Способ проходки неустойчивых пород при бурении бокового ствола с горизонтальным окончанием

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предотвращения разрушения и обвала стенок скважины при бурении интервалов с неустойчивыми породами. Способ проходки неустойчивых пород при бурении бокового ствола c горизонтальным окончанием, включающий вырезание окна в эксплуатационной колонне, бурение бокового ствола, крепление бокового ствола колонной труб с установленным на нижнем конце башмаком, бурение бокового ствола до проектного забоя. Предварительно определяют зону неустойчивых пород пласта, после вырезания окна в эксплуатационной колонне производят бурение бокового ствола долотом диаметром на 1,3-2,5% меньше диаметра вырезанного окна со вскрытием зоны неустойчивых пород пласта, спускают до забоя безмуфтовую колонну-летучку на колонне бурильных труб, оснащенную посадочным устройством сверху, а снизу - разбуриваемым прорабатывающим башмаком, повышают гидравлическое давление в колонне бурильных труб, отцепляют и извлекают посадочное устройство с колонной бурильных труб, при этом диаметр безмуфтовой колонны-летучки на 7-8% меньше диаметра пробуренного бокового ствола, бурение бокового ствола из безмуфтовой колонны-летучки до проектного забоя производят долотом на 1,5-3% меньше внутреннего диаметра безмуфтовой колонны-летучки. Обеспечивается стабильность процесса проходки и проработки неустойчивых труднопроходимых пород пласта с диаметром проходного канала скважины, добуривание скважины до проектного забоя максимально возможным диаметром, проведение прямой промывки скважины для удаления шлама, повышение надежности реализации способа, снижение трудоемкости и продолжительности реализации способа. 2 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предотвращения разрушения и обвала стенок скважины при бурении интервалов с неустойчивыми породами.

Известен способ бурения дополнительного ствола из эксплуатационной колонны скважины (патент RU № 2172384, МПК Е21В 7/06, опубл. 20.08.2001 в бюл. № 23), включающий забуривание дополнительного ствола, меньшего диаметра по сравнению с основным, с использованием отклонителя, бурение дополнительного ствола и крепление его экспандируемыми профильными трубами. При этом бурение дополнительного ствола ведут до кровли продуктивного пласта, после чего в скважину закачивают изоляционный материал и крепят пробуренную часть дополнительного ствола экспандируемыми профильными трубами, а затем вскрывают продуктивный пласт при поддержании на забое давления, равновесного с внутрипластовым или депрессивного по отношению к нему.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ проходки неустойчивых пород при бурении бокового ствола c горизонтальным окончанием (патент RU № 2344263, МПК Е21В 7/10, опубл. 20.01.2009 в бюл. № 23), включающий вырезание окна в эксплуатационной колонне, бурение бокового ствола, крепление бокового ствола колонной труб с установленным на нижнем конце башмаком, бурение бокового ствола до проектного забоя. Бурение бокового ствола в неустойчивых породах и крепление стенок скважины производят последовательными участками, причем длину участка выбирают такой, чтобы не произошел обвал неустойчивых пород за время подъема долота и установки профильного перекрывателя. При этом установку профильных перекрывателей производят с перекрытием внахлест с последовательным уменьшением внутреннего диаметра устанавливаемых профильных перекрывателей в рабочем положении при бурении с расширением ствола скважины на первом участке интервала пласта или встык при последовательном бурении с расширением всех участков ствола скважины.

Недостатками способов являются:

- невозможность прорабатывать труднопроходимые участки с неустойчивыми породами пласта компоновкой с профильным перекрывателем, так как из-за низких механических свойств профильные трубы не воспринимают крутящий момент от прорабатывающего инструмента, кроме того невозможно создавать промывку скважины, так как при этом происходит расширение профильных труб;

- низкая надежность реализации способа, обусловленная невозможностью расширить профильный перекрыватель подаваемым давлением до проектных геометрических размеров после спуска в скважину, так как обрушенная неустойчивая порода пласта препятствует равномерному расширению;

- трудоемкость и продолжительность способа, связанные с дополнительными спускоподъемными операциями по развальцовыванию недовыправленных участков при установке профильного перекрывателя;

- высокая стоимость применения способа, связанная с дороговизной профильных труб (профильного перекрывателя), а также недостаточная прочность профильного перекрывателя после установки, так как профильные трубы при изготовлении предварительно деформируют и многократно отжигают.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности способа проходки неустойчивых пород при бурении бокового ствола c горизонтальным окончанием за счет обеспечения проходки и проработки неустойчивых труднопроходимых пород пласта с диаметром проходного канала скважины, позволяющего добурить скважину до проектного забоя с максимально возможным диаметром, обеспечение проведения прямой промывки скважины для удаления шлама, повышение надежности реализации способа, снижение трудоемкости и продолжительности реализации способа, снижение финансовых затрат на реализацию способа.

Технические задачи решаются способом проходки неустойчивых пород при бурении бокового ствола c горизонтальным окончанием, включающим вырезание окна в эксплуатационной колонне, бурение бокового ствола, крепление бокового ствола колонной труб с установленным на нижнем конце башмаком, бурение бокового ствола до проектного забоя.

Новым является то, что предварительно определяют зону неустойчивых пород пласта, после вырезания окна в эксплуатационной колонне производят бурение бокового ствола долотом диаметром на 1,3–2,5% меньше диаметра вырезанного окна со вскрытием зоны неустойчивых пород пласта, спускают до забоя безмуфтовую колонну-летучку на колонне бурильных труб, оснащенную посадочным устройством сверху, а снизу - разбуриваемым, прорабатывающим башмаком, повышают гидравлическое давление в колонне бурильных труб, отцепляют и извлекают посадочное устройство с колонной бурильных труб, при этом выбирают диаметр безмуфтовой колонны-летучки на 7–8% меньше диаметра пробуренного бокового ствола, бурение бокового ствола из безмуфтовой колонны-летучки до проектного забоя производят долотом на 1,5–3% меньше внутреннего диаметра безмуфтовой колонны-летучки.

На фиг. 1 схематично и последовательно показана реализация предлагаемого способа.

На фиг. 2 показан узел соединения безмуфтовой колонны-летучки с колонной бурильных труб.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Предварительно определяют зону неустойчивых пород пласта 1 по соседним скважинам и по материалам геофизических исследований скважины.

В эксплуатационной колонне 2 (фиг. 1) вырезают окно 3 любым известным способом, например, с установкой клина-отклонителя 4, с помощью фреза для вырезания окна (на фиг. 1, 2 не показано). Проходной диаметр вырезанного окна 3 равен диаметру применяемого фреза.

Далее на колонне бурильных труб спускают долото, например, с PDC резцами (на фиг. 1, 2 не показано), имеющее диаметр на 1,3–2,5% меньше диаметра вырезанного окна 3 (фиг. 1) в эксплуатационной колонне 2. Такое соотношение диаметров обеспечивает беспрепятственный спуск и прохождение через вырезанное окно 3 спускаемого оборудования и бурение бокового ствола 5 со вскрытием зоны неустойчивых пород пласта 1, тем самым повышают надежность способа. При этом диаметр бокового ствола 5 равен диаметру долота. Далее извлекают долото на устье скважины.

Далее для крепления зоны неустойчивых пород пласта 1бокового ствола 5 на колонне бурильных труб 6 (фиг. 2) производят спуск в скважину безмуфтовой колонны-летучки 7 (фиг. 1 и 2). Предварительно на предприятии-изготовителе безмуфтовую колонну-летучку 7 оснащают сверху узлом соединения с колонной бурильных труб 6, а снизу - разбуриваемым, прорабатывающим башмаком (на фиг. 1, 2 не показаны).

Безмуфтовая колонна-летучка 7 представляет собой колонну цилиндрических труб, соединенных между собой сваркой, диаметр которых на 7–8% меньше диаметра пробуренного бокового ствола 5 (фиг. 1), что соответствует условиям проходимости спускаемого оборудования. Для ускорения процесса спуска безмуфтовая колонна-летучка 7 может состоять из предварительно подготовленных плетей труб по две трубы (24 м).

Разбуриваемый, прорабатывающий башмак используют любой известной конструкции, например, оборудованный спиралевидными лопастями с резцами PDC или с наплавкой слоя с включением карбид-вольфрама и имеющий промывочные отверстия.

В процессе спуска безмуфтовой колонны-летучки 7 в случае прихватов и затруднения проходимости ее вращают вправо до 40 оборотов в минуту с одновременной промывкой промывочной жидкостью. Разбуриваемый, прорабатывающий башмак при этом разбуривает шламовую подушку, обеспечивая этим проходимость безмуфтовой колонны-летучки 7 неустойчивых труднопроходимых пород пласта 1.

Узел соединения безмуфтовой колонны-летучки 7 с колонной бурильных труб 6 представляет собой посадочное устройство 8 (фиг. 2), зафиксированное на верхней трубе безмуфтовой колонны-летучки 7 с помощью завальцованной части 9 и имеющее уплотнительную манжету 10.

После проработки и достижения забоя 11 скважины (фиг. 1) в колонну бурильных труб 6 с устья скважины бросают шар (на фиг. 1, 2 не показан). При этом шар доходит до разбуриваемого, прорабатывающего башмака и перекрывает центральное отверстие, циркуляция промывочной жидкости прекращается.

Далее поднимают внутри колонны бурильных труб 6 (фиг. 2) гидравлическое давление до расчетной величины, обеспечивающее расширение завальцованной части 9 узла соединения. При этом посадочное устройство 8 (фиг. 2) выходит из завальцованной части 9 верхней трубы безмуфтовой колонны-летучки 7, при этом раструб 12, выполненный в виде воронки, фиксирует верхнюю часть безмуфтовой колонны-летучки и обеспечивает заход спускаемого долота для последующего бурения.

Сигнализатором отцепа посадочного устройства 8 от безмуфтовой колонны-летучки 7 служит падение гидравлического давления. Колонну бурильных труб 6 вместе с посадочным устройством 8 извлекают из скважины.

В нижней части бокового ствола 5 (фиг. 1) скважины безмуфтовая колонна-летучка 7 зафиксирована от перемещения забоем 11 скважины, а в верхней – раструбом 12 в виде воронки.

Далее производят бурение горизонтальной части 13 бокового ствола 5 скважины из безмуфтовой колонны-летучки 7 до проектного забоя долотом (на фиг. 1, 2 не показано), имеющим диаметр на 1,5–3% меньше внутреннего диаметра безмуфтовой колонны-летучки 7. Такое соотношение позволяет беспрепятственно спускать долото через безмуфтовую колонну-летучку для дальнейшего бурения до проектного забоя и обеспечивает диаметр проходного канала скважины максимально возможным диаметром для последующего беспрепятственного спуска эксплуатационной колонны или хвостовика.

После бурения до проектного забоя спускают и цементируют любым известным способом эксплуатационную колонну 2.

Пример практического применения способа проходки неустойчивых пород при бурении бокового ствола c горизонтальным окончанием.

Определяют зону неустойчивых пород 1 по соседним скважинам и по материалам геофизических исследований скважины.

В эксплуатационной колонне 2 диаметром 168 мм (фиг. 1) вырезают окно 3 с установкой клина-отклонителя 4 с помощью оконного фреза диаметром 146 мм (на фиг. 1, 2 не показано).

Далее на колонне бурильных труб 6 спускают долото, например, PDC (на фиг. 1, 2 не показано), имеющее диаметр 143 мм, что на 2,1 % меньше диаметра вырезанного окна 3 (фиг. 1) в эксплуатационной колонне 2 и производят бурение бокового ствола 5 со вскрытием зоны неустойчивых пород 1 пласта и производят подъем инструмента на устье скважины.

Далее для крепления бокового ствола 5 в зоне неустойчивых пород 1 на колонне бурильных труб 6 (фиг. 2) спускают в скважину безмуфтовую колонну-летучку 7 диаметром 133 х 5 мм, что на 7,5% меньше диаметра пробуренного бокового ствола 5 (фиг. 1). Безмуфтовая колонна-летучка 7 (фиг. 1 и 2) оснащена сверху узлом соединения с колонной бурильных труб 6, а снизу - разбуриваемым, прорабатывающим башмаком, оборудованным спиралевидными лопастями с резцами PDC (на фиг. 1, 2 не показан).

В процессе спуска безмуфтовую колонну-летучку 7 вращают с крутящим моментом до 12 кН·м с одновременной промывкой промывочной жидкостью для исключения прихватов и затруднений проходимости, прорабатывающий башмак при этом разбуривает шламовую подушку, обеспечивая этим проходимость всей колонны.

По достижении забоя 11 скважины (фиг. 1) в колонну бурильных труб 6 с устья скважины бросают шар (на фиг. 1 и 2 не показан). Далее внутри колонны поднимают гидравлическое давление до 150 атм. При этом посадочное устройство 8 узла соединения с колонной бурильных труб 6 (фиг. 2) выходит из завальцованной части 9 верхней трубы безмуфтовой колонны-летучки 7, при этом раструб 12 образует заходную воронку. Сигнализатором отцепа посадочного устройства 8 служит падение гидравлического давления. Колонну бурильных труб 6 вместе с посадочным устройством 8 узла соединения извлекают на поверхность. Безмуфтовая колонна-летучка 7 при этом была зафиксирована от перемещения в боковом стволе 5 в нижней части забоем 11 скважины, а в верхней – раструбом 12. Диаметр раструба 12 после выхода посадочного устройства 8 увеличился до диаметра, равного внутреннему диаметру скважины – 143 мм.

Далее производят бурение горизонтальной части 13 бокового ствола 5 скважины до проектного забоя из-под безмуфтовой колонны-летучки 7. Бурение производят долотом PDC (на фиг. 1 и 2 не показано), имеющим диаметр 120 мм, что на 2,5% меньше внутреннего диаметра безмуфтовой колонны-летучки 7. Затем в горизонтальный ствол скважины спускают хвостовик диаметром 102 мм с муфтами диаметром 110 мм, которые беспрепятственно проходят через безмуфтовую колонну-летучку 7 и доходят до проектного забоя.

Другие примеры выполняли аналогично примеру применения, описанному выше. Результаты приведены в таблице.

Таблица

Диаметр оконного фреза Диаметр долота для бурения бокового ствола Диаметр колонны-летучки Диаметр долота для бурения до забоя
146 144,7 134,6 122,7
143,5 132 120,3

Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет обеспечить стабильность процесса проходки и проработки неустойчивых труднопроходимых пород пласта с диаметром проходного канала скважины, позволяет добурить скважину до проектного забоя максимально возможным диаметром, обеспечить проведение прямой промывки скважины для удаления шлама, повысить надежность реализации способа, снизить трудоемкость и продолжительность реализации способа, снизить финансовые затраты на реализацию способа.

Способ проходки неустойчивых пород при бурении бокового ствола c горизонтальным окончанием, включающий вырезание окна в эксплуатационной колонне, бурение бокового ствола, крепление бокового ствола колонной труб с установленным на нижнем конце башмаком, бурение бокового ствола до проектного забоя, отличающийся тем, что предварительно определяют зону неустойчивых пород пласта, после вырезания окна в эксплуатационной колонне производят бурение бокового ствола долотом диаметром на 1,3-2,5% меньше диаметра вырезанного окна со вскрытием зоны неустойчивых пород пласта, спускают до забоя безмуфтовую колонну-летучку на колонне бурильных труб, оснащенную посадочным устройством сверху, а снизу - разбуриваемым прорабатывающим башмаком, повышают гидравлическое давление в колонне бурильных труб, отцепляют и извлекают посадочное устройство с колонной бурильных труб, при этом диаметр безмуфтовой колонны-летучки на 7-8 % меньше диаметра пробуренного бокового ствола, бурение бокового ствола из безмуфтовой колонны-летучки до проектного забоя производят долотом на 1,5-3% меньше внутреннего диаметра безмуфтовой колонны-летучки.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к механическим устройствам, в частности к срезным винтам, которые могут быть использованы для соединения элементов бурового снаряда. Срезной винт содержит корпус, имеющий участок среза.

Группа изобретений относится к буровому долоту для использования в стволе скважины, способу и системе для бурения ствола скважины. Технический результат заключается в увеличении стабильности долота, а также в снижении нагрузки со стороны привода.

Изобретение относится к области бурения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при строительстве многозабойных скважин и переводе существующих скважин в разряд многоствольных.

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Устройство (90) с автоматической регулировкой наклонно-направленного бурения содержит корпус (100) приводного вала, утяжеленную бурильную трубу (200), соединенную с корпусом (100) приводного вала, приводной вал (300), проходящий через корпус (100) приводного вала и утяжеленную бурильную трубу (200), активный стабилизатор (410), закрепленный на корпусе (100) приводного вала и подвижно соединенный с утяжеленной бурильной трубой (200), компоновку низа бурильной колонны (КНБК) с турбобуром, содержащую опору основания, закрепленную на утяжеленной бурильной трубе (200), и скользящее основание, соединенное с корпусом (100) приводного вала.

Изобретение относится к техническим средствам для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины, в частности к устройствам для бурения с применением длинномерных гибких труб (колтюбинга).

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения скважин. Устройство для образования ствола скважины в подземном пласте содержит компоновку низа бурильной колонны (КНБК), содержащую первую секцию и вторую секцию, гибкий элемент, соединяющий первую секцию КНБК со второй секцией КНБК, выполненный с возможностью сгибания для обеспечения возможности осевого несовпадения между первой секцией КНБК и второй секцией КНБК, буровое долото, присоединенное к первому концу первой секции КНБК, буровой двигатель, расположенный вдоль второй секции КНБК и соединенный с буровым долотом с возможностью его вращения, причем упомянутый гибкий элемент отделяет буровой двигатель от первой секции КНБК, к первому концу которой присоединено буровое долото, и узел управления направлением, расположенный вдоль КНБК, содержащий первый блок управления направлением, содержащий по меньшей мере одну площадку, создающую усилие в первом направлении, и второй блок управления направлением, расположенный на расстоянии в осевом направлении от первого блока управления направлением и содержащий по меньшей мере одну площадку, создающую усилие во втором направлении, отличающемся от первого направления, причем первый и второй блоки управления направлением выполнены с возможностью взаимодействия для обеспечения осевого несовпадения первой секции КНБК и второй секции КНБК на гибком элементе.

Изобретение относится к области бурения и освоения боковых стволов нефтяных и газовых скважин. Перед бурением боковых стволов с основным горизонтальным открытым стволом на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: телесистема, одна утяжелённая бурильная труба, клин-отклонитель.

Группа изобретений относится к области строительства многозабойных скважин. Перед бурением бокового ствола определяют расстояние до водоносного пласта.

Изобретение относится к области бурения боковых стволов нефтяных и газовых скважин. Перед бурением боковых стволов на устье горизонтальной скважины с необсаженным стволом снизу вверх собирают компоновку: телесистема, одна утяжеленная бурильная труба, клин-отклонитель с углом наклона рабочей поверхности 4°, спускают компоновку на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в основной горизонтальный необсаженный ствол так, чтобы клин-отклонитель находился в интервале зарезки бокового ствола, производят ориентирование клина-отклонителя.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к устройствам для установки профильных перекрывателей при изоляции ими зон осложнений. Устройство включает цилиндрическую часть и направляющую часть с косым срезом, боковое отверстие с соплом для прохода жидкости со стороны среза.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки за счет расширения области теплового воздействия при одновременном снижении затрат, регулируемое завершение разработки залежи с сохранением структуры пласта, расширение технологических возможностей.

Группа изобретений относится к буровому долоту для использования в стволе скважины, способу и системе для бурения ствола скважины. Технический результат заключается в увеличении стабильности долота, а также в снижении нагрузки со стороны привода.

Изобретение относится к области бурения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при строительстве многозабойных скважин и переводе существующих скважин в разряд многоствольных.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородного участка залежи сверхвязкой нефти.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи битумной залежи, предотвращение попадания песка в ствол добывающей скважины, увеличение межремонтного периода работы скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности извлечения нефти, исключение прорыва теплоносителя в газовые шапки, повышение эффективности закачки пара, повышение качества добываемой продукции, снижение паронефтяного отношения.

Изобретение относится к техническим средствам для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины, в частности к устройствам для бурения с применением длинномерных гибких труб (колтюбинга).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов залежи при одновременном увеличении эффективности теплового воздействия за счет регулирования и активизации тепловых потоков и фильтрационных потоков нефти во всем объеме залежи.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к устройствам для установки профильных перекрывателей при изоляции ими зон осложнений. Устройство включает цилиндрическую часть и направляющую часть с косым срезом, боковое отверстие с соплом для прохода жидкости со стороны среза.

Группа изобретений относится к области заканчивания скважин. Способ включает обрезание потайной обсадной колонны, расположенной в первом стволе скважины, по меньшей мере частично обсаженном обсадной колонной, и таким образом обеспечение отрезанной концевой части, транспортировку компоновки для заканчивания срединного участка скважины в первый ствол скважины и прием отрезанной концевой части внутри узла хвостовой трубы в составе компоновки для заканчивания срединного участка скважины, при этом наименьший внутренний диаметр компоновки для заканчивания срединного участка скважины больше или равен наименьшему внутреннему диаметру потайной обсадной колонны и, таким образом, позволяет инструментам, размер которых подходит для операций в потайной обсадной колонне, проходить через компоновку для заканчивания срединного участка скважины, приведение в действие расширяющегося устройства компоновки для заканчивания срединного участка скважины для герметичного зацепления внутренней поверхности обсадной колонны вверх по стволу скважины от отрезанной концевой части и бурение второго ствола скважины, проходящего от первого ствола скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки за счет расширения области теплового воздействия при одновременном снижении затрат, регулируемое завершение разработки залежи с сохранением структуры пласта, расширение технологических возможностей.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предотвращения разрушения и обвала стенок скважины при бурении интервалов с неустойчивыми породами. Способ проходки неустойчивых пород при бурении бокового ствола c горизонтальным окончанием, включающий вырезание окна в эксплуатационной колонне, бурение бокового ствола, крепление бокового ствола колонной труб с установленным на нижнем конце башмаком, бурение бокового ствола до проектного забоя. Предварительно определяют зону неустойчивых пород пласта, после вырезания окна в эксплуатационной колонне производят бурение бокового ствола долотом диаметром на 1,3-2,5 меньше диаметра вырезанного окна со вскрытием зоны неустойчивых пород пласта, спускают до забоя безмуфтовую колонну-летучку на колонне бурильных труб, оснащенную посадочным устройством сверху, а снизу - разбуриваемым прорабатывающим башмаком, повышают гидравлическое давление в колонне бурильных труб, отцепляют и извлекают посадочное устройство с колонной бурильных труб, при этом диаметр безмуфтовой колонны-летучки на 7-8 меньше диаметра пробуренного бокового ствола, бурение бокового ствола из безмуфтовой колонны-летучки до проектного забоя производят долотом на 1,5-3 меньше внутреннего диаметра безмуфтовой колонны-летучки. Обеспечивается стабильность процесса проходки и проработки неустойчивых труднопроходимых пород пласта с диаметром проходного канала скважины, добуривание скважины до проектного забоя максимально возможным диаметром, проведение прямой промывки скважины для удаления шлама, повышение надежности реализации способа, снижение трудоемкости и продолжительности реализации способа. 2 ил., 1 табл.

Наверх