 |
|
Обозначения и сокращения
Министерство природных ресурсов Российской Федерации
Научно-исследовательский проектный институт нефти и газа РАЕН
Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт
ОАО ВНИИнефть имени академика А.П.Крылова
Утверждаю
Руководство
«Создание и использование постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождений углеводородного сырья»
Согласовано Согласовано
И.о. директора НИПИ Генеральный директор
нефти и газа РАЕН ОАО «ВНИИнефть»
Э.А.Рыбалов В.С.Рудая
«___» ____________ 2006 г «___» ___________ 2006 г
МОСКВА 2006 г.
РУКОВОДСТВО «Разработка и использование постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождений углеводородного сырья» подготовлено по заданию НИПИ нефти и газа РАЕН сотрудниками ОАО «ВНИИнефть» им. А.П.Крылова Максимовым М.М., Денисовым С.Б., Рыбицкой Л.П. В основу документа положен «Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газовых месторождений» РД 153-39.0-047-00.
РД 153-39.0-047-00 разработан под руководством В.З. Гарипова и Н.Н. Лисовского специалистами ОАО ВНИИнефть им. А.П.Крылова, ОАО ЦГЭ, РГУНГ им. И.М.Губкина, ИПНГ РАН, ИГиРГИ, НИПИ ИНПЕТРО с участием специалистов нефтяных предприятий, научно-исследовательских и проектных организаций, субъектов РФ, министерств и ведомств РФ.
Авторы РД 153-39.0-047-00:
Редакция: к.г.-м.н. Закревский К.Е., к.г.-м.н. Максимов М.М., Динариев О.Ю.
от ОАО ВНИИнефть − д.т.н., акад. РАЕН Жданов С.А., д.т.н.; акад. РАЕН Баишев Б.Т., к.г.-м.н. Иоффе О.П., к.г.-м.н. Максимов М.М., Подлапкин В.И., к.т.н. Рыбицкая Л.П., д.г.-м.н. Черницкий А.В.
от ОАО ЦГЭ− д.т.н., акад. РАЕН Кашик A.С., д.т.н., акад. РАЕН Гогоненков Г.Н., д.т.н. Авербух А.Г., к.т.н. Билибин С.И., Горюнов Г.П., д.т.н. Денисов С.Б., д.г.-м.н. Дьяконова Т.Ф., к.г.-м.н. Закревский К.Е., к.г.-м.н. Чуринова И.М.
от ООО Алджеок − Динариев О.Ю.
от РГУНГ им. И.М.Губкина − к.г.-м.н., проф. Гутман И.С., д.г.-м.н., проф. Чоловский И.П., к.т.н. Стрижов И.Н.
от ИГиРГИ − д.г.-м.н., проф., акад. РАЕН Халимов Э.М.
от ИПНГ РАН − д.т.н., проф. Закиров С.Н., д.т:н. Брусиловский А.И., к.т.н. Закиров Э.С., к.т.н. Юфин П.А.
от ЗАО ОНИКС − Болотник Д:Н.
от Центра инжиниринга и технологий НК ЮКОС − Рогачев М.Б., д.т.н. Першуков В.А., д.т.н. Шандрыгин А.Н.
от НИПП ИНПЕТРО − к.т.н. Кац P.M., д.т.н. Каневская Р.Д., к.т.н. Королев А.В.
от ОАО ТомскНИПИнефть − к.т.н. Кошовкин И.Н., Иванова И.С, к.ф.-м.н. Панков В.Н.
от ДЗАО НижневартовскНИПИнефть − к.т.н., акад. РАЕН Андреева Н.Н.
от ОАО ПермНИПИнефть − к.г.-м.н. Лядова Н.А., к.г.-м.н. Некрасов А.С., к.т.н. Распопов А.В.
от Комитета природных ресурсов и Администрации ХМАО − Карасев В.И., Сергеева Н.А., к.г.-м.н. Толстолыткин И.П., Тренин Ю.А., Торопов С.В., Шпильман А.В., к.г.-м.н. Сидоров А.Н, к.г.-м.н. Пятков В.И, к.г.-м.н. Яковлев В.М.
от Минтопэнерго РФ − Коршунов А.Ю., Акимов B.C., Храмов П.Ф.
от ОАО Варьеганнефтегаз − Гайдуков В.Н.
от ООО НК ЛУКойл − акад. РИА Лесничий В.Ф., к.г.-м.н. Щербаков В.П.
от ООО ЛУКойл-Западная Сибирь − Садыков М.Р., Шевелова Г.Е.
от ОАО ТНК − к.т.н. Желтов М.Ю.
от ОАО НК Роснефть − к.т.н. Хачатуров P.M., к.г.-м.н Павлов В.П.
от ОАО Оренбургнефть − Постоенко П.И., к.г.-м.н. Никифоров И.А.
от ОАО Удмуртнефть и УдмуртНИПИнефть − д.т.н., проф., акад. РАЕН УИА Сучков Б.М., к.ф.-м.н., акад. УИА Зубов Н.В., к.г.-м.н., акад. УИА Струкова H.А.
от СК ПетроАльянс − к.т.н. Гавура А.В., к.т н. Дзюба В.И.
Принимали участие:
от ОАО ЦГЭ − к.т.н. Ахапкин М.Ю., Евстифеев В.И., к.т.н. Епишин, к.ф.-м.н. Еременко Е.Н., Терехова Е.А., Шаевский О.Ю., Шурыгина О.В.
от ВНИИГеофизика − к.г.-м.н. Ерхов В.А.
от ОАО Тюменнефтегеофизика − Швецов А.Е.
от РИС Оверсиз − к.т.н. Забродин Д.П.
от НПЦ Тверьгсофизика − д.г.-м.н. Яценко Г.Г.
от ОАО Гипротюменнефтегаз − Киршенбаум Р.П.
от Минэкономики РФ − к.т.н. Шамраев Н.Г., Каменев В.Н.
от Минприроды РФ и ГКЗ МПР РФ − Келлер М.Б., Звонарева Л. , к.э.н. Розман М.С.
от Минприроды Республики Коми и ПечорНИПИнефть − Боровинских А., Печерный В.В.
от Госгортехнадзора РФ − к.т.н. Субботин А.И., Рогайло Д.С.
от Госгортехнадзора РФ Тюменского округа − Бушмакин Э.Д., Зубарев Д.И.
от АНК Башнефть и БашНИПИнефть − Исхаков И.А., д.г.-м.н., акад. PAЕН Лозин Е.В., к.т.н. Родионов В.П., Минликаев В.3., Баймухаметов Т.К.
от ООО ЛУКойл-Пермнефть − Фусс В.А., Ермаков А.В.
от ООО ЛУКойл-Нижневолжскнефть − к.г.-м.н. Саблин А.С., Шафран В.М.
от ОАО Нижневартовскнефтегаз − Шарифуллин Ф.А., Акчурина Н., Сорокина О.И.
В соответствии с заданием в новой редакции Руководства учтены рекомендации и решения Центральной комиссии по разработке полезных ископаемых Роснедра, накопленный опыт моделирования и применения моделей для решения задач подсчета запасов, подготовки ТЭО КИН, проектных документов.
Содержание
Введение. 6
ЧАСТЬ I. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СОЗДАНИЮ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ.. 8
1 Определения. 8
2 Обозначения и сокращения. 12
3 Основные принципы разработки и использования постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождений углеводородного сырья. 14
4 Техническое задание на создание постоянно действующих геолого-технологических моделей 19
5. Требования к содержанию и оформлению документации. 21
геолого-технологических моделей. 21
6. Экспертиза ПДГТМ при рассмотрении технологических документов. 24
на ЦКР и ТО ЦКР. 24
ЧАСТЬ II. ТЕХНОЛОГИЯ СОЗДАНИЯ МОДЕЛЕЙ. 27
Реферат. 27
Введение. 27
1. Характеристика месторождения. 27
1.1. Общие сведения о месторождении. 27
1.2. Геолого-геофизическая изученность. 28
1.3. Геологическое строение района работ и месторождения. 28
1.4. Нефтегазоносность. 28
1.5. Гидрогеологические и геокриологические условия. 29
1.6. Характеристика ФЕС и толщин пластов. 29
1.7. Физико-химические свойства пластовых флюидов. 30
1.8. Результаты испытаний и гидродинамических исследований скважин. 30
1.9. Запасы углеводородов. 30
1.10. Краткие сведения о текущем состоянии разработки. 30
2. ЦИФРОВАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ. 31
2.1. Исходные данные для построения цифровой геологической модели. 31
2.2. Построение цифровых геологических моделей. 38
2.3. Подсчет запасов углеводородов. 46
2.4. Оценка достоверности моделей продуктивных пластов. 48
3. ЦИФРОВАЯ ФИЛЬТРАЦИОННАЯ МОДЕЛЬ. 50
3.1. Математические модели расчета фильтрационных процессов на месторождении. 50
3.2. Исходные данные для построения цифровых фильтрационных моделей. 51
3.3. Требования к точности исходных данных. 58
3.4. Создание фильтрационной модели. 59
3.5. Этапы построения фильтрационной модели. 63
3.6. Уточнение параметров (адаптация) фильтрационной модели на основе анализа истории разработки 70
4. ФОРМЫ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ.. 71
4.1 Выходные данные - результаты построения геологических моделей. 71
4.2. Выходные данные - результаты расчетов программ фильтрации. 72
ЗАКЛЮЧЕНИЕ.. 74
ЧАСТЬ III. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОРГАНИЗАЦИИ РАБОТ ПО СОЗДАНИЮ И ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩИХ.. 75
ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ.. 75
1. ИНТЕГРИРОВАННАЯ БАЗА ДАННЫХ ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩЕЙ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ.. 75
1.1. Общие требования к организации единого информационного обеспечения ПДГТМ 75
1.2. Требования к системе управления базами данных (СУБД) 75
2. ТРЕБОВАНИЯ К ПРОГРАММНО-ТЕХНИЧЕСКИМ СРЕДСТВАМ ДЛЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ.. 76
ЛИТЕРАТУРА.. 78
Приложение I СТРУКТУРНЫЕ УРОВНИ И СТАДИИ СОЗДАНИЯ ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩЕЙ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ.. 88
1. СТРУКТУРНЫЕ УРОВНИ, НА КОТОРЫХ СОЗДАЮТСЯ ПОСТОЯННО-ДЕЙСТВУЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ.. 88
2. СТАДИИ СОЗДАНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ.. 93
Приложение II ТАБЛИЧНЫЕ ПРИЛОЖЕНИЯ.. 95
Введение
Нефтегазодобывающая отрасль является базовой отраслью народного хозяйства страны. Эффективность ее функционирования во многом определяет состояние экономики страны.
Закончившийся двадцатый век характеризуется окончанием эры упрощенных подходов к процессам разработки месторождений нефти и газа. Одним из главных направлений повышения качества проектирования, управления и контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений является применение компьютерных постоянно-действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ).
При построении на базе всей совокупности имеющихся геолого-геофизических и промысловых данных постоянно действующих геолого-технологических моделей недропользователь имеет возможность отслеживать в динамике выработку остаточных запасов углеводородов, точнее прогнозировать добычу нефти и газа, моделировать геолого-технические мероприятия по повышению эффективности работы предприятия, более обоснованно рассчитывать наиболее рациональные и экономически эффективные варианты разработки продуктивных пластов.
ПДГТМ могут использоваться при составлении проектных документов и самостоятельно для изучения природно-технологических объектов и оптимизации процесса эксплуатации, содержащихся запасов углеводородов при текущем управлении процессом разработки.
В настоящее время в России идет процесс внедрения передовых компьютерных технологий в практику проектирования и управления разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений. Наиболее прогрессивным представляется применение для построения ПДГТМ программных продуктов, позволяющих оперировать с геологической и технологической информацией во всем ее объеме (3D) и с учетом изменений во времени (4D).
Постоянно-действующие модели становятся в руках технологов-разработчиков мощным орудием, позволяющим:
· целенаправленно и эффективно уточнять модель пласта, корректировать систему разработки на каждом этапе познания залежи с целью улучшения технико-экономических показателей добычи и повышения коэффициентов углеводородоотдачи недр;
· обосновывать оптимальную стратегию доразведки и доразработки месторождения и составлять соответствующий проектный документ для представления на ЦКР и ТО ЦКР.
Вследствие этих очевидных и других, излагаемых далее, достоинств, ПДГТМ являются важнейшим компонентом научно-технического прогресса в отраслях нефтегазового комплекса. По этой причине необходимость их создания специально оговаривается в лицензионных соглашениях на разработку месторождений.
Настоящее «Руководство» детализирует требования к постоянно-действующим геолого-технологическим моделям нефтяных и газонефтяных месторождений, применяемым при составлении документов.
Построение геолого-технологических моделей рассматривается применительно к этапу подготовки месторождений к разработке и этапу эксплуатации месторождений. «Руководство» в разделе гидродинамических моделей значительной мере сориентировано на залежи и месторождения нефти, разрабатываемые при поддержании пластового давления путем заводнения и на естественном режиме.
Во-первых, это связано с преобладающим числом таких месторождений, находящихся в эксплуатации. Во-вторых, учет всех типов месторождений и технологий сильно увеличил бы объем «Руководства». В-третьих, следует иметь в виду, что изложенные в «Руководстве» принципы и положения остаются в силе для всех других типов месторождений природных углеводородов и технологий нефтеизвлечения и позволяют учитывать их специфические особенности.
ЧАСТЬ I. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СОЗДАНИЮ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ
Определения
1.1. Адресная постоянно-действующая геолого-технологическая модель (ПДГТМ) - это объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного объекта, позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке в объеме резервуара, непрерывно уточняющаяся на основе новых данных на протяжении всего периода эксплуатации месторождения.
Постоянно действующие геолого-технологические модели, построенные в рамках единой компьютерной технологии, представляют совокупность:
· цифровой интегрированной базы геологической, геофизической, гидродинамической и промысловой информации;
· цифровой трехмерной адресной геологической модели месторождения (залежей);
· двухмерных и трехмерных, трехфазных и композиционных, физически содержательных фильтрационных (гидродинамических) математических моделей процессов разработки;
· программных средств построения, просмотра, редактирования цифровой геологической модели, подсчета балансовых запасов нефти, газа и конденсата;
· программных средств для пересчета параметров геологической модели в параметры фильтрационной модели и их корректировки;
· программ оптимизации процесса разработки по заданным технологическим и экономическим ограничениям и критериям;
· программных средств и технологий, позволяющих по установленным в процессе моделирования правилам уточнять модели по мере постоянного поступления текущих данных, порождаемых в процессе освоения и разработки месторождений;
· программных средств выдачи отчетной графики, хранения и архивации получаемых результатов;
· базы знаний и экспертных систем, используемых при принятии решений по управлению процессом разработки.
1.2. Под цифровой трехмерной адресной геологической моделью (ГМ) месторождения понимается представление продуктивных пластов и вмещающей их геологической среды в виде набора цифровых карт (двухмерных сеток) или трехмерной сетки ячеек, характеризующих:
· пространственное положение в объеме резервуара коллекторов и разделяющих их непроницаемых (слабопроницаемых) прослоев;
· пространственное положение стратиграфических границ продуктивных пластов (седиментационных циклов);
· пространственное положение литологических границ в пределах пластов, тектонических нарушений и амплитуд их смещений;
· идентификаторы циклов, объектов, границ (пластов, пачек, пропластков);
· средние значения в ячейках сетки фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), позволяющих рассчитать начальные и текущие запасы углеводородов;
· пространственное положение начальных и текущих флюидных контактов;
· пространственные координаты скважин (пластопересечения, альтитуды, координаты устьев, данные инклинометрии).
Возможно также представление модели в виде набора объемных функций, позволяющих получать цифровые сетки указанных выше параметров.
1.2.1. Программный комплекс ГМ должен обеспечивать (вычисления, получение файлов, просмотр на экране, получение твердых копий):
· формирование модели в виде, требуемом для передачи в системы фильтрационного моделирования;
· формирование сеток и построение карт параметров пласта, структурных и литологических карт;
· построение геологических и палеопрофилей, просмотр каротажных диаграмм, результатов обработки и интерпретации ГИС;
· просмотр результатов интерпретации 2D и 3D сейсморазведки, включая результаты трассирования горизонтов, выделения тектонических нарушений, карт изохрон, глубин и сейсмических атрибутов, положение сейсмических профилей, площади 3D сейсморазведки;
· дифференцированный подсчет запасов нефти, газа и конденсата.
1.2.2. Программный комплекс ГМ должен иметь информационную связь с интегрированной базой данных для оперативного получения сведений о результатах исследований скважин, интервалах перфорации, динамике работы скважин, состоянии фонда скважин, проведенных на скважинах ГТМ, истории бурения и испытаний скважин.
Он должен обеспечивать выполнение вычислений, получение файлов, просмотр данных на экране, получение твердых копий.
1.3. Под цифровой фильтрационной (гидродинамической) моделью (ФМ) понимают совокупность представления объекта в виде трехмерной сетки ячеек, каждая из которых характеризуется набором идентификаторов и параметров геологической модели, дополнительно включая:
· фильтрационные параметры - относительные фазовые проницаемости, капиллярные давления, данные PVT и другие дополнительные данные;
· массив данных по скважинам, который содержит - интервалы перфорации, радиус скважины, пластовое или забойное давление, данные о дебитах (расходах) фаз, коэффициенты продуктивности (приемистости) скважин, сведения об ОПЗ, РИР, ГРП, результатах испытаний, обустройстве месторождения. Указанные сведения должны охватывать весь период разработки объекта.
1.3.1. Программный комплекс ФМ должен осуществлять:
· численное решение уравнений сохранения и фильтрации фаз или компонентов,
· анализ фильтрационных течений и расчетных технологических показателей,
· выбор мероприятий по регулированию процесса разработки,
· редактирование модели при внесении новых данных.
В программах фильтрации рекомендуется обеспечивать пользователя удобным интерфейсом, облегчающим просмотр и анализ результатов расчетов.
1.3.2. Фильтрационные модели должны учитывать все основные геолого-физические и технологические факторы моделируемого (реализуемого) процесса разработки:
· многопластовый характер эксплуатационных объектов,
· неоднородность пластов по толщине и простиранию, их линзовидность и прерывистость,
· многофазность и многокомпонентность фильтрационных потоков,
· капиллярные и гравитационные силы,
· порядок разбуривания, систему размещения и режимы работы скважин, их интерференцию.
1.3.3. Фильтрационная модель отличается от геологической модели наличием дополнительных параметров, большей схематизацией строения, возможным объединением нескольких геологических объектов в единый объект моделирования. При наличии истории разработки необходима адаптация ФМ к данным разработки, что также отличает ее от геологической модели.
1.4. Под адаптацией моделипонимается коррекция определенных параметров модели на основе согласования результатов расчетов, когда технологические показатели предшествующего периода разработки, полученные на модели, согласуются с фактической динамикой разбуривания объектов, добычи нефти, закачки агентов, пластовых и забойных давлений, обводненности продукции скважин и газовых факторов.
Модель, используемая для прогноза коэффициента нефтеизвлечения и технологических показателей, идентифицируется с реальными параметрами пласта. По истории разработки пласта, его части или первоочередного участка уточняется первоначально принятая цифровая геологическая модель и параметры фильтрационной модели в результате следующих действий:
· уточнения фильтрационных и емкостных параметров объекта;
· уточнения функций относительных (модифицированных) фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды;
· уточнения энергетической характеристики объекта, в частности, степени активности газовой шапки, законтурной и подошвенной зон продуктивного пласта;
· оценки выработки запасов нефти на отдельных участках пластов, потерь нефти и конденсата в газовой шапке, выявления зон повышенной и пониженной нефтенасыщенности.
· уточнения геометрических характеристик залежей, проводимости разломов, параметров трещиноватости и т.д.
1.5. Под технологией построения ПДГТМ понимается отработанная последовательность выполнения этапов работ по построению модели и их взаимная согласованность, основанная на имеющихся программных и технических средствах, научном и производственном опыте исполнителей, соответствующая требованиям руководящих документов по проектированию разработки месторождений.
1.6. Регламент по проектированию - Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-007-96)
Обозначения и сокращения
ЦКР Роснедра - Центральная комиссия по разработке месторождений полезных ископаемых Федерального агентства по недропользованию.
ТО ЦКР Роснедра Территориальные отделения Центральной комиссии по разработке месторождений полезных ископаемых (углеводородное сырье).
ГКЗ МПР РФ - Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых Министерства природных ресурсов Российской Федерации
3D - трехмерные.
АК - акустический каротаж.
АКШ - широкополосный акустический каротаж.
ASCII - Американский стандартный код для обмена информацией.
ВНЗ - водонефтяные зоны.
ВНК- водонефтяной контакт.
ВСП - вертикальное сейсмическое профилирование.
ВЧР - верхняя часть разреза.
ГВК - газоводяной контакт.
ГГК - гамма-гамма каротаж.
ГНВЗ - газонефтеводяные зоны.
ГДИ - гидродинамические исследования.
ГИС- геофизические исследования скважин.
ГМ - геологическая модель.
ГНЗ- газонефтяные зоны.
ГНК - газонефтяной контакт.
ГОСТ - Государственный стандарт.
ГРП- гидравлический разрыв пласта.
ГТМ- геолого-технические мероприятия.
ЕАГО - Евро-Азиатское геофизическое общество.
ИВЦ - информационно-вычислительный центр.
ИННК - импульсный нейтрон-нейтронный каротаж.
КВД - кривая восстановления давления.
КВУ - кривая восстановления уровня.
КИН - коэффициент извлечения нефти.
МПГС - метод прослеживания горизонтов в скважине.
МПР РФ - Министерство природных ресурсов Российской Федерации.
Минтопэнерго РФ - Министерство топлива и энергетики Российской Федерации.
МУН - методы увеличения нефтеотдачи.
МЭР - месячный эксплуатационный рапорт.
НГДП - нефтегазодобывающее предприятие.
ОПЗ - обработка призабойных зон.
ОСТ - отраслевой стандарт.
ОФП - относительные фазовые проницаемости.
ПАВ - поверхностно-активные вещества.
ПАК - псевдоакустический каротаж.
ПДГТМ - постоянно действующая геолого-технологическая модель.
ПДМ - постоянно-действующая модель.
РД- руководящий документ.
РИР- ремонтно-изоляционные работы.
PVT– соотношения физических параметров: давление - объем – температура.
РНО - раствор на нефтяной основе.
СИ - международная система единиц измерений.
СУБД - система управления базой данных.
С/O - кислород-углеродный каротаж.
ССК - сейсмокаротаж.
ТЭО - технико-экономическое обоснование.
ФЕС- фильтрационно-емкостные свойства.
ФМ - фильтрационная модель.
ЧНЗ - чисто нефтяные зоны.
ШФЛУ- широкая фракция легких углеводородов.
ЭВМ- электронная вычислительная машина (компьютер).