Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

ОПИ новой техники и технологий в области добычи нефти на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

В 2015 году на скважинах ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» были проведены опытно-промысловые испытания (ОПИ) штанговых насосов СПР-57/32, системы управления работой УШГН, комплекта длинноходовой УШГН с цепным приводом, комплекса внутрискважинного оборудования для механизированной добычи нефти с высоким содержанием сероводорода, модульного гидрокомпенсатора ГМ-5-Р для электровинтового насоса (ЭВН), скважинных пластинчатых насосов ЭСНПЭ и винтовых насосов с погружным электроприводом. Некоторые технологии по результатам ОПИ показали высокую эффективность и были рекомендованы к промышленному внедрению, другие – не оправдали связанных с ними ожиданий и были рекомендованы к доработке, испытания третьих продолжаются.

По результатам проведенных ранее на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ОПИ начата промышленная эксплуатация погружного оборудования габарита 2А, НКТ с полимерными покрытиями разных производителей, а также системы протекторной защиты скважинного оборудования от коррозии.

13.05.2017 Инженерная практика №01-02/2017
Филин Владимир Николаевич Ведущий инженер Отдела добычи нефти ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

Выполнение программы ОПИ ООО ЛУКОЙЛ-Коми по разделу Добыча нефти за 2015 год
Таблица 1. Выполнение программы ОПИ ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» по разделу «Добыча нефти» за 2015 год

В 2015 году специалисты ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» провели 76 ОПИ технологий добычи нефти (табл. 1). Прежде всего, испытывались насосные установки, системы управления, скважинные компоновки, а также деэмульгатор. Запланированные ОПИ винтовых насосов с погружным приводом на фонде скважин после пароциклической обработки (ПЦО) выполнить не удалось по причине заводского брака насоса, приведшего к заклиниванию ротора в статоре.

ОПИ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ СПР-57/32

Эксплуатация пермокарбоновой залежи Усинского месторождения ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» сопряжена с регулярным проведением ПЦО призабойной зоны пласта (ПЗП). Высокая температура в скважине после проведения ПЦО исключает применение каких-либо насосов с погружными электродвигателями (ПЭД), вследствие чего в этот период можно использовать только УШГН. В дальнейшем по мере снижения температуры и перехода скважины в естественный режим эксплуатации происходит повышение вязкости добываемой продукции, что влечет за собой проблемы в работе УШГН, такие как зависание штанг, отсутствие подачи, нарушение работы клапанной пары. Это обуславливает необходимость изменения способа эксплуатации скважины с УШГН на УЭВН и предполагает рост операционных затрат, связанных с привлечением бригады ТРС.

Для повышения эффективности эксплуатации пермокарбоновой залежи Усинского месторождения были предложены штанговые насосы СПР-32/57 производства ООО «ЭЛКАМ», которые способны работать при температуре до 180°С и не теряют своих напорных и расходных характеристик при ее снижении.

В процессе ОПИ мы рассчитывали проверить работоспособность и увеличение коэффициента подачи специального насоса СПР-57/32 при добыче высоковязкой нефти по сравнению с ШГН НН2Б-44 (32/57), увеличить наработку ГНО и снизить операционные затраты на эксплуатацию механизированного фонда скважин после проведения ПЦО.

Насосы СПР-57/32 производства ООО «ЭЛКАМ» были спущены в пять скважин, и по состоянию на сентябрь 2016 года четыре из них находились в работе. Если наработка на отказ (НнО) оборудования (за исключением насоса ННД-57/44, ранее разработанного для тех же условий) до проведения ОПИ составляла порядка 100-150 сут, которых достаточно для остывания пласта после ПЦО и перехода скважины в естественный режим работы, то внедрение СПР-57/32 позволило увеличить этот показатель до 400 сут и более (табл. 2). Окончательные выводы об эффективности работы оборудования будут сделаны после его подъема.

Результаты ОПИ штанговых насосов СПР-57-32 для высоковязкой нефти производства ООО ЭЛКАМ
Таблица 2. Результаты ОПИ штанговых насосов СПР-57/32 для высоковязкой нефти производства ООО «ЭЛКАМ»

Успешность испытаний определялась по следующим критериям: стабильная работа насоса при вязкости эмульсии до 7000 мПа·с, НнО не менее 365 сут и отсутствие зависаний полированного штока в процессе эксплуатации по причине неэффективной работы насоса.

ОПИ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ УШГН

Также в 2015 году были начаты ОПИ системы управления (СУ) работой ШГН производства ООО «Нафтаматика» – контроллера, датчиков и станции управления с частотно-регулируемым приводом (ЧРП). Данная разработка способна производить автоматизированный сбор, обработку, хранение и анализ данных; контроль и автоматическое управление работой скважины; удаленное управление и мониторинг скважины с рабочего места; измерение количества добываемой жидкости и давления на приеме насоса. Также предусмотрена возможность применения СУ для расчета фактического дебита ШГН в скважинах, оборудованных системами ОРЭ.

Для оценки эффективности ОПИ СУ были определены следующие критерии:

  • увеличение МРП не менее чем на 15% от средней наработки подконтрольной скважины;
  • снижение удельного потребления электроэнергии на подъем жидкости не менее чем на 15%;
  • увеличение или сохранение дебита жидкости по сравнению с прежними показателями эксплуатации скважины УШГН при условии нормальной работы и отсутствия утечек в ГНО до и после внедрения и при прочих равных параметрах, в том числе при равнозначных параметрах откачки;
  • возможность применения СУ ШГН СКД-15 в качестве устройства замера дебита УШГН и соответствие рассчитанного контроллером количества добываемой жидкости скважин фактическому показателю с допустимым расхождением не более 5%.
Система управления работой ШГН производства ООО Нафтаматика
Рис. 1. Система управления работой ШГН производства ООО «Нафтаматика»

Для проведения ОПИ СУ ШГН производства ООО «Нафтаматика» были выбраны шесть скважин Харьягинского месторождения (рис. 1). По состоянию на сентябрь 2016 года все подконтрольные скважины находились в работе, ремонт оборудования не производился. Сокращение удельных энергозатрат вследствие внедрения данных СУ взамен стандартных СУ ШГН было подтверждено по четырем скважинам и составило 67%.

И в целом внедрение СУ ШГН производства ООО «Нафтаматика» показало свою высокую эффективность в отношении оптимизации режима работы ШГН. В процессе ОПИ две скважины были выведены из периодического режима работы в постоянный режим.

За счет оптимизации режимов работы на трех скважинах была получена дополнительная добыча нефти в объеме 2,2 т/сут.

Что касается возможности применения СУ в качестве устройства замера дебита скважины с УШГН, то мы смогли испытать ее лишь по двум скважинам. При этом точность замера даже после калибровки и ввода поправочного коэффициента составила всего 33%.

Рис. 2. Комплект длинноходового УШГН с цепным приводом
Рис. 2. Комплект длинноходового УШГН с цепным приводом

ОПИ КОМПЛЕКТА ДЛИННОХОДОВОГО УШГН С ПЦ

ОПИ комплекта длинноходового УШГН производства ООО «ТМС Групп» с цепным приводом (ПЦ) производства ПАО «Татнефть» были проведены на двух скважинах (рис. 2).

Данное оборудование было разработано для повышения эффективности эксплуатации малодебитного фонда с минимальными затратами, и, в частности, уменьшения затрат на ликвидацию осложнений за счет их предотвращения и увеличения межремонтного периода (МРП) УШГН.

Критериями эффективности внедрения оборудования были выбраны: снижение удельных энергозатрат на подъем продукции в сравнении с УЭЦН; сокращение числа ПРС по причине образования высоковязкой эмульсии и отворота штанг и снижение интенсивности осложнений, связанных с АСПО по причине применения насосных штанг со скребками.

В процессе ОПИ в работе комплекта был обнаружен ряд недостатков. Так, при запуске УШГН с ПЦ в работу первое считывание динамограмм из блока, установленного в СУ, оказалось возможным лишь по истечении 25 часов постоянной работы ПЦ. При отказе блока по считыванию динамограмм установка переносного динамографа типа «СУДОС» со стандартными датчиками для контроля работы УШГН оказалась невозможна. Кроме того, выявилась необходимость перепрошивки ПО для ОС с 32 на 64 бит. При интерпретации на ПК полученных от СУ данных по работе ПЦ, был обнаружен конфликт, из-за которого динамограммы не читались. Данные по работе установки формируются лишь на съемном носителе и не накапливаются в собственном чипе СУ. Также в процессе ОПИ из-за заводского брака в подшипнике произошел выход из строя редуктора, в результате чего время простоя скважины составило более 80 сут.

Вместе с тем, в процессе работы комплекса была достигнута пятикратная экономия удельных затрат на электроэнергию по сравнению с эксплуатацией УЭЦН. Кроме того, была устранена необходимость проводить очистку лифтовой колонны скребкованием с соответствующим снижением эксплуатационных затрат.

ОПИ КОМПЛЕКСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ СЕРОВОДОРОДА

ОПИ комплекса внутрискважинного оборудования для механизированной добычи нефти с высоким содержанием сероводорода производства Воронежского механического завода (ВМЗ, филиал ФГУП «ГКНПЦ им. М.В. Хруничева») были проведены на Баяндыском месторождении, содержание сероводорода в нефти которого достигает 16% и более. Внедрение данного оборудования необходимо для выполнения требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности («Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» Приказ №101 от 21 марта 2013 года) и защиты внутрискважинного оборудования от влияния сероводорода.

Рис. 3. ОПИ комплексов оборудования для добычи продукции с высоким содержанием сероводорода
Рис. 3. ОПИ комплексов оборудования для добычи продукции с высоким содержанием сероводорода

ОПИ включали в себя испытания на заводе-изготовителе и последующий спуск в одну из скважин Баяндыского месторождения (рис. 3). НнО комплекса оборудования составила более 200 сут., что соответствует максимальному времени нахождения в скважине в агрессивной среде. При этом НнО ЭПУ ЭЦН5А400-2000 составила 8 сут.

Для выяснения причин отказа ЭЦН в феврале 2016 года на скважине Баяндыского месторождения был произведен подъем и комиссионный демонтаж внутрискважинного оборудования в исполнении К3 (содержание H2S и CO2 свыше 6%). Было выявлено, что отказ ЭЦН произошел из-за потери сопротивления (R=0) кабельной линии. В частности, была обнаружена деформация изоляции кабеля, обугливание и утонение медных жил до диаметра 2-3 мм. На сростке удлинителя с основным кабелем произошли оплавление, прогар и выраженное разбухание полиэтиленовой изоляции на протяжении 30 см.

При подъеме и ревизии оборудования коррозионных поражений найдено не было, но обнаружилось засорение узлов комплекса мехпримесями и отложениями, не связанное с функционалом комплекса. В процессе ревизии была проведена очистка узлов оборудования и замена резинотехнических изделий, в результате чего комплекс подготовлен к дальнейшей эксплуатации.

ОПИ показали, что данный комплекс оборудования функционально выполняет задачи, определенные «Техническими требованиями для изготовления комплекса внутрискважинного оборудования в исполнении К3 для механизированного способа добычи нефти в условиях Баяндыского месторождения». По результатам ОПИ комплекс был рекомендован для эксплуатации скважин, осложненных высоким содержанием сероводорода с обеспечением ингибиторной защиты.

Рис. 4. Модульный гидрокомпенсатор ГМ-5-Р для ЭВН
Рис. 4. Модульный гидрокомпенсатор ГМ-5-Р для ЭВН

ОПИ МОДУЛЬНОГО ГИДРОКОМПЕНСАТОРА ГМ-5-Р ДЛЯ ЭВН

В ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» применяются ЭВН производства NETZSCH, ООО «ПК «Борец» и АО «Завод им. Гаджиева», при этом конструкции опорных узлов ЭВН разных производителей отличаются друг от друга, что создает определенные неудобства при ремонте оборудования. Чтобы унифицировать конструкцию опорного узла, мы организовали ОПИ модульного гидрокомпенсатора ГМ-5-Р для ЭВН производства ООО ПК  «Ремэлектропромнефть» (г. Лысьва) (рис. 4). Данный гидрокомпенсатор был разработан производителем с целью сокращения отказов ЭВН, связанных с опорным узлом разгрузки, удешевления компоновки винтовых насосов и оптимизации ремонта ЭВН.

К сожалению, в процессе ОПИ все 10 насосов, оснащенные модульным гидрокомпенсатором ГМ-5-Р, были подняты по причине отказа. Основными причинами отказов стали слом вала и нарушение герметичности торцевых уплотнений. В апреле 2016 года оборудование было передано заводу-изготовителю для доработки.

ОПИ СКВАЖИННЫХ ПЛАСТИНЧАТЫХ НАСОСОВ ЭСНПЭ

Рис. 5. Скважинный пластинчатый насос ЭСНПЭ
Рис. 5. Скважинный пластинчатый насос ЭСНПЭ

ОПИ малогабаритных скважинных пластинчатых насосов ЭСНПЭ производства ООО «ЭКПОС» (г. Москва) были проведены на девяти скважинах Усинского месторождения, для которых характерна высоковязкая нефть, высокий Гф и повышенное содержание мехпримесей в пластовой жидкости (рис. 5).

Рис. 6. Причины отказов пластинчатых насосов ЭСНПЭ
Рис. 6. Причины отказов пластинчатых насосов ЭСНПЭ

В результате ОПИ насосы ЭСНПЭ показали низкую эксплуатационную надежность и низкую работоспособность, а по проведенным замерам дебита было установлено, что подача насосов не соответствует заявленным характеристикам. К основным причинам отказов насосов ЭСНПЭ до 100 сут отнесены разрушение стопорной шайбы, разрушение пластин из-за недостаточной прочности, разрушение ротора насоса, все причины отказов связаны с конструктивными недоработками насоса. Также при низкой наработке отмечены задиры на роторе и пластинах и подклинки пластин в пазах ротора (рис. 6).

Рис. 7. Направления доработки конструкции скважинных пластинчатых насосов ЭСНПЭ
Рис. 7. Направления доработки конструкции скважинных пластинчатых насосов ЭСНПЭ

В связи с этим требуется доработка конструкции пластин в части изменения формы рабочей поверхности. Кроме того, для снижения нагрузки на рабочую поверхность пластин и компенсации прижимной силы необходимо применение двойных пластин (рис. 7).

Рис. 8. Винтовой насос с погружным приводом
Рис. 8. Винтовой насос с погружным приводом

ОПИ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ С ПОГРУЖНЫМ ПРИВОДОМ

Винтовой насос с погружным приводом производства ООО «ПК «Борец» оснащен термостойким эластомером, что позволяет использовать его при температурах до 180°С (рис. 8). Насос должен был проходить испытания на одной скважине пермокарбоновой залежи Усинского месторождения ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» после проведения ПЦО.

При монтаже на скважине обнаружилось отсутствие вращения ротора (клин насоса). Насос был передан производителю для установления причин заклинивания, доработан, и возвращен для проведения ОПИ. В сентябре 2016 года насос был спущен в скважину для проведения испытаний. Использование в компоновке ТМС с термостойкостью до 140°С не позволило в полной мере провести температурные испытания. Отказ установки произошел по кабельному удлинителю с наработкой 9 сут, планируется продолжение испытаний в 2017 году.

Рис. 9. Применение погружного оборудования габарита 2А в БС малого диаметра
Рис. 9. Применение погружного оборудования габарита 2А в БС малого диаметра

ТЕХНОЛОГИИ, ПЕРЕВЕДЕННЫЕ В ПРОМЫШЛЕННУЮ ЭКСПЛУАТАЦИЮ

Ряд технологий после проведения ОПИ в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» были переведены в промышленную эксплуатацию. Одна из них – технология применения УЭЦН с вентильными ПЭД габарита 2А производства АО «Новомет-Пермь» в боковых стволах (БС) малого диаметра (рис. 9). Опытная эксплуатация данного оборудования была начата для повышения КИН и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов. Насосы были спущены в скважины с БС диаметром 127 мм, по состоянию на сентябрь 2016 года текущая наработка первого комплекта составила 936 сут, второго – 139 сут.

Также после проведения ОПИ в промышленную эксплуатацию переведены НКТ диаметром 73 мм с внутренним полимерным покрытием MPAG 96/С Majorpack. Данное покрытие подбиралось для комплексной защиты НКТ от коррозии и АСПО, в том числе для защиты резьбового соединения и увеличения его ресурса до 60 СПО и дополнительной барьерной защиты внешней поверхности НКТ. Покрытие хорошо себя зарекомендовало, показав увеличение средней наработки на отказ (СНО) практически вдвое (табл. 3).

Таблица 3. Результаты ОПИ НКТ Majorpack с внутренним полимерным покрытием MPAG 96/С
Таблица 3. Результаты ОПИ НКТ Majorpack с внутренним полимерным покрытием MPAG 96/С

Для увеличения НнО НКТ в скважинах, осложненных коррозией и АСПО и снижения операционных затрат на эксплуатацию мехфонда были проведены ОПИ полимерного покрытия PolyPlex. В ходе ОПИ была проведена оценка стойкости различных типов полимерного покрытия к микробиологической коррозии, проникновению газов, высокой температуре, и истиранию в условиях пермокарбоновых залежей Усинского и Возейского месторождений.

При проведении ОПИ было получено увеличение СНО НКТ практически в три раза (табл. 4), что позволило приступить к внедрению данной технологии.

Таблица 4. Результаты ОПИ НКТ с внутренним покрытием PolyPlex
Таблица 4. Результаты ОПИ НКТ с внутренним покрытием PolyPlex

В 2014 году на скважинах Кыртаельского месторождения КЦДНГ-4 ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз», осложненных АСПО, были начаты ОПИ НКТ с внутренними полимерными покрытиями трех видов – «АНТИАСПО», Temerso и Majorpack MPLAG 14/C (НКТ группы прочности «К»). НКТ со всеми видами покрытий хорошо себя зарекомендовали: по состоянию на сентябрь 2016 года текущая наработка НКТ превысила 800 сут, а по отдельным скважинам достигнуто значительное увеличение межочистного периода (МОП) (табл. 5-7).

Таблица 5. Результаты ОПИ стальных НКТ с внутренним полимерным покрытием АНТИАСПО (ТУ 1390.001.62031850-2012)
Таблица 5. Результаты ОПИ стальных НКТ с внутренним полимерным покрытием АНТИАСПО (ТУ 1390.001.62031850-2012)
Таблица 6. Результаты ОПИ стальных НКТ с внутренним полимерным покрытием Temerso ТС3000F (ТУ 1390.001.62031850-2012)
Таблица 6. Результаты ОПИ стальных НКТ с внутренним полимерным покрытием Temerso ТС3000F (ТУ 1390.001.62031850-2012)
Таблица 7. Результаты ОПИ стальных НКТ группы прочности «К» с внутренним полимерным покрытием Majorpack MPLAG 14C (ГОСТ 633-80, ТУ 1308.001.69730060-2011)
Таблица 7. Результаты ОПИ стальных НКТ группы прочности «К» с внутренним полимерным покрытием Majorpack MPLAG 14C (ГОСТ 633-80, ТУ 1308.001.69730060-2011)
Рис. 10. Внешний вид протектора коррозии после наработки 0 и 597 сут
Рис. 10. Внешний вид протектора коррозии после наработки 0 и 597 сут

Также в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» начато внедрение протекторной защиты НКТ и ЭПУ от электрохимической коррозии. Применение этой технологии уже позволило увеличить СНО в два раза и более (табл. 8; рис. 10). В год закупается порядка 200 комплектов протекторов коррозии.

Таблица 8. Оснащенность добывающего фонда (КАФ) ООО ЛУКОЙЛ-Коми протекторами коррозии
Таблица 8. Оснащенность добывающего фонда (КАФ) ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» протекторами коррозии

ПРОВЕДЕНИЕ ОПР В 2016-2017 ГОДАХ

В рамках программы ОПР в 2016-2017 годах в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» выполняются испытания следующей техники и технологий в области работы с мехфондом:

  • комплект длинноходовой УШГН с цепным приводом производства ПАО «Татнефть»;
  • ЭВН производства ООО «ПК «Борец» с термостойкостью эластомера 180°С;
  • компоновка ОРЭ (ЭЦН/ЭЦН) производства ООО УК «Система-Сервис»;
  • комплекс оборудования для скважин с фонтанным способом эксплуатации с высоким содержанием сероводорода в добываемой жидкости;
  • дублирующая УЭЦН производства ООО УК «Система-Сервис»;
  • система погружной телеметрии (термоманометрическая система, ТМС) с дополнительными датчиками давления и температуры на выкиде ЭПУ, система ИРЗ ТМС-БВ1 производства АО «Ижевский радиозавод» (табл. 9).
Таблица 9. ОПИ ТМС с дополнительными датчиками давления и температуры на выкиде ЭПУ
Таблица 9. ОПИ ТМС с дополнительными датчиками давления и температуры на выкиде ЭПУ

Монтаж оборудования для испытаний ТМС был выполнен в сентябре 2016 года. В процессе проведения ОПИ планируется определить работоспособность и эксплуатационную надежность ТМС с дополнительными датчиками давления и температуры на выкиде насоса, а также сопоставить паспортные расходно-напорные характеристики ЭВН с расчетами, выполненными на основании данных верхнего датчика ТМС. Мы предполагаем, что данная технология позволит производить контроль характеристик работы оборудования в фактических условиях; своевременно корректировать параметры работы ЭВН (числа оборотов) и выставлять уставки в СУ по дополнительным параметрам для предотвращения выхода оборудования из строя.

Реклама Дисковый фильтр производства АО «Новомет-Пермь» помог увеличить наработку УЭЦН в семь раз!
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Опыт внедрения НПУ-ВД-М на месторождениях АО «РИТЭК»
Итоги работы механизированного фонда ПАО «ЛУКОЙЛ» скважин в 2016 году
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №07/2017

Инженерная практика

Выпуск №07/2017

Управление разработкой месторождений. Механизированная добыча. Промысловые трубопроводы
Гелеполимерное заводнение карбонатного коллектораМетодика проектирования нестационарного заводненияТрансформация системы разработкиПроектирование разработки многозабойными скважинамиМикробиологическое и водогазовое воздействие на залежиНасосное оборудование и скважинные компоновки для ППДИспытания компоновок ОРЭ с управляемыми клапанамиВнутренняя защита сварных швов трубопроводов втулкамиИспытания трубопровода из гибких армированных труб высокого давления
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
Мониторинг — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

Мониторинг ‘2017 Системы мониторинга и управления для эксплуатации мехфонда и контроля разработки месторождений

19-21 сентября 2017 г., г. Пермь
Интеллектуализация процессов добычи нефти (автоматизация, телемеханизация, интеллектуальные станции управления) с целью сокращения затрат, повышения наработки оборудования и дебита жидкости, увеличения энергоэффективности и контроля разработки месторождений, внедрение нового программного обеспечения, геофизического оборудования, интеллектуализация систем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и др.
Общая информация Планируется
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — сентябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

11 - 15 сентября 2017 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С.Балянова.