Метотехнология воздействия на продуктивный пласт при вскрытии и освоении пласта

Т.о. оптимальный количественный состав группы - 5-6 человек. В такой группе, как правило, быстро устанавливаются деловые отношения и коммуникация максимально комфортна для каждого участника.

Несколько другие критерии должны быть в случае заочной экспертизы, в этом случае ограничения по количеству экспертов будут существенно слабее - до 40-50 человек действительно способных дать адекватные оценки для прогнозирования развития наноиндустрии и дальнейшей аналитической обработки.

Оптимальный качественный состав экспертной группы

Следует избегать привлечения экспертов, давно вовлеченных в проблему, так как у многих экспертов, которые в течение длительного времени занимаются углубленным изучением определенного круга вопросов, постепенно вырабатываются устойчивые концептуальные стереотипы, препятствующие нахождению новых нестандартных решений.

Для преодоления консервативности мышления при формировании экспертной панели следует соблюсти возрастной баланс, определенная часть экспертов должна быть не старше 35-40 лет, при соблюдении квалификационных требований (докторская или по меньшей мере кандидатская степень).

Так как многие чисто «политические» решения в рамках формирования наноиндустрии, могут иметь серьезные побочные эффекты в экономической и социальной областях, а технологические или научные новшества в области нанотехнологий и нанопродуктов могут привести к серьезным социальным последствиям, то анализ может быть произведен только в условиях междисциплинарного сотрудничества специалистов.

С учетом оптимального количественного состава экспертной фокус-группы в 5-6 человека, очевидно, что при формировании экспертных панелей в рамках системы мониторинга необходимо использовать экспертные фокус-группы, состоящие из представителей различных сообществ: научного (образования и/или науки), бизнеса и/или промышленности, государственных органов регионального и федерального уровней.

Таким образом, комбинирование всех этих подходов позволяет проводить полный и всеобъемлющий анализ развития нанотехнологий в России, включающий в себя прогноз и определение возможных рисков. Выполнение данных работ в рамках государственных контрактов приводит к повышению эффективности принятия управленческих решений по развитию направлений наноиндустрии и созданию новых нанотехнологий и наноматериалов.

Список литературы

1. Отчет по 2 этапу Госконтракта № 02.647.12.2001 «Создание системы мониторинга исследований и разработок в области нанотехнологий и наноматериалов»

2. Отчет по 4 этапу Госконтракта № 01.647.12.2002 «Формирование дорожной карты развития наноиндустрии Российской Федерации на период до 2015 года и на перспективу до 2025»

3. Сидельников Ю.В. Системный анализ технологии экспертного прогнозирования. - М.: Изд-во МАИ-ПРИНТ «МАИ», 2007.

4. Балякин А.А. Конкин Д.В., Жулего В.Г., Насыров И.К., Куншин С.Е. О системе мониторинга научно-технического комплекса наноиндустрии в России // Проблемы нелинейного анализа в инженерных системах. Издательство КГТУ, 2009. - Т. 15, вып. 1 (31). -С. 7-12.

5. Balyakin A.A., Zhulego V.G. Numerical simulation of nanotechnology development in Russia // Труды третьей международной конференции «математическое моделирование социальной и экономической динамики MMSED-2010». - М.: Ленанд, 2010. - С. 39-40.

Дубинский Г. С.

к.т.н., в.н.с. Института нефтегазовых технологий и новых материалов ИНТНМ, г. Уфа Андреев В.Е.

д.т.н., профессор, член-корреспондент АН РБ, ИНТНМ Котенев Ю.А.

д.т.н, профессор Уфимского государственного нефтяного технического университета (УГНТУ) Мияссаров А.Ш.

ООО «Благодаров-Ойл» г. Альметьевск Хузин Н.И.

ООО «Благодаров-Ойл» г. Альметьевск Левашов Н. Т.

филиал «Тюменбургаз», г. Новый Уренгой Токарев П.Г.

филиал «Тюменбургаз», г. Новый Уренгой

Ахметшин Д.М.

к.т.н., ОАО «Азимут», г. Уфа

МЕТОТЕХНОЛОГИЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ ПРИ ВСКРЫТИИ И ОСВОЕНИИ ПЛАСТА

В практике ввода новых нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин из бурения отмечено, что некоторые скважины, вскрывшие продуктивные пласты с достаточно хорошими коллекторскими свойствами, не работают с соответствующими этим характеристикам параметрами (дебит, рабочие давления и температура на устье). Очевидно,

что это происходит из-за сильной кольматации призабойной зоны пласта при первичном (бурение) и вторичном (перфорация) вскрытии.

Влияние технологических жидкостей на проницаемость пласта в призабойной зоне скважины, а значит, и продуктивность при бурении, вторичном вскрытии и освоении является ощутимым. Для анализа были взяты данные вскрытия пластов новыми 200 скважинами на нескольких месторождениях Западной Сибири. Статистическая обработка данных по указанному количеству скважин показала, что информативность фактора «буровой раствор» составляет 0,33, иерархический уровень 7 из 19, рассмотренных факторов, влияющих на качество вскрытия, а для фактора «перфорационная жидкость» информативность равна 0,55 и иерархический уровень - 2 из 19 факторов. Для вскрытия продуктивного пласта в указанных скважинах использовались четыре основных состава растворов с использованием различных реагентов, техническая вода и нефть. Определено, что в среде полимерных растворов скорость набухания имеет относительно низкие значения и длительность процесса набухания составляет несколько суток, а для бентонита и натрового монтмориллонита может быть 1-2 месяца. Для низкопроницаемых пластов указанные скорости набухания в среде полимер-глинистых растворов достаточно высоки и, тогда загрязнение приствольной зоны пласта может быть значительным. Выявлено, что использование технической воды или глинистого раствора на ее основе вызывает сильную кольматацию и самое низкое качество вскрытия. Применение солевых растворов или глинистых растворов на основе солевого дает некоторое повышение качества вскрытия продуктивного пласта. Нефть в качестве перфорационной жидкости дает средний результат по качеству вскрытия. По группе исследованных скважин расчетами определен радиус загрязненной зоны в пределах от 0,08 до 0,8 м. Вскрытый пласт имеет достаточно хорошие коллектор-ские свойства: пористость 18,3-30,6% , проницаемость 0,109-0,200 мкм2, толщина пласта 4,6-12,0 м. Однако, при вскрытии, из-за загрязнения, проницаемость уменьшилась в 1,5-16,3 раза. Продуктивность скважин при освоении получена в 1,13-2,25 раза меньше возможной. Возникает необходимость проведения дополнительных мероприятий по очистке призабойной зоны пласта, восстановлению продуктивности и интенсификации работы таких скважин.

Была проведена обработка данных исследований 52 новых скважин нескольких Западно-Сибирских месторождений. Для оценки качества вскрытия использовали относительную проницаемость (ОК) - отношение проницаемости ближней зоны пласта (загрязненной) к проницаемости удаленной зоны пласта (незагрязненной, естественной). Скважины разделили на пять групп по проницаемости, результаты расчетов представлены в таблице 1 и на рис. 1.

Таблица 1

Распределение проницаемости пласта и относительной проницаемости по группам скважин

№ группы Интервал изменения проницаемости к, х10"3 мкм2 Средняя проницаемость к, х10"3 мкм2 ОК, %

1 0-49 20,7 149,1

2 50-119 63,3 40,6

3 120-149 136,8 27,8

4 150-199 176,5 16,2

5 200-650 268,3 10,6

Из табл. 1 и рис. 1 следует, что чем больше проницаемость пласта, тем более вероятно, что при вскрытии его произойдет существенное ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны. Таким образом, необходимость повышения качества вскрытия и соблюдение мер по предохранению пласта от загрязнений очень актуальны. Также, при составлении программ освоения скважин из бурения, следует планировать проведение дополнительных мероприятий по восстановлению начальных характеристик продуктивного пласта.

^ 200,0

0,0 50,0 1 00,0 1 50,0 200,0 250,0 300,0

-3 2 Проницаемость к, 10 мкм

Рисунок 1.

Зависимость качества вскрытия от проницаемости пласта

Для восстановления коллекторских свойств ПЗП и интенсификации были выбраны скважины одного из кустов Ямбургского газоконденсатного месторождения, расположенного на краю залежи. Скважины № 3, 5, 6 не были приняты из освоения после бурения из-за недостаточной продуктивности. В залежи основными являются пласты БУ8. Эти пласты отличаются большой неоднородностью по всем коллекторским характеристикам. Так в скважинах этого куста вскрыто перфорацией от 8 до 17 продуктивных пластов (в среднем 13 пластов в одной скважине) эффективная толщина которых колеблется от 1 м до 12,6 м, пористость - от 13 до 18,3%, проницаемость - от 0,0002 до 0,250 мкм2. Позже для проведения работ по интенсификации была предложена скважина № 6564 Уренгойского газоконденсатного месторождения, вскрывшая пласты БУ8 и БУ9 с похожими характеристиками, но с существенно меньшим пластовым давлением. Необходимо было разработать программу работ для достижения промышленной продуктивности.

Были проведены лабораторные эксперименты с образцами керна из скважин Ямбургского ГКМ, расположенных в краевой зоне месторождения. Эти исследования позволили подобрать достаточно эффективный кислотный раствор и выбрать технологию обработок.

Через низкопроницаемые образцы керна (их было 2/3 от общего числа) фильтрация как воды, так и растворов HCl не была возможна. Была проведена имитация кислотной ванны под давлением для одного низкопроницаемого образца керна раствором HCl с 24 часовой выдержкой. Затем через данный образец фильтровалась вода, определялся коэффициент проницаемости по воде, который составил 0,0112 мкм2. В следующих экспериментах с образцом керна проницаемостью 0,0016 мкм2 получена проницаемость 0,0067 мкм2, а с образцом проницаемостью 0,023 мкм2 увеличение до 0,0351 мкм2. По низкопроницаемым образцам получено увеличение пористости на 5,4%, проницаемости - до 10,6 раза. По образцам с абсолютной проницаемостью от 0,0135 мкм2 до 0,0564 мкм2 её увеличение составило от 2,7 до 3,8 раза.

Таким образом, по результатам лабораторных экспериментов с подобранными кислотными составами, можно было ожидать положительного эффекта от кислотного воздействия на призабойную зону пласта в скважинах ЯГКМ. Было предложено проведение многорастворных кислотных обработок во всех трех скважинах.

В скважинах № 3, 5, 6 ЯГКМ были проведены работы по очистке призабойной зоны пласта (ПЗП). При этом были применены многорастворные кислотные обработки с использованием в качестве реагентов кислот HCl, CH3COOH, HF; поверхностно-активных веществ 0П-10 и СНО-3Б, также метанола и ацетона. Следует отметить, что во всех случаях после кислотных обработок при остановке отработки скважин на факел (по нормативу положено только 72 часа) вынос кольматантов и продуктов реакции полностью не прекращался, то есть призабойная зона до конца не очищалась за 72 часа работы на факел. В скважине № 6564 УГКМ были проведены работы по установке аце-тоно-кислотной ванны и кислотной (HCl + CH3COOH + HF + ацетон + СНО-3Б + вода) обработке призабойной зоны пласта по всему интервалу перфорации.

О неоднородности пластов, вскрытых в скважинах куста, мы уже упоминали. Наилучшие коллекторские свойства имеют пласты вскрытые в скважинах №№ 4, 5, 9 (эффективная толщина 16,6-24,4 м, средняя проницаемость 0,0633-0,1253 мкм2, максимальная проницаемость 0,250 мкм2, средняя пористость 15,4-16,5%).

Пласты, от которых можно ожидать достаточно хорошей продуктивности, вскрыты в скважинах №№1, 3, 6, 7 (эффективная толщина 16,4-28,4 м, средняя проницаемость 0,0276-0,0603 мкм2, максимальная проницаемость 0,250 мкм2, средняя пористость 15,8-16,2%), а в скважине № 8 вскрыт самый расчлененный разрез: 17 пластов со средней эффективной толщиной 1,4м и средней проницаемостью 0,0057 мкм2. Следует отметить, что после приобщения в скважине № 3 высокопродуктивных пластов БУ9: (эффективная толщина 5,2 м, средняя проницаемость 0,1239 мкм2, средняя пористость 17,1%) её общая характеристика существенно улучшилась.

Ожидаемые (на основании геофизических характеристик пластов) результаты не были получены, в первую очередь по скважине № 5, а также по скважинам № 3, 6, 4. По скважине № 4 получен приток газа удовлетворяющий требования, предъявляемые к скважинам из бурения, однако характеристики пластов, вскрытых здесь лучшие, чем в остальных скважинах, а продуктивная характеристика по ГДИ наихудшая среди этих четырех скважин. Это можно объяснить кольматацией призабойной зоны пласта (ПЗП), глубоким проникновением фильтрата бурового раствора и жидкости перфорации вследствие хороших коллекторских свойств пластов (см. рисунок 1). В скважине № 5, имеющей характеристики близкие к скважине № 4, такая кольматация привела к невозможности освоить скважину без дополнительных работ. Успешная кислотная обработка ПЗП в скважине № 5 (получены наилучшие показатели работы на кусте) позволяет предположить, что подобное воздействие в скважине № 4 могло дать аналогичные результаты. ПЗП скважин № 1, 8 вследствие не самой высокой проницаемости загрязнялась на меньшую глубину, поэтому произошло самоочищение притекающим к забою газом. Скважины № 7, 9, имеющие хорошие коллекторские свойства ПЗП по ГИС, вышли самостоятельно на продуктивные параметры, позволяющие работать в шлейф также в результате самоочищения, но скорее всего из-за хорошей проницаемости и малой закольматированности ПЗП.

После проведения кислотного воздействия на ПЗП скважин № 3 и 6 ЯГКМ и № 6564 УГКМ удалось увеличить продуктивность до величины, позволяющей пустить скважины в шлейф. Очевидно, что при вскрытии пластов происходит глубокая кольматация ПЗП, а проведенное ацетоно-кислотного или метанольно-кислотного воздействия успешно снимает блокировку ПЗП кольматантами и уменьшает набухаемость глинистой составляющей пород. Скважины могут работать с хорошими технологическими показателями.

Проведенное кислотное воздействие на ПЗП позволило ощутимо улучшить продуктивные характеристики скважин. Во всех скважинах рассмотренного куста ЯГКМ имеет место кольматация ПЗП, которую необходимо устранять кислотным воздействием или другим методом. Есть основания предполагать, что кольматация призабойной зоны пласта происходит во многих скважинах выходящих из бурения и, следовательно, необходимо после получения данных исследований планировать физико-химическое воздействие для нейтрализации негативных воздействий.

В соответствии с концепцией метотехнологии освоения скважин предлагается при вскрытии продуктивных пластов применять инвертные эмульсии (ИЭ) на углеводородной основе (УО), специальные солевые растворы с добавками ПАВ, гидрофобизирующие коллектор и уменьшающие водоотдачу. Вязкость ИЭ больше, чем у глинистых растворов и в составе отсутствуют механические частицы, блокирующие коллектор. Также рекомендуется проводить осушку коллектора и гидрофобизацию порового пространства перед вызовом притока при освоении, для чего можно использовать реагенты комплексного действия, например ЗСК-1М.

Однако метотехнология вскрытия продуктивного интервала и крепления скважин в конкретных случаях может предусматривать проведение вскрытия следующим образом. Бурение скважины и вскрытие продуктивного горизонта ведут сплошным бурением до проектной отметки, крепление скважины выполняют двухступенчатым способом, при спуске эксплуатационной колонны, в конструкцию включают муфту ступенчатого цементирования (МСЦ) или пакер двухступенчатого и манжетного цементирования (ПДМ).

При этом используется метод селективного заканчивания скважин, сущность которого заключается в изоляции каждого из пластов от контакта с цементным раствором во время цементирования скважины, и возникает возможность изоляции пластов от перетоков пластовых флюидов и, в частности, воды.

Для сохранения природных коллекторских свойств призабойной зоны пласта предлагается выполнять бурение в режиме притока. Это осуществляется созданием депрессии на пласт прокачкой вместе с буровым раствором газообразных агентов или нефти. В настоящее время положительные результаты такого метода получены при бурении на депрессии скважин на месторождениях ОАО «Татнефть» и ряде других месторождений.

Метотехнология включает в себя важные элементы - информационное обеспечение и математическое моделирование пластовых условий. Конкретное наполнение программы действий и плана работ по вскрытию продуктивного горизонта и освоению должно происходить с учетом имеющейся информации, математического моделирования и методов воздействия имеющихся в базе метотехнологии. База методов воздействия и техники должна быть адаптирована для различных геолого-физических условий.

Например, эксплуатируемые горизонты Кереметьевского месторождения имеют в среднем коллекторские параметры: суммарные нефтенасыщенные толщины - 12,9 м; пористость - 23,3%, коэффициент нефтенасыщенности -0,715, коэффициент проницаемости 238х10-3 мкм2. Основываясь на выводах сделанных ранее, можно предположить, что для скважин, бурящихся на этом месторождении необходимо применение метотехнологии воздействия на продуктивный пласт при вскрытии и освоении пласта, которая позволяет разработать эффективные мероприятия.

Так для площадей Кереметьевского месторождения вторичное вскрытие бобриковского горизонта рекомендуется вести с применением кислотной эмульсии, верей-башкирских отложений с кислотной промывкой забоя.

Тип и параметры бурового раствора для бурения ствола конкретной скважины или группы скважин уточняются при составлении «Технического проекта на строительство скважин». Для исключения кольматации механическими частицами, рекомендуется при бурении применять замкнутую емкостную систему циркуляции бурового раствора с четырехступенчатым комплексом очистки от выбуренной породы (вибросито, гидроциклон, пескоотделитель, илоот-делитель). Следует отметить, важность контроля технологических параметров бурового раствора и жидкости перфорации после заканчивания скважины. При невозможности восстановления параметров и в особенности очистки от шлама следует вывозить такой раствор для утилизации и не использовать при бурении и вскрытии продуктивных пластов в следующих скважинах.

Рекомендуются при вторичном вскрытии продуктивного горизонта следующие основные методы:

- вскрытие продуктивных пластов сверлением;

- гидромеханическая щелевая перфорация (с возможным совмещением с физико-химическим, реагентным воздействием);

- кумулятивная перфорация;

- бесперфораторное вскрытие с использованием фильтра с кислотно-растворимыми заглушками;

- бесперфораторное вскрытие с использованием фильтра с полыми заглушками (ФПД).

Метод сверлящей перфорации рекомендуется применять в первую очередь в продуктивных отложениях с подошвенной водой при небольшой нефтенасыщенной толщине до 2-3 м.

После перфорации рекомендуется промыть скважину раствором на углеводородной основе и провести освоение скважины свабированием, понижением уровня азотно-бустерной установкой и др.

Способы вторичного вскрытия пласта в щадящем режиме, эффективно совмещающие одновременную их химическую (различные кислоты, ПАВ, и др.) или депрессионную ОПЗ должны иметь приоритет перед другими методами.

Метотехнология предусматривает для каждой скважины, разработку плана с учетом технологических регламентов, соответствующих применяемому методу вскрытия скважины.

Практически все работы по освоению скважин заключаются в понижении давления на забое скважины, очистке забоя и ближней (приствольной) зоны от загрязнений (бурового раствора и песка) и снятия физико-химической блокировки порового пространства. Одним из методов эффективного воздействия, встраиваемого в метотехнологию, является волновое циклическое воздействие, например, с использованием струйных насосов (УЭГИС и других аналогичных конструкций).

В процессе вызова притока при освоении, рекомендуется в скважинах, где продуктивный пласт сложен карбонатными коллекторами проводить соляно-кислотную обработку или другие кислотные ОПЗ, например, глино- соляно-кислотную обработку, и др. В скважинах с терригенными коллекторами предлагается промывка дистиллятом, обра-

ботка глинокислотой или кислотно-физико-химические методы (кислотное воздействие совмещенное с волновым, импульсным, газовым, реагентным и др).

Степень кольматации ПЗП связана с технологическими параметрами первичного (бурение) и вторичного (перфорация) вскрытия продуктивных пластов, а также коллекторскими характеристиками самих пластов. Поэтому, согласно идеологии метотехнологии воздействия на продуктивный пласт, после получения данных исследования скважин (окончательный каротаж и других методов) необходимо выполнять моделирование состояния ПЗП и определять необходимость и метод очистки ПЗП при освоении, возможность интенсифицировать приток углеводородов из пласта.

Лагута В. С.

к.т.н., генеральный директор Института производственных исследований

ВАЖНЕЙШЕЕ УСЛОВИЕ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕРНИЗАЦИИ - ФОРМИРОВАНИЕ СТАБИЛЬНОГО СПРОСА ПРОДУКЦИИ

ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА

К настоящему времени - когда накопился «неподъемный» груз проблем - необходимо выделить не только приоритетные направления, но и конкретные объекты приложения усилий по реформированию экономики России.

Даже формулируя тезис «технологическая модернизация» (пять лет назад также звучало - «инновация»!) нужно констатировать: предпринимательская деятельность - это не альтруизм! Цель - прибыль. А прибыль- это доходы за вычетом расходов. Меньше расходов - больше прибыль! Любые новации, тем более технологические - это увеличение расходов и значительный срок окупаемости. Что может заставить предпринимателя тратить деньги и нервы на модернизацию? Только перспектива и при том длительная перспектива!1 Существенно превышающая срок окупаемости вложений, то есть для достаточно крупных технологических новаций - 5-8 лет. В переводе на язык практики -должен существовать платежеспособный (и аккуратно оплачивающий счета!) потребитель, обеспечивающий твердый спрос (количество и цена) в течение длительного периода на товарный продукт, ради которого можно ввязываться в процесс модернизации.

Что это за ниша в хозяйственной деятельности российского предпринимателя? Список знаком до боли: нефть, газ, лес, металл и пр. сырье... Продукты, обеспечивающие крупные (как правило, экспортные) финансовые потоки. Здесь модернизация и уместна и возможна. Но валюта дает возможность выбора поставщика - можно (если есть, конечно) и в России, а можно и за рубежом. Результат - как правило, за рубежом. И можно не объяснять почему.

Что же остается для участия в технологической модернизации отечественному поставщику, который и сам, в свою очередь, является потребителем технологического оборудования и технологий?

1. Попытки конкурировать с импортом на своей территории на основе собственной производственной базы. Эти попытки обречены на неудачу. Причин можно привести множество.

2. Попытки конкурировать с импортом на своей территории на основе кооперации с инопартнером. Это повсеместная практика в современных условиях. Круг расширяется и в перспективе должен вытеснить собственные разработки окончательно, в том числе и в оборонных отраслях.

Не худший вариант, но в результате - полная технологическая зависимость. В итоге потеря «статуса», ситуация «колосс на глиняных ногах». Полная зависимость от внешнеэкономической конъюнктуры и внешнеполитического положения.

3. Участие в программах модернизации, организуемых по «внерыночным» соображениям. Госпрограммы и привлеченное частное финансирование на «добровольных» началах. Возможно. Но проблемы остаются - хозяйствующая система России может позволить такие варианты только в период «жирных» лет.

Напрашивается вывод - для реализации госпроекта «технологической модернизации» необходим госзаказ на продукцию отечественного производства. То есть нужен твердый спрос (количество и цена) в течение длительного периода на товарный продукт, для которого и нужен процесс модернизации (см. выше). То есть не программы «Развития того-то и того-то.», а выраженный в количестве, сроках, марках, килограммах и т.п. товарный госзаказ. И на срок не менее 5 лет. И без возможности секвестра, недофинансирования и т.п. для инвестора. И технические требования выше (!) зарубежных аналогов, а цены ниже! Да, да - ниже. Мы не входим в состав ВТО, возможны грамотные налоговые и другие преференции для начала процесса становления собственных производств [1]. В общем, это похоже на оборонный комплекс СССР, только развернутый на гражданского потребителя. А если не в состоянии - не нужно туманить головы и пилить бюджетные деньги под новым лозунгом «модернизация»!

Ситуация почти не возможная, вернее не реальная. В основном по той причине, что отвечать за конкретный объект гораздо сложнее - невозможно прикрыться бумагами! И для создания «железа» придется договариваться с поставщиками, располагающими реальными технологиями и реальной структурой цен.

Косвенно результат такого подхода мы наблюдали, например, при заказе Газпромом труб большого диаметра под проект реконструкции газопровода «Дружба». «Северсталь» осуществила модернизацию прокатного стана - установлен «Стан 5000». Модернизация в нефтехимическом комплексе под ввод стандартов «Евро 4» и т.п. Достаточно

1 Мы не берем в расчет политическую конъюнктуру, погоню за модными действиями в определенной среде, а также коррупционную составляющую.