EA035683B1 - Способ разработки морских нефтяных месторождений заводнением - Google Patents
Способ разработки морских нефтяных месторождений заводнением Download PDFInfo
- Publication number
- EA035683B1 EA035683B1 EA201900184A EA201900184A EA035683B1 EA 035683 B1 EA035683 B1 EA 035683B1 EA 201900184 A EA201900184 A EA 201900184A EA 201900184 A EA201900184 A EA 201900184A EA 035683 B1 EA035683 B1 EA 035683B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- acid
- seawater
- oil
- sodium salt
- waterflooding
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims abstract description 28
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 16
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 9
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 229920002594 Polyethylene Glycol 8000 Polymers 0.000 claims abstract description 6
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 6
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 125000000267 glycino group Chemical group [H]N([*])C([H])([H])C(=O)O[H] 0.000 claims abstract description 4
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- NQPDZGIKBAWPEJ-UHFFFAOYSA-N valeric acid Chemical compound CCCCC(O)=O NQPDZGIKBAWPEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 6
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 9
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 6
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 6
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 5
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 4
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 4
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 4
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 4
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical class [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L calcium carbonate Substances [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 235000010216 calcium carbonate Nutrition 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 235000011160 magnesium carbonates Nutrition 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004353 Polyethylene glycol 8000 Substances 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 235000014380 magnesium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229940085678 polyethylene glycol 8000 Drugs 0.000 description 1
- 235000019446 polyethylene glycol 8000 Nutrition 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B82—NANOTECHNOLOGY
- B82Y—SPECIFIC USES OR APPLICATIONS OF NANOSTRUCTURES; MEASUREMENT OR ANALYSIS OF NANOSTRUCTURES; MANUFACTURE OR TREATMENT OF NANOSTRUCTURES
- B82Y30/00—Nanotechnology for materials or surface science, e.g. nanocomposites
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Nanotechnology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Composite Materials (AREA)
- Condensed Matter Physics & Semiconductors (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к гидродинамическим способам повышения нефтеотдачи пласта. Задачей изобретения является увеличение нефтеотдачи морских нефтяных месторождений при заводнении пластов морской водой с применением химических реагентов для снижения межфазного поверхностного натяжения на границе вода-нефть и создания структурного расклинивающего давления на трехфазной границе. Поставленная задача решается тем, что в способе разработки морских нефтяных месторождений заводнением, включающем введение в морскую воду соли натрия с последующей закачкой ее в залежь, после введения в морскую воду соли натрия ее смешивают с кислотой и добавляют стабилизатор, при этом в качестве соли натрия используют карбонат натрия, в качестве кислоты используют (2-бис(карбоксиметил)амино)пентановую или азотную кислоту, а в качестве стабилизатора ПЭГ8000 в соотношении, мас.%: карбонат натрия - 9, кислота - 10, ПЭГ8000 - 0.5 и морская вода - остальное.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к гидродинамическим способам повышения нефтеотдачи пласта.
Основными аналогами заявляемого изобретения являются способы повышения нефтеотдачи пластов с применением различных технологий отмыва остаточной нефти, находящейся в пласте, водными растворами поверхностно-активных веществ путем закачки их через нагнетательные скважины.
Известен способ повышения нефтеотдачи пласта, заключающийся в закачке воды через нагнетательную скважину и добычу флюида через добывающие скважины с определением параметров пласта путем анализа кривой падения давления в нагнетательной скважине [1].
Основным недостатком способа является низкая эффективность процесса разработки морских нефтяных месторождений.
Наиболее близким к заявляемому способу является способ разработки морских нефтяных месторождений заводнением, включающий введение в морскую воду алкилбензолсульфанатов натрия с последующей закачкой ее в залежь через нагнетательные скважины, где с целью увеличения текущего уровня закачки реагента и добычи нефти при одновременном сокращении сроков разработки месторождений, перед введением в морскую воду алкилбензолсульфанатов натрия ее смешивают с соляной кислотой, соляную кислоту используют в количестве 30-50% от массы алкилбензолсульфанатов натрия [2].
Основным недостатком является нестабильность полученного раствора, а также его невысокая нефтевытесняющая способность.
Задачей изобретения является увеличение нефтеотдачи морских нефтяных месторождений при заводнении пластов морской водой с применением химических реагентов для снижения межфазного поверхностного натяжения на границе вода-нефть и создания структурного расклинивающего давления на трехфазной границе.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки морских нефтяных месторождений заводнением, включающем введение в морскую воду соли натрия с последующей закачкой ее в залежь, после введения в морскую воду соли натрия ее смешивают с кислотой и добавляют стабилизатор, при этом в качестве соли натрия используют карбонат натрия, в качестве кислоты используют (2-бис(карбоксиметил)амино)пентановую или азотную кислоту, а в качестве стабилизатора ПЭГ8000 в соотношении, мас.%: карбонат натрия - 9, кислота - 10, ПЭГ8000 - 0.5 и морская вода - остальное.
Сущность изобретения состоит в повышении эффективности нефтевытеснения новым способом предварительным осаждением ионов Са+2 и Mg+2 в закачиваемой морской воде посредством введения карбоната натрия в нее и последующей пептизацией этого раствора азотной или органической кислотой и стабилизацией полученной наножидкости посредством ПЭГ. Для указанной цели всесторонне исследовались коллоидные растворы на основе морской воды, полученные пептизацией осадков и добавлением полимерных наночастиц, которые в себе синэргетически объединяли положительные свойства по нефтевытеснению как низко соленой морской воды, так и нанофлюида.
Снижение межфазного поверхностного натяжения на границе вода-нефть, а также создание структурного расклинивающего давления на трехфазной границе предлагаемым способом приводит к росту нефтеотдачи при применении полученной наножидкости в однородном и неоднородном пластах.
На первом этапе в морскую воду было добавлено необходимое количество Na2CO3 для осаждения ионов Са+2 и Mg+2, присутствующих в морской воде:
INa2CO3 + Са+2 -> СаСО3 + 2Na+
Na2CO3 + Mg+2 -> MgCO3 + 2Na+
В результате возникшие карбонаты кальция и магния осаждаются. рН раствора с добавлением соли Na2CO3 растет в соответствии с формулой водородного показателя и доходит до 10.6 при полном осаждении карбонатов кальция и магния при концентрации соли Na2CO3, равной 9 мас.%. Во втором этапе, добавляя постепенно (доводя рН до 7 в соответствии с формулой водородного показателя) в полученную смесь необходимое количество пептизатора - азотной или органической кислоты ((2-бис(карбоксиметил)амино)пентановая кислота (Sigma-Aldrich), добиваются перехода всех осадков (СаСО3 и MgCO3) обратно в объем коллоидного раствора, что достигается при концентрации пептизатора, равной 10 мас.%. При этом частицы равномерно распределяются во всем объеме жидкости:
СаСО3 + 2HNO3 Ca(NO3)2
MgCO3 + 2HNO3 -» Mg(NO3)2
Получается однородный прозрачный коллоидный раствор - наножидкость, размеры (d ) наночастиц которой, установленные по DLS и SEM, составляют 8-10 nm. Добавлением в эти растворы определенного количества (0.5 мас.%) полиэтиленгликоля 8000 (Sigma-Aldrich) получается стабильная наножидкость, что весьма важно при применении наножидкостей. Раствор проявлял новые реологические свойства, значение коэффициента поверхностного натяжения (σ) сильно снизилось, по щелочности (рН) раствор становился нейтральным и проявлял высокую стабильность (табл. 1, η - вязкость, τ0 - предельное напряжение).
- 1 035683
Таблица 1
| Закачиваемая композиция | d, нм | σ, мН/м | η, сП | То, Па | рн |
| Морская вода+Ка2СОз+НМОз+ПЭГ | 10 | 6.22 | 1.46 | 0.35 | 7 |
| Морская вода+Ка2СО3+органическая кислота+ПЭГ | 10 | 6.46 | 1,82 | 0.39 | 7 |
В табл.2 указаны данные по нефтевытеснению при разработке пористой среды, изготовленной на основе кварцевого песка и глины, предварительно насыщенной нефтью и водой (Va/Vm - отношение закачанного объема к объему пор), предложенным способом и по прототипу.
Таблица 2
| Способ разработки | Коэффициент вытеснения остаточной нефти | Повышение нефтевытеснения, % | v,/vm |
| Морская вода | 0.493 | 2.05 | |
| Морская вода+ алкилбензолсульфанат натрия +соляная к-та | 0.590 | 10 | ' 6.5 |
| Морская вода +Иа2СО3+НИО3+ПЭГ | 0.643 | 15 | 6.77 |
| Морская вода +Na2CO3+ орг.кисл.+ПЭГ | 0.691 | 19.8 | 5.26 |
Как видно из табл. 2, при вытеснении остаточной нефти повышение нефтевытеснения по сравнению со случаем заводнения морской водой по прототипу (10%) в случае использования коллоидных суспензий предложенным способом выше 15% (морская вода +Ka2CO3+HNO3+n3r) и -20% (морская вода +Na2CO3+ орг.кисл.+ПЭГ).
Литература
1. RU 2092681, Е21В 43/20, 1997.
2. SU 1624131, Е21В 43/22, 43/01, 1988.
Claims (1)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯСпособ разработки морских нефтяных месторождений заводнением, включающий введение в морскую воду соли натрия с последующей закачкой ее в залежь, отличающийся тем, что после введения в морскую воду соли натрия ее смешивают с кислотой и добавляют стабилизатор, при этом в качестве соли натрия используют карбонат натрия, в качестве кислоты используют (2-бис(карбоксиметил)амино)пентановую или азотную кислоту, а в качестве стабилизатора - ПЭГ8000 в соотношении, мас.%: карбонат натрия - 9, кислота - 10, ПЭГ8000 - 0.5 и морская вода - остальное.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201900184A EA035683B1 (ru) | 2019-02-14 | 2019-02-14 | Способ разработки морских нефтяных месторождений заводнением |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201900184A EA035683B1 (ru) | 2019-02-14 | 2019-02-14 | Способ разработки морских нефтяных месторождений заводнением |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201900184A1 EA201900184A1 (ru) | 2020-07-23 |
| EA035683B1 true EA035683B1 (ru) | 2020-07-24 |
Family
ID=71833508
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201900184A EA035683B1 (ru) | 2019-02-14 | 2019-02-14 | Способ разработки морских нефтяных месторождений заводнением |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA035683B1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1624131A1 (ru) * | 1988-10-25 | 1991-01-30 | Государственный научно-исследовательский и проектный институт по освоению месторождений нефти и газа "Гипроморнефтегаз" | Способ разработки морских нефт ных месторождений заводнением |
| RU2083809C1 (ru) * | 1996-09-30 | 1997-07-10 | Закрытое акционерное общество "Интойл" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
| RU2090746C1 (ru) * | 1996-02-05 | 1997-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Иджат ЛТД" | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением |
| RU2092681C1 (ru) * | 1993-04-23 | 1997-10-10 | Акционерное общество закрытого типа "Черногорпатент" | Способ повышения нефтеотдачи пласта |
| WO2015007749A1 (en) * | 2013-07-17 | 2015-01-22 | Bp Exploration Operating Company Limited | Oil recovery method |
-
2019
- 2019-02-14 EA EA201900184A patent/EA035683B1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1624131A1 (ru) * | 1988-10-25 | 1991-01-30 | Государственный научно-исследовательский и проектный институт по освоению месторождений нефти и газа "Гипроморнефтегаз" | Способ разработки морских нефт ных месторождений заводнением |
| RU2092681C1 (ru) * | 1993-04-23 | 1997-10-10 | Акционерное общество закрытого типа "Черногорпатент" | Способ повышения нефтеотдачи пласта |
| RU2090746C1 (ru) * | 1996-02-05 | 1997-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Иджат ЛТД" | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением |
| RU2083809C1 (ru) * | 1996-09-30 | 1997-07-10 | Закрытое акционерное общество "Интойл" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
| WO2015007749A1 (en) * | 2013-07-17 | 2015-01-22 | Bp Exploration Operating Company Limited | Oil recovery method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201900184A1 (ru) | 2020-07-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11248160B2 (en) | Compositions for use in oil and gas operations | |
| RU2528186C2 (ru) | Усовершенствование способа добычи нефти с использованием полимера без дополнительного оборудования или продукта | |
| US11401455B2 (en) | Low pH crosslinking of polymers | |
| EA029068B1 (ru) | Способ, система и композиция для добычи нефти | |
| CN111542586A (zh) | 用于碳酸盐岩储层中采油的强化表面活性剂聚合物驱采工艺 | |
| CN112724954B (zh) | 用于水力压裂的反相乳液 | |
| RU2679464C2 (ru) | Способ и композиция для добычи нефти | |
| CN109135711B (zh) | 单体电荷相反缔合聚合物复合驱油剂及单段塞驱油方法 | |
| RU2689937C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения | |
| CN109321224B (zh) | 单体电荷相反缔合聚合物复合驱油剂及交替注入驱油方法 | |
| EA035683B1 (ru) | Способ разработки морских нефтяных месторождений заводнением | |
| CN112177578B (zh) | 一种调剖调驱剂及一种油气田层内的调剖调驱方法 | |
| US10563116B2 (en) | Ethoxylated desorbing agents for enhanced oil recovery | |
| RU2760115C1 (ru) | Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием | |
| US20150000916A1 (en) | Enhanced oil recovery using seawater and edta | |
| FR3122656A1 (fr) | Polymere amphotérique associatif hydrosoluble comme modificateur de rheologie pour traitement souterrain | |
| WO2016100103A1 (en) | Process and composition for alkaline surfactant polymer flooding | |
| RU2244110C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| SU1624131A1 (ru) | Способ разработки морских нефт ных месторождений заводнением | |
| NO830761L (no) | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra et underjordisk reservoar | |
| EP3168277A1 (en) | Process for preparing a synthetic anionic sulphur-containing surfactant composition and method and use for the recovery of oil | |
| EP3850054A1 (en) | Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs | |
| RU2184218C1 (ru) | Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KZ KG TJ TM |