Способ автоматического управления подачей ингибитора для предупреждения гидратообразования в установках низкотемпературной сепарации газа, эксплуатируемых на крайнем севере

Изобретение относится к области подготовки природного газа и газоконденсатной смеси к дальнему транспорту, в частности, к предупреждению гидратообразования и разрушению гидратов в установках низкотемпературной сепарации газа (УНТС). Способ включает автоматизированную систему управления технологическим процессом (АСУ ТП), которая осуществляет контроль расхода ингибитора и управляет его расходом с помощью клапан-регулятора (КР). АСУ ТП контролирует давление и температуру в сепараторах, концентрацию регенерированного ингибитора и вычисляет по этим параметрам в системе управления задания КР на подачу необходимого объема ингибитора и подает его в точки перед защищаемыми участками. Одновременно АССУ ТП контролирует расход газоконденсатной смеси на входе и выходе сепаратора первой ступени сепарации, температуру и давление газоконденсатной смеси на входной линии УНТС, в сепараторе первой ступени сепарации, промежуточном и низкотемпературном сепараторе. Также АСУ ТП контролирует концентрацию ингибитора в водном растворе на выходе разделителей жидкостей (РЖ) сепаратора первой ступени сепарации, промежуточного и низкотемпературного сепаратора, концентрацию регенерированного ингибитора, подаваемого на все защищаемые участки УНТС, и осуществляет индивидуальный контроль его расхода по каждой точке ввода. Подают от 60% и до 80% расчетного значения регенерированного метанола в точки ввода, расположенные в начале шлейфов кустов скважин пропорционально их производительности по добыче газоконденсатной смеси, и от 40% и до 20% расчетного значения регенерированного метанола в точку его ввода в линию после сепаратора первой ступени. Точное соотношение подачи регенерированного метанола в точки ввода каждого конкретного газодобывающего комплекса определяют по результатам натурного эксперимента, который проводят не реже одного раза в год. Оптимизируется расход ингибитора для предупреждения гидратообразования и эффективно организовывается режим работы УНТС. 1 ил.

 

Изобретение относится к области подготовки природного газа и газоконденсатной смеси к дальнему транспорту, в частности, к предупреждению гидратообразования и разрушению гидратов в установках низкотемпературной сепарации газа (УНТС), которые являются одним из основных компонентов валанжских установок комплексной подготовки газа (УКПГ), расположенных в районах Крайнего Севера.

Известен способ подготовки углеводородного газа к транспорту, включающий ступенчатую сепарацию, охлаждение газового потока между ступенями сепарации, введение в исходный поток газа ингибитора гидратообразования - метанола, выведение из сепараторов жидкой фазы и разделение ее на углеводородную и водометанольную фазы. С целью снижения потерь ингибитора, выделенную на последней ступени сепарации водометанольную фазу разделяют на два потока, первый из которых в количестве 1/4-2/3 подают в поток газа перед последней ступенью сепарации, а второй поток направляют в поток газа перед одной из предыдущих степеней сепарации [см. патент на изобретение SU №1606827].

Недостатком данного способа является низкая эффективность процессов предупреждения гидратообразования:

- из-за близкого расстояния между местом подачи метанола и местом появления гидратов (метанол до момента появления гидратов не успевает «насытить» газовую фазу и равномерно распределиться в водной фазе);

- в трубчатых рекуперативных теплообменниках (далее ТО) происходит неравномерное охлаждение сырого газа и неравномерное поступление метанола в трубки ТО.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ автоматического управления подачей ингибитора для предупреждения гидратообразования на УНТС, эксплуатируемых на Крайнем Севере, включающий контроль расхода ингибитора, управление расходом ингибитора с помощью клапан-регулятора (КР) подачи ингибитора, контроль давления и температуры в сепараторах, контроль концентрации регенерированного ингибитора и вычисление по этим параметрам в системе управления задания КР на подачу необходимого объема ингибитора, который подают в точки перед защищаемыми участками. Одновременно с этим автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП) контролирует расход газоконденсатной смеси на входе и выходе сепаратора первой ступени сепарации; температуру и давление газоконденсатной смеси на входной линии УНТС, в сепараторе первой ступени сепарации, промежуточном и низкотемпературном сепараторе, концентрацию ингибитора в водном растворе на выходе разделителей жидкостей (РЖ) сепаратора первой ступени сепарации, промежуточного и низкотемпературного сепаратора, концентрацию регенерированного ингибитора, подаваемого на все защищаемые участки УНТС, и осуществляют индивидуальный контроль по каждому участку его расхода, который регулируют с помощью КР, управляемого пропорционально-интегрально-дифференцирующим (ПИД) регулятором. На вход обратной связи PV этого ПИД-регулятора поступает сигнал с датчика расхода регенерированного ингибитора, а на вход задания SP подают сигнал расчетного значения расхода ингибитора, скорректированного поправкой на фактическую концентрацию регенерированного ингибитора. Поправку вычисляет блок коррекции, на первый вход которого подают сигнал рассчитанного АСУ ТП значения массового расхода ингибитора для защищаемого участка, достаточный для требуемого снижения температуры гидратообразования, а на второй вход блока коррекции подают сигнал с выхода CV ПИД-регулятора поддержания концентрации ингибитора в защищаемом участке. На вход обратной связи PV этого ПИД-регулятора поступает сигнал с датчика концентрации водного раствора ингибитора, установленного на выходе его с защищаемого участка, а на вход задания SP подается сигнал рассчитанного значения концентрации водного раствора ингибитора, которая исключает гидратообразование в защищаемом участке [Патент РФ 2709048].

Существенным недостатком данного способа является также низкая эффективность процессов предупреждения гидратообразования - из-за близкого расстояния между местом подачи метанола и местом появления гидратов (метанол до момента появления гидратов не успевает «насытить» газовую фазу и равномерно распределиться в водной фазе). Следствие этого - в трубчатых рекуперативных теплообменниках (далее ТО) происходит неравномерное охлаждение сырого газа и неравномерное поступление метанола в трубки ТО.

Целью настоящего изобретения является оптимизация расхода ингибитора для предупреждения гидратообразования на УНТС.

Техническим результатом, достигаемом от реализации изобретения является оптимизация расхода ингибитора для предупреждения гидратообразования на УНТС.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ автоматического управления подачей ингибитора для предупреждения гидратообразования в УНТС, эксплуатируемых на Крайнем Севере, включает АСУ ТП, которая осуществляет контроль расхода ингибитора и управляет расходом ингибитора с помощью КР подачи ингибитора. Также АСУ ТП контролирует давление и температуру в сепараторах, контролирует концентрацию регенерированного ингибитора и АСУ ТП вычисляет по этим параметрам задания КР на подачу необходимого объема ингибитора и подает его в точки перед первыми и вторыми защищаемыми участками. Одновременно АСУ ТП контролирует расход газоконденсатной смеси на входе и выходе сепаратора первой ступени сепарации, температуру и давление газоконденсатной смеси на входной линии УНТС, в сепараторе первой ступени сепарации, промежуточном и низкотемпературном сепараторе. Также АСУ ТП контролирует концентрацию ингибитора в водном растворе на выходе РЖ сепаратора первой ступени сепарации, промежуточного и низкотемпературного сепаратора, концентрацию регенерированного ингибитора, подаваемого на все защищаемые участки УНТС, и осуществляет индивидуальный контроль его расхода по каждой точке ввода.

При этом подают от 60% и до 80% расчетного значения регенерированного ингибитора в точки ввода, расположенные в начале шлейфов кустов добывающих газовых скважин пропорционально их производительности по добыче газоконденсатной смеси, и от 40% и до 20% расчетного значения регенерированного ингибитора в точку его ввода в технологическую линию после сепаратора первой ступени сепарации газа.

При этом точное соотношение подачи регенерированного метанола из указанного диапазона его расхода в точки ввода защищаемых участков установки каждого конкретного газодобывающего комплекса определяют по результатам натурного эксперимента, который проводят не реже одного раза в год.

На фиг. приведена укрупненная функциональная технологическая схема УНТС, эксплуатируемых на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) и в ней использованы следующие обозначения:

1_i - газоконденсатные скважины i-го куста, подключенные к i-му шлейфу (для простоты на фиг. 1 показано одинаковое количество скважин - по три для каждого куста), где 1 ≤ i ≤ n - номер газосборного шлейфа (далее шлейф), а n - общее количество шлейфов;

2_i - датчик расхода добытой газоконденсатной смеси на i-ом кусте, установленный в начале i-го шлейфа;

3_i - индивидуальный трубопровод подачи ингибитора в начало i-го шлейфа;

4_i - i-й шлейф;

5_i - КР расхода регенерированного ингибитора по i-му шлейфу; 6_i - датчик расхода регенерированного ингибитора, подаваемого в i-й шлейф;

7_i - КР расхода газа по i-му шлейфу;

8 - входная линия УНТС;

9 - датчик давления, установленный в начале входной линии УНТС;

10 - датчик температуры, установленный в начале входной линии УНТС;

11 - датчик расхода добытой газоконденсатной смеси, установленный на входной линии УНТС;

12 - датчик давления, установленный в сепараторе первой ступени сепарации газа 14;

13 - датчик температуры, установленный в сепараторе первой ступени сепарации газа 14;

14 - сепаратор первой ступени сепарации газа;

15 - КР расхода регенерированного ингибитора, подаваемого во второй защищаемый участок;

16 - датчик расхода регенерированного ингибитора, подаваемого во второй защищаемый участок;

17 - датчик расхода газоконденсатной смеси во втором защищаемом участке;

18 - аппараты воздушного охлаждения (АВО);

19 - РЖ сепаратора первой ступени сепарации газа 14;

20 - датчик концентрации водного раствора ингибитора (ВРИ) в РЖ сепаратора первой ступени сепарации газа 14;

21 - ТО «газ-газ»;

22 - ТО «газ-конденсат»;

23 - РЖ низкотемпературного сепаратора сепарации газа 38;

24 - АСУ ТП;

25 - датчик давления, установленный в промежуточном сепараторе сепарации газа 27;

26 - датчик температуры, установленный в промежуточном сепараторе сепарации газа 27;

27 - промежуточный сепаратор сепарации газа;

28 - РЖ промежуточного сепаратора сепарации газа 27;

29 - датчик концентрации ВРИ в РЖ промежуточного сепаратора сепарации газа 27;

30 - напорный коллектор ингибитора;

31 - насосный агрегат подачи ингибитора;

32 - датчик концентрации регенерированного (исходного) ингибитора;

33 - буферная емкость ингибитора;

34 - датчик расхода газоконденсатной смеси в третьем защищаемом участке;

35 - редуцирующий КР расхода газа по УНТС;

36 - датчик давления, установленный в низкотемпературном сепараторе сепарации газа 38;

37 - датчик температуры, установленный в низкотемпературном сепараторе сепарации газа 38;

38 - низкотемпературный сепаратор сепарации газа.

Способ автоматического управления подачи ингибитора для предупреждения гидратообразования в УНТС, эксплуатируемых на Крайнем Севера, реализуют следующим образом.

УНТС, представленная на фиг., состоит из трех последовательно соединенных защищаемых участков от гидратообразования.

В состав первого защищаемого участка входят кусты скважины 1_i, шлефы 4_i и сепаратор первой ступени 14.

На ЗНГКМ температура в конце шлейфов 4_ί - на входе УКПГ, всегда выше температуры гидратообразования, благодаря чему ранее считали, что на этом месторождении нет необходимости предупреждать гидратообразование в шлейфах, т.е. подавать ингибитор. Тем не менее, КГС 1_i и шлейфы 4_i были включены в состав первого защищаемого участка, и о необходимости этого будет показано ниже.

В состав второго защищаемого участка УНТС входят АВО 18, ТО «газ-газ» 21, ТО «газ-конденсат» 22 и промежуточный сепаратор 27, а в состав третьего защищаемого участка входят КР 35 и низкотемпературный сепаратор 38.

Добытая газоконденсатная смесь от кустов газовых скважин (КГС) 1_i по шлейфам 4_i через КР расхода газа 7_ί установленного в конце этого шлейфа, поступает во входную линию УНТС 8, и далее на вход сепаратора 14 первой ступени сепарации газа.

Шлейфы 4_i оснащены датчиками расхода 2_ί а входная линия 8 УНТС - датчиками давления 9, температуры 10, расхода добытой газоконденсатной смеси 11, а сепаратор 14 первой ступени сепарации газа - датчиками давления 12 и температуры 13.

В сепараторе 14 происходит первичное очищение газоконденсатной смеси от механических примесей, отделение нестабильного газового конденсата (НТК) и (водного раствора ингибитора) ВРИ, которые по мере накопления в его нижней части отводятся в РЖ 19 первой ступени сепарации. Частично очищенная от капельной влаги и пластовой жидкости газоконденсатная смесь с выхода сепаратора 14 первой ступени сепарации по трубопроводу, оснащенному датчиком расхода 17, подается на вход второго защищаемого участка - в АВО 18, после чего ее разделяют на два потока. Первый поток направляют в трубное пространство ТО «газ-газ» 21, где происходит его охлаждение встречным потоком газа, поступающим из низкотемпературного сепаратора 38. Второй поток направляют в трубное пространство ТО «газ-конденсат» 22, где он также охлаждается встречным потоком смеси конденсата с ВРИ, отводимой из низкотемпературного сепаратора 38 в РЖ низкотемпературного сепаратора 23. Далее потоки газоконденсатной смеси с выходов трубного пространства ТО «газ-газ» 21 и «газ-конденсат» 22 объединяют и подают на вход промежуточного сепаратора газа 27, который оснащен датчиками давления 25 и температуры 26. В сепараторе 27 происходит дальнейшее очищение газоконденсатной смеси от механических примесей и отделение НТК и ВРИ, смесь которых по мере накопления в нижней части сепаратора отводят в РЖ 28 промежуточного сепаратора. Пройдя дальнейшую очистку от капельной влаги и пластовой жидкости, газоконденсатную смесь с выхода промежуточного сепаратора 27, по трубопроводу, оснащенному датчиком расхода 34, подают на третий защищаемый участок УНТС. Эта смесь через редуцирующий КР 35 расхода газа по УНТС поступает на вход третьего защищаемого участка - низкотемпературного сепаратора 38, который оснащен датчиками давления 36 и температуры 37. В сепараторе 38 происходит финальное отделение газа от НТК и ВРИ, смесь которых, по мере накопления в нижней части сепаратора, отводят через ТО «газ-конденсат» 22 в РЖ 23 низкотемпературного сепаратора. Газ с выхода низкотемпературного сепаратора 38 через ТО «газ-газ» 21 подают в магистральный газопровод (МГП) и далее потребителю. Отведенная в РЖ 19, 23, 28 из сепараторов 14, 27, 38 газоконденсатная смесь с ВРИ подвергается разделению на фракции и дегазации.

Потоки выделенного газа (выветренный газ) из РЖ 19, 23 и 28 объединяют и транспортируют по трубопроводу либо на утилизацию, либо компримируют и подают в МГП. Полученный НТК направляют в магистральный конденсатопровод.

Концентрацию ВРИ, получаемого на выходе РЖ 19, 23 и 28 контролируют датчиками концентрации 20, 26 и 29, установленными на соответствующих трубопроводах, отводящих ВРИ на регенерацию из этих РЖ в цех регенерации ингибитора УКПГ.

Для подачи ингибитора в защищаемые участки УНТС проложен напорный коллектор 30, из которого по индивидуальным трубопроводам ингибитор подают в начало каждого i-го шлейфа 3_i (в первой защищаемый участок). Эти трубопроводы оснащены датчиками расхода 6_i регенерированного ингибитора и КР 5_i расхода регенерированного ингибитора по i-му шлейфу.

Для подачи ингибитора во второй защищаемый участок УНТС проложен трубопровод, оснащенный датчиком расхода 16 регенерированного ингибитора и КР 15 расхода регенерированного ингибитора. На третий защищаемый участок ингибитор не подается, поэтому на фиг. место подачи ингибитора указано отрезанной стрелкой.

Необходимое давление в напорном коллекторе 30 регенерированного ингибитора создает насосный агрегат 31 подачи ингибитора, соединенный с буферной емкостью 33 регенерированного ингибитора входным патрубком, оснащенным датчиком концентрации 32 регенерированного ингибитора.

Процесс предупреждения гидратообразования на УНТС реализуют путем непрерывного контроля основных параметров технологического процесса с автоматическим вычислением и поддержанием в реальном масштабе времени подачи необходимого количества ингибитора в защищаемые участки согласно Инструкции по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром» ВРД 39-1.13-010-2000.

В качестве ингибитора для предупреждения гидратообразования в УНТС на Крайнем Севере, как правило, используют метанол. Поэтому определение количества ингибитора для предупреждения гидратообразования на УНТС выполнено на примере метанола.

Заполярное нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) вводилось в эксплуатацию позже Уренгойского и Ямбургского месторождений. Это позволило учесть выявленные недостатки и использовать накопленный опыт эксплуатации установок на этих месторождениях, и особое внимание уделить оптимизации схем ингибирования установок с автоматическим регулированием расхода метанола и рациональным подбором месторасположения точек ввода его в технологический процесс.

Опыт эксплуатации установок, эксплуатируемых на Крайнем Севере РФ, выявил проблемы низкой эффективности процессов предупреждения гидратообразования. Установлено, что это происходит из-за подачи метанола в точки защищаемых участков, близко расположенных к местам появления гидратов. В результате этого регенерированный метанол до момента появления гидратов не успевает «насытить» газовую фазу и равномерно распределиться в водной фазе добываемой газожидкостной смеси, что и становится причиной появления гидратов на защищаемых участках. Какпример - в трубчатых рекуперативных теплообменниках, из-за неравномерного распределения метанола по поперечному сечению потока, несмотря на подачу его количества с запасом, предусмотренном нормативными документами, иногда происходит образование гидратов в отдельных трубках.

Вывод - фактическое распределение регенерированного метанола в водометанольном растворе (BMP) оказывается ниже, чем должно быть. Это становится причиной излишних потерь метанола с осушенным газом и образованию газовых гидратов в отдельных местах технологической цепочки.

Следовательно, для предотвращения таких ситуаций необходимо увеличить время взаимодействия регенерированного метанола с газожидкостной смесью. Достичь этого удается путем ввода расчетного объема регенерированного метанола в добываемую газожидкостную смесь на устье скважин. Однако, из-за инерционности системы сбора и подготовки газа весь метанол вводить в газосборную сеть (ГСС) на устья добывающих скважин нельзя, так как во время добычи газа влагосодержание газожидкостной смеси может меняться в достаточно широких пределах случайным образом. Действительно, как показал опыт эксплуатации УНТС, если в промежутках между расчетами необходимого количества метанола для предупреждения гидратообразования в УНТС влагосодержание поступающего газа на вход установки увеличится, в таком случае с высокой степенью вероятности произойдет образование гидратов в АВО и ТО. Именно поэтому, чтобы оперативно реагировать на возможное увеличение влагосодержания добываемой газожидкостной смеси, поступающей на вход УНТС, и исключить образование гидратов на установке, часть ингибитора необходимо подавать непосредственно на вход второго защищаемого участка - перед АВО (на фиг. точка 2). Очевидно, и в этом случае происходят потери метанола с осушенным газом, но это, по сравнению со случаем, когда метанол полностью подается в точку перед защищаемыми участками УНТС, значительно меньше, что свидетельствует об эффективности заявляемого способа.

Для определения расчетного количества метанола, которое необходимо подавать на все защищаемые участки УНТС, АСУ ТП 24 производит измерение параметров технологических процессов УНТС с помощью датчиков, установленных в соответствующих местах и контролирует их значения. Далее АСУ ТП 24, на основании всего комплекса измеряемых данных, осуществляет расчет необходимого количества метанола, которое требуется подавать на защищаемые участки. Этот расчет АСУ ТП осуществляет в соответствии со способом, описанном в патенте РФ №2709048. Учитывая особенности Заполярного НГКМ, в состав первого защищаемого участка входит только сепаратор первой ступени 14.

После определения количества регенерированного метанола, необходимого для защиты каждого участка, определяют общий (суммарный) расход регенерированного метанола по УНТС. Далее опытным путем решают задачу оптимального распределения этого метанола, подаваемого для предупреждения гидратообразования между КГС и перед оборудованием УКПГ с учетом общих требований, гарантирующих практически равномерное распределение концентрации метанола во всех сечениях аппаратуры, участвующей в подготовке добываемой газоконденсатной смеси к дальнему транспорту до ее подхода к участкам технологической цепочки, где потенциально возможно гидратообразование в случаях неравномерного распределения ингибитора по поперечным сечениям потока.

С этой целью на третей технологической линии УКПГ-1 В Заполярного НГКМ (в состав УКПГ-1 В входит четыре технологической линии - УНТС, из которых эксплуатируется одновременно три, и одна находится на резерве) был проведен специальный эксперимент, который позволил выяснить условия, при которых реализуется наиболее стабильный технологический режим УНТС. Для этого определялось распределение объемов подачи метанола между КГС и перед оборудованием УКПГ. Наилучшие результаты удалось достичь, если в точки ввода №1, расположенные в начале шлейфов кустов добывающих газовых скважин, подавать 70% регенерированного метанола, а в точку ввода №2 - 30% (см. приложение к заявке: Отчет о работе по результатам выполнения рекомендаций ИТЦ, изложенных в акте испытаний по оптимизации расхода метанола на УКПГ-1 В ЗНГКМ от 28.11.2016). Таким образом решается объектно-ориентированная задача подачи регенерированного метанола в точки его ввода защищаемых участков установки для каждого НГКМ, позволяя учесть все его особенности, которые могут влиять на технологический процесс подготовки природного газа и газоконденсатной смеси к дальнему транспорту.

Дальнейший опыт эксплуатации УНТС на УКПГ-1 В, а также УКПГ-2 В на ЗНГКМ подтвердил результаты проведенного эксперимента на третей технологической линии УКПГ-1 В и показал, что наиболее стабильный режим для предупреждения гидратообразования в УНТС наблюдается, когда в точки ввода №1 в начале ГСС подается 70% регенерированного метанола, распределив это количество пропорционально производительности по добыче кустов скважин, а в точку ввода №2 - 30% его суммарного расхода.

Способ автоматического управления подачей ингибитора для предупреждения гидратообразования на УНТС, эксплуатируемых на Крайнем Севере, реализован в ПАО «Газпром» ООО «Газпром добыча Ямбург» на Заполярном НГКМ УКПГ-1 В и УКПГ-2 В. Результаты эксплуатации показали его высокую эффективность. Заявляемое изобретение может широко использоваться и на других действующих и вновь осваиваемых НГКМ РФ.

Применение данного способа позволяет оптимизировать расход ингибитора для предупреждения гидратообразования на УНТС и эффективно организовать режим работы УНТС, что сказывается на конечной стоимости продукции, поставляемым потребителям.

Способ автоматического управления подачей ингибитора для предупреждения гидратообразования в установках низкотемпературной сепарации газа - УНТС, эксплуатируемых на Крайнем Севере, включающий автоматизированную систему управления технологическим процессом -АСУ ТП, которая осуществляет контроль расхода ингибитора - метанола, управляет расходом ингибитора с помощью клапан-регулятора - КР подачи ингибитора, контролирует давление и температуру в сепараторах, контролирует концентрацию регенерированного ингибитора и вычисляет по этим параметрам в системе управления задания КР на подачу необходимого объема ингибитора, который подает в точки перед защищаемыми участками, контролирует расход газоконденсатной смеси на входе и выходе сепаратора первой ступени сепарации, температуру и давление газоконденсатной смеси на входной линии УНТС, в сепараторе первой ступени сепарации, промежуточном и низкотемпературном сепараторе, концентрацию ингибитора в водном растворе на выходе разделителей жидкостей - РЖ сепаратора первой ступени сепарации, промежуточного и низкотемпературного сепаратора, концентрацию регенерированного ингибитора, подаваемого на все защищаемые участки УНТС, и осуществляет индивидуальный контроль его расхода по каждой точке ввода, отличающийся тем, что подают от 60% и до 80% расчетного значения регенерированного метанола в точки ввода, расположенные в начале шлейфов кустов добывающих газовых скважин пропорционально их производительности по добыче газоконденсатной смеси, и от 40% и до 20% расчетного значения регенерированного метанола в точку его ввода в технологическую линию после сепаратора первой ступени сепарации газа, при этом точное соотношение подачи регенерированного метанола из указанного диапазона в точки ввода защищаемых участков установки каждого конкретного газодобывающего комплекса определяют по результатам натурного эксперимента, который проводят не реже одного раза в год.