, 985,8 тыс. т – факт);2013 год – 14,0 % (996,2 тыс. т – проект, 856,9 тыс. т – факт, что соответствует допустимому отклонению (+27 %) согласно п.111 Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 06.06.2003 № 71 в редакции приказа Минприроды России от 30.06.2009 № 183).По объекту БС100+1 в 2013 году фактическая величина добычи нефти (186,8 тыс. т) соответствует проектной (193,1 тыс. т) – расхождение составляет 3,3 %. По объекту БС102 за счет успешного проведения ГТМ фактическая величина добычи нефти превысила проектную на 22,7 тыс. т или 17,2 %.По объекту БС11 при некотором превышении фактического отбора жидкости над проектным (проект – 4723,3 тыс. т, факт – 5033,9 тыс. т, расхождение 310,6 тыс. т или 6,6 %), за счет более высокой обводненности, величина добычи нефти (430,1 тыс. т) ниже проектной (489,5 тыс. т) на 59,4 тыс. т или 12,1 %.Наибольшее среди объектов расхождение между фактической и проектной добычей нефти (-53,1 %) получено по объекту ЮС1 ( REF _Ref226282785 \h \d " " \* MERGEFORMAT \* Lower таблица 2.9) за счет резкого обводнения и выбытия скважин в неработающие категории.720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист31БР.21.03.01.88/367-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист31БР.21.03.01.88/367-а.085.2016.00.ПЗТаким образом, в целом по месторождению: добыча нефти, как и было предусмотрено проектным документом, ведется из четырех эксплуатационных объектов (БС100+1, БС102, БС11 и ЮС1) реализуется программа геолого-технических мероприятий и ввода скважин из неработающего фонда.В условиях превышения фактической добычи жидкости над проектной за счет более быстрого обводнения скважин получено отставание добычи нефти от проектного уровня.3. АНАЛИЗ 720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1БР.21.03.01.88/367-а.085.2016.00.ПЗ Разраб.Кадыров Р. А. Провер.Королев М. С. Н. Контр.Сабитов Р. Р. Утверд.Грачев С.И.Анализ применения вентильных двигателей в скважинах с УЭЦН на Дружном месторождении Лит.Листов43ТюмГНГУ ИГиН ЭДНб 12-400Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1БР.21.03.01.88/367-а.085.2016.00.ПЗ Разраб.Кадыров Р. А. Провер.Королев М. С. Н. Контр.Сабитов Р. Р. Утверд.Грачев С.И.Анализ применения вентильных двигателей в скважинах с УЭЦН на Дружном месторождении Лит.Листов43ТюмГНГУ ИГиН ЭДНб 12-4ПРИМЕНЕНИЯ ВЕНТИЛЬНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ В СКВАЖИНАХ С УЭЦН НА ДРУЖНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ3.1 Выбор способа эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудованияФонтанная эксплуатация скважинДля оценки возможностей фонтанной эксплуатации проделаны расчеты по методике ВНИИ минимального забойного давления, обеспечивающего фонтанную эксплуатацию скважин с заданным дебитом. Учитывая низкие проектные дебиты, расчеты проведены для лифтовых колонн, составленных из насосно-компрессорных труб 73х5,5 мм. Внутренний диаметр, соответственно, 62,3 мм. Профиль ствола скважины - наклонный, средний угол наклона - 30 град. Расчеты проведены для значений устьевого давления 1,5 и 2,5 МПа и значений обводненности от 0,0 до 0,9. Из этих данных следует, что при величине давления на устье (буферного) 1,5 МПа минимальное забойное давление для фонтанирования даже безводных и мало обводненных (до 0,05) скважин должно быть не менее 19 МПа. В то же время, проектное значение этой величины с целью увеличения дебита скважин принято на уровне 5,0 МПа (вариант – 9 МПа), следовательно, имеет место значительный дефицит пластовой энергии, что не позволяет рассчитывать на фонтанирование скважин с проектными (максимально допустимыми) дебитами даже в безводный период их эксплуатации.Мех720090252095Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист2БР.21.03.01.88/367-а.085.2016.00.ПЗ00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист2БР.21.03.01.88/367-а.085.2016.00.ПЗанизированная эксплуатация скважинИз материалов предыдущего раздела следует, что с начала эксплуатации предполагается механизированная добыча нефти. Учитывая отсутствие ресурсов газа, как рабочего агента газлифта, можно применить только насосную добычу. Предварительные расчеты показали, что глубина45796204953000подвески насосов должна быть не менее 1800 м при забойном давлении 9 МПа, а при 5 МПа – не менее 2300 м. Отсюда следует, что только установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) обладают добывными возможностями, позволяющими эксплуатировать скважины месторождения с проектными дебитами и напорами. В состав УЭЦН (Рисунок 3.1) входит: 1 – секционный центробежный насос,2 – газосепаратор,3 – гидрозащита,4 – погружной электродвигатель,5 – компенсатор,6 – станция управления. Рисунок 3.1 – Состав УЭЦН Другие виды насосного оборудования – диафрагменные, винтовые, гидроприводные – не могут быть применены, поскольку их технические характеристики не удовлетворяют всему комплексу предъявляемых требований – напор, производительность, температура, газосодержание продукции и т.д. Однако даже для УЭЦН эти требования находятся близко к предельным значениям технических параметров. Следует, однако, учитывать, что даже при добыче малообводненной продукции мощность погружных электродвигателей при освоении скважины после подземного ремонта должна обеспечивать откачку технологической жидкости, применяемой для глушения скважин, с плотностью не менее 1.15, а вблизи нагнетательных скважин 1.20 - 1.25 т/м3. Учитывая специфические требования к эксплуатации скважин Дружного месторождения, были проведены расчеты для определения возможности эксплуатации низкообводненных скважин по нестандартной технологии с использованием частотного регулятора скорости вращения УЭЦН при выводе скважины на установившийся режим после подземного ремонта. Отличие этой технологии состоит в том, что откачка жидкости глушения будет происходить при пониженной скорости вращения и, соответственно, пониженных величинах дебита, депрессии и нагрузки на УЭЦН. После замещения жидкости глушения в лифте добываемой малообводненной продукцией и соответствующего снижения давления на выкиде насоса установка переводится на стандартную скорость вращения и работает при заданном отборе с допустимой мощностью. Исследования работы скважин при максимальных депрессиях, проведенные ВНИИнефть (центр «Информпласт» под научным руководством С.Г.Вольпина), подтвердили техническую возможность реализации данной технологии.