Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин

Тогда:

12.8 ФРЕЗЕРЫ И РАЙБЕРЫ

Рис. 12. 21. Фрезер забойный ФЗТ-1

При падении труб могут произойти сложные нарушения, характер и степень которых выявляют при помощи обследования печатями. Затем пользуются соответствующим вспомогательным режущим инструментом для придания нарушенному концу аварийных труб приемлемой формы для последующего захвата и извлечения их ловильным инструментом.

Для исправления разорванных, расплющенных и сильно деформированных концов аварийных труб применяют забойные (рис. 12.21) и торцовые фрезеры (рис. 12.22), с внутренними зубьями (рис. 12.23), а также конусные райберы, предназначенные для исправления внутренней поверхности труб (рис. 12.24).

В процессе фрезерования после среза деформированной части труба может заклиниваться во фрезере и извлекаться путем отвинчивания левым вращением ротора.

Торцовые фрезеры, наваренные твердыми сплавами и предназначенные для деформированных концов аварийных труб, должны противостоять динамическим нагрузкам в процессе резания и эффективно резать металл. Применяют также фрезер с усиленным профилем зубьев (рис. 12.25). Конструкция зуба этого фрезера обеспечивает более эффективный процесс резания



Рис. 12.22. Фрезер башмачный с торцовыми зубьями ФЗБ 1

Усиление профиля зубьев в разрезе достигнуто увеличением их шага и высоты, а также более рациональным применением твердых сплавов. Пластинки победита вставляются в отверстия, просверленные с торца зубьев фрезера, и запаиваются медью. На боковой внутренней поверхности зубьев вырубаются гнезда, которые затем заплавляются твердым сплавом релит. Этим же сплавом облицовываются передние грани зубьев. Благодаря значительному усилению твердыми сплавами рабочих частей зубьев и увеличению их профиля и шага, фрезер работает по металлу значительно дольше и имеет преимущества перед обычными торцовыми фрезерами.

После обработки верхних деформированных концов аварийных труб их извлекают ловильным инструментом, преимущественно внутренней труболовкой той или иной конструкции. Для ловли и извлечения упавших труб используют также и другие ловильные инструменты. Для захвата 4" труб в 168-мм колонне, когда на верхнем конце этих труб находится муфта, а внутри упавшие 2 1/2" трубы, конец расположен на одном уровне с муфтой 4" труб, сначала следует отвинтить эту муфту метчиком-калибром.

После успешного извлечения муфты 4" трубы можно захватить колоколом или наружной труболовкой и попытаться отвинтить одну-две трубы путем левого вращения, в результате чего конец 2 1/2" труб можно будет захватить снаружи или изнутри каким-либо ловильным инструментом.

Упавшие аварийные трубы могут изогнуться или заклиниться и образовать несколько рядов: извлечь их в таком состоянии трудно, так как при попытках отвинчивания они не поддаются вращению. При ликвидации таких аварий приходится применять большие натяжения и расхаживание.

Если при этом подъемное сооружение не обеспечивает нужной грузоподъемности, то для создания значительных растягивающих нагрузок пользуются гидравлическими домкратами.

Одним из распространенных видов аварий в условиях бакинских промыслов, является прихват песком колонны насосно-компрессорных или бурильных труб.

Если прихваченную песком колонну не удается освободить расхаживанием, промывкой или продавливанием пробки жидкостью при помощи цементировочных агрегатов, то аварийные трубы поднимают по частям. Верхнюю часть колонны аварийных труб поднимают после отвинчивания при помощи бурильных труб с левой резьбой или путем вырезки части колонны труборезкой. Нижняя часть колонны может быть извлечена целиком после промывки скважины или по частям.



Рис. 12.23. Фрейзер с внутренними зубьями, типа ФЗВ

Перед проведением ловильных работ следует предварительно определить место прихвата следующими способами.

1. Колонну растягивают под нагрузкой Р и измеряют удлинение труб ?t под действием этой нагрузки. Затем глубину прихвата можно вычислить по формуле:

где L -- глубина расположения места прихвата колонны (длина свободной части);

F -- площадь сечения тела аварийной трубы;

?l -- удлинение колонны бурильных труб под влиянием растягивающей нагрузки;

Е -- модуль упругости Юнга;

Q -- растягивающая нагрузка.

2. Другой способ определения глубины прихвата труб заключается в применении специального прибора -- прихватомера.

Существующие приборы для определения места прихвата труб основаны на том, что в процессе растя жения труб они удлиняются, изменяется их магнитная проницаемость. Недостатком этих приборов является весьма малое удлинение, получающееся при растяжении труб (в пределах 1--1,5 м), а также трудности фиксации прибора в колонне, что значительно снижает. надежность определения. Изменение магнитной Райбер проницаемости труб при их растяжении обычно невелико. Кроме того, колонна труб имеет сильное и неравномерное по длине намагничивание. Поэтому изменение индуктивности чувствительного элемента прибора или напряженности магнитного поля, которое возникает при растяжении труб, определяется в большей степени относительным расположением прибора в колонне труб, чем изменением их магнитной проницаемости. Более надежным является способ отбивки места прихвата труб, основанный на свойстве ферромагнитных материалов размагничиваться при деформации. Для этого небольшие участки колонны труб (15--20 см) в предполагаемом интервале прихвата на несколько различных глубинах намагничиваются путем применения специальной катушки.

Затем при помощи магнитомодуляционного датчика прибора записывается кривая магнитной индукции вдоль колонны труб. При этом участки интервала, намагниченные катушкой (магнитные метки), отмечаются на кривой магнитной индукции резкими аномалиями. После установки меток к колонне извлекаемых труб прикладываются растягивающие или крутящие усилия максимально допустимой величины.

Рис. 12.25. Фрезер с усилинным профилем зуба: 1-втулка; 2-пластинка; 3-сплав релит; 4-отверстие; 5-гнездо

Намагниченные участки в интервале, который располагается выше места прихвата, в результате упругой деформации труб размагничиваются, после чего магнитные метки на кривой магнитной индукции полностью исчезают или уменьшается их амплитуда. Магнитные метки остаются неизменными в той части интервала прихвата, куда деформация не передается. Благодаря этому оказывается возможным с достаточной точностью определить место прихвата трубы. Проведение повторного исследования указанным прибором в более ограниченном интервале и при более частой расстановке меток позволяет уточнить место прихвата. К трубам прикладывается такое же усилие, как и в первом случае. Этот способ определения места прихвата труб имеет ряд достоинств перед другими способами, так как после определения места прихвата по одной из снятых кривых определяется также глубина расположения муфтового соединения, в котором предполагается провести торпедирование.

Взаимное перемещение прибора и труб при их деформации не оказывает влияния на результат измерения. Исследования можно проводить не только при растяжении труб, но и при закручивании, что позволяет выполнять все измерения без извлечения прибора из скважины.

При развинчивании прихваченных труб необходимо иметь в виду, что после подъема отвинченной части оставшиеся прихваченные трубы часто приходится извлекать по частям при помощи труб с левой резьбой и фрезерования, на что затрачивается много времени. Для ускорения процесса отвинчивания колонны прихваченных труб с сильно закрепленными резьбовыми соединениями их предварительно ослабляют при помощи торпеды с детонирующим шнуром (ТДШ).

Магнитный фрезер ФМ используют для фрезерования металлических предметов на забое скважины и поднятия их на поверхность (если ФМ имеет ловушку).

Шнекоколонковые снаряды (рис. 12.25, а) представляют собой колонковую трубу длиной 1 м, внутри которой передвигается шнек или спиральный бур, хвостовик которого выступает над коронкой на 10--20 мм. Эти инструменты рекомендуется применять для ловли и извлечения из скважины кусков бурильных, колонковых, шламовых и обсадных труб, а также шариков, плашек зажимных патронов, гаек и других мелких предметов.

Магнитные ловушки (рис. 12.25, б) предназначены для улавливания и извлечения мелких металлических предметов, находящихся на забое скважины. Техническая характеристика магнитных ловушек ЛМ приведена ниже.



Техническая характеристика магнитных ловушек ЛМ

Тип (марка)	ЛМ-46	ЛМ-59	ЛМ-76	ЛМ-93
Диаметр	44	57	73	89
Диаметр присоединительной резьбы, мм: под бурильную трубу верхней внутренней под коронку или фрезер нижней	42 44	50 57	50 73	50 83
Фрезерная коронка	Любая (или твёрдосплавный фрез соответствующего диаметра)
Масса металла, поднимаемого магнитом, кг: куска стали стружки или мелких предметов	0,2 0,05	0,8 0,15	1,5 0,30	3 0,50

Когда осадок, прихвативший трубы, содержит большое количество песчаных и глинистых частиц, эффективным средством освобождения прихваченных труб может быть нефтяная ванна. Необходимыми условиями успешного применения нефтяной ванны являются своевременность этой операции, точность определения зоны прихвата и правильный расчет количества нефти для закачки, чтобы она поднялась за колонной прихваченных труб на 50--60 м выше зоны прихвата. Нефть проникает в зону прихвата, ослабляя связь между отдельными частицами осадка. Ныне применяют различные жидкости с добавками ПАВ.

Для ликвидации прихватов применяют также кислотные ванны (техническая соляная кислота различной концентрации в зависимости от характера прихвата). В различных нефтяных районах существуют свои рецептура и технология применения

Рис. 12.25, б Магнитная ловушка 1-переходник; 2-шарик; 3-прокладки; 4-кольцо; 5-постоянные магниты

После ликвидации аварии трубы поднимают выше зоны прихвата и промывают скважину. При этом следует учитывать, что возможен выброс кислотных газов, опасный для работающих.

Извлечение погружного электронасоса. Аварии с такими насосами происходят большей частью при спуско-подъемных операциях. Сравнительно реже возможен прихват насоса песчаной пробкой.

В скважине могут остаться: а) насос с протектором и электродвигателем; б) насос с протектором, электродигателем и кабелем; в) насосно-компрессорные трубы, насос с протектором, электродвигателем, кабелем и без кабеля.

Почти во всех случаях аварий в скважине остаются металлические хомуты-пояса, которыми крепят кабель к трубам при спуске насоса этого типа в скважину. Хомуты при спуско-подъемных операциях, при обрыве кабеля или труб отрываются и остаются в колонне.

Если в скважине остается насос с трубами, кабелем и хомутами, трубы до насоса извлекают отвинчиванием, а кабель извлекают так же, как тартальный канат или кабель от перфоратора.

Извлечение труб, кабеля и хомутов производят поочередно. Во избежание образования сальника в стволе, если в скважине остались кабель и хомуты, расхаживать захваченные ло-вильным инструментом насосно-компрессорные трубы не рекомендуется. Расхаживать можно только в тех случаях, когда в скважине остался насос с трубами без кабеля и хомутов, и если удается предварительно извлечь весь кабель и хомуты. Хомуты извлекают магнитными пауками.

Технология извлечения погружного электронасоса несколько отличается от технологии извлечения обычных глубинных насосов. Следует учитывать, что вследствие небольшого зазора между наружным диаметром насоса и внутренним диаметром эксплуатационной колонны не всегда возможен спуск ловильного инструмента в кольцевое пространство и захват за наружную поверхность насоса. В скважину спускают наружную труболовку или колокол и захватывают за верхнюю часть ловильной головки насоса. Работы производят ловильным инструментом на бурильных трубах с правым направлением резьбы. Нельзя пользоваться трубами с левым направлением резьбы, так как при вращении возможно отвинчивание насоса от протектора и двигателя, что значительно осложнит последующие работы.

Извлечение труб, прихваченных цементом

Для извлечения зацементированных труб необходимо освободить их от цементного камня между трубами и стенками колонны. Для этого сначала отвинчивают трубы до места прихвата цементом и извлекают. Затем трубным фрезером офрезеровывают зацементированные трубы. С этой целью пользуются ловильным инструментом освобождающегося типа и за один раз производят фрезерование, захват, отвинчивание и подъем труб. Длина фрезера с направлением может быть различна, но не менее 10м. Непосредственно над направлением устанавливают ловильный инструмент. Фрезерование и отвинчивание производят с таким расчетом, чтобы конец оставшихся в скважине труб был офрезерован от цемента. В противном случае в последующем завести трубы внутрь фрезера будет затруднительно, а при эксцентричном расположении труб в скважине можно их разрезать фрезером и тем самым испортить конец труб и осложнить работы.

После подъема фрезер с направлением осматривают (выясняют нет ли трещин, слома зубьев и нет ли заклиненной компрессорной трубы или муфты внутри направления). При фрезеровании цементного камня нагрузка на фрезер не должна превышать 10--20 Н. Чрезмерные нагрузки могут привести направлением. Во время фрезерования рекомендуется интенсивно промывать скважину глинистым раствором, чтобы обеспечить вынос на дневную поверхность разбуренного цемента.



12.9 ВЫРЕЗКА ТРУБ

Рис. 12.26. Гидравлический труборез ТРГ:

1- переходник; 2-шарик; 3-пята; 4-резиновое кольцо;

5-поршень со штоком; 6-пружина; 7-корпус

8-плоские пружины; 9-ось; 10-резцы; 11-прокладки

В этом случае применяют наружные и внутренние труборезки, действие которых основано на механическом и гидравлическом принципах. Вырезку 73-мм бурильных и насосно-компрессорных труб выполняют при помощи наружных труборезок, спускаемых на колонне бурильных труб с широким проходным отверстием. Для вырезки 89- и 114-мм насосно-компрессорных труб применяют внутренние труборезки, а для вырезки обсадных труб всех диаметров -- внутренние труборезки с выдвижными резцами, действие которых основано на гидравлическом принципе.

Труборезка (рис. 12.26) представляет собой аварийный инструмент, предназначенный для отрезания бурильных, колонковых и обсадных труб в скважине с целью последующего извлечения их по отдельным звеньям. По принципу действия они делятся на механические, гидравлические и электрические. Для бурильных труб применяют наружные труборезы, а для колонковых и обсадных -- внутренние.

Наружные труборезы рекомендуется использовать для отрезания бурильных труб, имеющих клиновидную, спиральную или винтообразную форму обрыва. Кроме того, они могут заменять снаряд с левой резьбой. В этом случае колонну разрезают на отрезки длиной до 40--50 м и поднимают на поверхность по частям. Техническая характеристика гидравлических труборезок типа ТРГ приведена ниже.

Техническая характеристика труборезок ТРГ

Тип (марка)	ТРГ-46	ТРГ-59	ТРГ-76	ТРГ-93
Диаметр разрезаемых труб, мм: наружный внутренний колонковых обсадных	- 44 37	- 57 49,5	-	-
Минимальное рабочее давление жидкости, МПа	0,5	0,5	0,5	0,5
Диаметр присоединительной резьбы бурильной трубы, мм	33,5	42 (внутренняя нипельная)	50 (внутренняя замковая)
Наружный диаметр корпуса, мм	36	47	63	77
Длина, мм	300	330	430	465
Масса, кг	2,9	3,5	6,0	10,5

Труборезы-труболовки представляют собой комбинированный аварийный инструмент, служащий для отрезания и извлечения из скважины колонковых или обсадных труб за один спуск-подъем. Техническая характеристика комбинированных труборезов приведена ниже



Техническая характеристика комбинированных труборезов

Тип (марка)	ТТ-59	ТТ-76	ТТ-93
Наружный диаметр, мм	46	62	73
Давление промывочной жидкости при резании, МПа	1,2-2,0	1,2-2,0	1,2-2,0
Диаметр присоединительной резьбы бурильной трубы, мм	42 (внутренний)	42	50
Длина, мм	720	800	900
Масса, кг	7,4	12	25

12.10 ЛОВЛЯ НАСОСНЫХ ТРУБ И ШТАНГ, ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ОТДЕЛЬНЫХ ПРЕДМЕТОВ

Наиболее сложной и трудоемкой ловильной работой является извлечение труб, упавших вместе со штангами, которые ломаются и располагаются в колонне труб в несколько рядов. Часто штанги образуют в трубах спираль или скручиваются в клубок, трудноподдающийся извлечению.

Сравнительно легко ликвидируются аварии при падении насосных труб без штанг, особенно если трубы падают с небольшой высоты или в скважине, заполненной жидкостью, а также в случае, когда на нижнем конце труб имеется какой-либо инструмент или подземное обрудование, препятствующее резкому падению труб. При этом трубы чаще всего лишь искривляются в нижней части и легко поддаются извлечению за верхний конец. Падение колонны штанг во время работы глубинно-насосной установки вследствие обрыва или развинчивания сопровождается падением штанг в жидкости, часто на небольшую высоту. При этом штанги остаются внутри колонны труб и относительно легко могут быть извлечены. Если же падение колонны штанг происходит при спуско-подъемных операциях во время ремонта скважины, то штанги нередко падают со значительной высоты, и колонна труб бывает только частично заполнена жидкостью.

При сильном ударе о забой насосные трубы иногда искривляются в виде спирали или разрываются на отдельные ленты и куски. Штанги выпадают из труб и становятся рядом с ними, иногда в несколько рядов, а в отдельных случаях обвивают насосные трубы, образуя плотные пробки. Ликвидация таких осложненных аварий носит затяжной характер и может оказаться безрезультатной, так как все сечение эксплуатационной колонны заполняется бесформенной массой металла.

При таких сложных авариях обычно пользуются сначала наружными ловильными инструментами в виде различных комбинированных колоколов, которые значительно ускоряют процесс ликвидации этих аварий в эксплуатационных колоннах скважин, если имеются отдельно торчащие концы труб или штанг. Пользуются также фрезером для расфрезерования штанг и труб. Эта работа очень трудоемка, и аварийные трубы и штанги извлекаются на поверхность частями.

Для придания верхнему концу извлекаемой трубы цилиндрической формы сначала применяют специальную обжимную коронку, сделанную из вязкой и мягкой стали. При помощи коронки концы деформированных труб и штанг пригибаются под действием давления и ударов вдоль оси скважины и входят внутрь корпуса коронки. Чтобы при этом срезался металл, зубья обжимной коронки не армируют твердым сплавом. Если коронкой не удается обжать конец извлекаемых труб, так как они представляют собой бесформенную массу металла, то спускают фрезер и вытачивают тело цилиндрической формы, которое затем захватывают колоколом.

При авариях в скважине может остаться различное подземное оборудование и отдельные металлические предметы, которые в большинстве случаев имеют цилиндрическую форму: желонки, глубинные насосы, песочные и газовые якори, перфораторы, различные переводники, патрубки и др. Одним из основных условий успешной ловли и извлечения такого подземного оборудования является определение при помощи печатей их точного состояния и положения в эксплуатационной колонне. Если предмет находится в скважине в свободном состоянии, его можно извлечь каким-либо ловильным инструментом в зависимости от характера верхнего концааварийного предмета (труболовкой, колоколом, овершотом, метчиком, метчиком-калибром). Если же предмет прихвачен в скважине песчаной пробкой, то до начала работы ловильным инструментом необходимо тщательно промыть скважину и обмыть этот предмет при помощи коронки, спущенной на колонне бурильных труб.

Для извлечения из скважины желонок, прихваченных в процессе чистки песчаных пробок, применяют два специальных инструмента -- канаторезку, предназначенную для резания тартального каната, на котором подвешена желонка, и вилку, которой захватывают и извлекают желонку.

Рис. 12.27. Канаторезка.

Канаторезка Кр 1-6 5/8" (рис. 12.27), работающая в колоннах диаметром 168 мм и более, состоит из двух самостоятельных частей: штока 1, свинченного с муфтой 2, при помощи которой он соединяется с бурильными трубами, и кожуха 3, свинченного с ниппелем 4. Кожух может свободно скользить вдоль штока до упора в нижнюю часть корпуса. В штоке и кожухе имеются продольные окна, предназначенные для пропуска каната при спуске инструмента в скважину; окно в кожухе заканчивается поперечнымпазом, в который вставляется верхний резец 5, закрепляемый винтами 6. На шток надевается нижний резец 7, имеющий форму цилиндрической втулки, внутри которой сделана конусная расточка, благодаря чему образуется режущая кромка резца. Нижний резец поддерживается упорным кольцом 8, навинченным на шток. Резцы канаторезки изготовляются из специальной стали и подвергаются термообработке -- закалке и отпуску.

Работа с канаторезкой ведется следующим образом. Тар-тальный канат перед спуском инструмента в скважину обрубают на устье, пропускают конец каната через окна в кожухе и штоке канаторезки и вновь сращивают с канатом, намотан ным на тартальный бабан. Затем канаторезку спускают на бурильных тру бах в скважину так, чтобы верхний резец упирался в канат, для лучшего прохождения канаторезки вдоль каната его натяжение несколько ослабляют.

Когда инструмент дойдет до дужки желонки, канат натягивают и приподнимают бурильные трубы. При этом шток движется вверх вдоль кожуха, резцы сближаются между собой и после одного или нескольких рывков канат отрезается. Затем извлекают из скважины сначала отрезанный канат, а потом бурильные трубы с канаторезкой. После этого можно приступить к ловле желонки, для чего применяют двурогую вилку (рис. 12.28). Нижний конец этого инструмента имеет форму вилки, в прорезях которой шарнирно на оси располагается защелка.

При спуске двурогой вилки в скважину, когда инструмент упирается в дужку желонки, защелка приподнимается, пропуская дужку внутрь, а затем под действием собственного веса, а также силы упругости пластинчатой пружины вновь спускается, захватывая желонку, и она извлекается на поверхность.

Рис. 12.28. Двурогая вилка.

1-корпус; 2-защелка; 3-пластичная пружина

предметов, упавших в скважину, бывают очень разнообразны. Для этой цели применяются весьма своеобразные виды ловильного инструмента: ерш, паук, пикообразное долото, различных видов фрезеры, сверло, штопор, клещи и др.

Предметы, упавшие в скважину, часто образуют на забое как бы металлическую пробку, которая весьма трудно поддается извлечению. Иногда отдельные падающие предметы заклиниваются по пути на различных глубинах и создают перемычки в виде патронных пробок. Если известно, какой предмет упал в скважину, извлечение его упрощается. Если же упавший предмет и положение его не известны и это трудно установить при помощи печати, то работы намного усложняются. Мелкие металлические предметы -- кувалды, цепи ключей, сухари, шарошки долота и др. -- извлекают различного рода пауками. Если в месте извлечения этих предметов в скважине находится песчаная или глинистая пробка, то применение паука особенно эффективно.

Паук простейшего типа показан на рис. 12.29.

Для ловли небольших металлических предметов широкое применение получил магнитный фрезер.

В качестве материала для магнита используется выгокомагнитный сплав магнико, который имеет ряд ценных качеств, позволяющих использовать его при ловильных работах: он слабо размагничивается, и срок действия магнита продолжается до 1 года и более; его магнитные свойства сохраняются при коррозии независимо от вибраций, ударов, резких колебаний и изменений температуры.

Для предупреждения неполадок при работе с магнитным фрезером его спускают на бурильных трубках. Не доводя 6--7 м до места ловли, спуск фрезера продолжают с промывкой и вращением на малых оборотах. Дойдя до места ловли, воронка, вращаясь, собирает в центр забоя находящиеся в колонне металлические предметы, которые сближаются с нижним полюсом магнитного фрезера. После работы фрезера на забое в течение около 10 мин. промывку прекращают и начинают поднимать инструмент.

Рис. 12.29 Трубный паук:

а-перед спуском; б-перед подъёмом с забоя

Недостатком магнитного фрезера является отсутствие сигнала, указывающего на наличие захваченного предмета

13. ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕСКОЛЬКИХ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ

В последние годы распространены специальные виды оборудования, позволяющие раздельно эксплуатировать несколько пластов, вскрытых одной скважиной. При этом вскрытые пласты не сообщаются между собой, и их продукция поступает на поверхность под действием разных давлений. Каждый пласт эксплуатируется с заданным для него технологическим режимом.

Серийно выпускаемое оборудование обеспечивает возможность разработки двух пластов по следующим схемам:

Фонтан -- фонтан (оба вскрытых пласта эксплуатируются фонтанным способом);

насос -- фонтан (нижний пласт эксплуатируется с помощью штангового насоса, а верхний -- фонтанным способом);

фонтан -- насос (нижний пласт эксплуатируется фонтанным способом, а верхний -- штанговым насосом);

насос -- насос в вариантах: штанговый насос -- штанговый насос; ЭЦН -- штанговый насос, штанговый насос -- ЭЦН (принято также к производству оборудование для эксплуатации по варианту ЭЦН -- ЭЦН).

Имеется также оборудование для раздельного нагнетания воды (под разными давлениями) в два пласта, вскрытых одной скважиной. Для каждой из перечисленных схем предназначены различные виды оборудования. Например, для осуществления схемы фонтан -- фонтан имеются конструкции, предусматривающие подъем жидкости из каждого пласта на поверхность по параллельно спущенным двум колоннам подъемных труб и по двум концентрическим колоннам. Применяют также конструкцию, предусматривающую подъем жидкости из обоих пластов по одной колонне подъемных труб. Схема такого оборудования приведена на рис. 13.1.

В скважину на колонне насосно-компрессорных труб 1 спущен пакер 9, который располагается между пластами, разобщая

их в обсадной колонне. Выше пакера на тех же трубах помещен разобщитель 8, представляющий из себя полый цилиндр, заключенный в кожух. Продукция нижнего пласта поступает в цилиндр через его торцевое отверстие, а верхнего пласта -- через отверстия в боковых стенках кожуха разобщителя. Вверху этот кожух соединяется с обводной трубой 3, уплотненной сверху сальником 2. Ниже сальника в стенках насосно-компрессорной трубы имеются отверстия, через которые продукция верхнего пласта поступает в подъемную колонну, смешиваясь там с продукцией нижнего пласта.

В цилиндр разобщителя устанавливается плунжер 7, который удерживается в нем с помощью замкового устройства 4 и уплотняется манжетами 6. В скважину его спускают на проволоке и отцепляют от нее с помощью специального устройства -- автоотцепа. В плунжере вмонтирован забойный штуцер 5. Конструкция плунжера допускает возможность установки этого штуцера на пути потока жидкости из одного или другого пласта. Место его размещения и диаметр определяют заранее по данным исследования скважин. Суммарный дебит нефти из обоих пластов можно замерить с помощью установок, расположенных на поверхности. Для измерения дебита нижнего пласта необходим специальный прибор -- глубокий дебитомер, спускаемый в скважину на проволоке или электрическом кабеле на глубину ниже отверстий, через которые продукция верхнего пласта поступает в насосно-компрессорные трубы. Дебит верхнего пласта определяют путем вычитания дебита нижнего пласта из суммарного дебита.

Описанное оборудование можно применять, если допустимо смешивание продукции обоих пластов. В противном случае следует применять схемы с параллельным или концентрическим лифтом.



ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Для интенсификации добычи нефти и газа применяют различные методы повышения производительности скважин. Их много, но они должны выбираться, исходя из специфических условий применительно к конкретному пласту -- коллектору. Основные из них следующие.

1. Химические методы.

Солянокислотная обработка ПЗП.

Обработка ПЗП грязевой кислотой.

Углекислотная обработка ПЗП.

2. Механические методы воздействия на ПЗП и пластколлектор.

Гидравлический разрыв пласта.

Гидропескоструйная перфорация скважин.

Торпедирование скважин.

Действие взрывчатых веществ (ВВ).

Действие ядерных взрывов.

3. Тепловые методы обработки ПЗП.

Закачка в скважину нагретой жидкости, обработаннойПАВ.

Прогрев ПЗП паром.

Глубинный электропрогрев.

4. Физические методы воздействия на ПЗП и пластколлектор.

4.1. Вибровоздействия.

14.1 ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН

Кислотная обработка (КО) -- это метод увеличения проницаемости призабойной зоны скважины путем растворения составных частиц породы пласта, а также инородных частиц, которыми загрязнены породы.

Кислотную обработку применяют для увеличения проницаемости карбонатных и песчаных коллекторов в нефтегазодобывающих и нагнетательных скважинах после бурения, во время эксплуатации и ремонтных работ.

Для обработки карбонатных коллекторов преимущественно применяют солянокислотные растворы (СКР), а для песчаных коллекторов после СКР закачивают глинокислотные растворы (ГКР). Такие виды обработки называются соответственно солянокислотными (СКО) и глинокислотными (ГКО).

Химически активной основой перечисленных кислотных растворов (КР) является соответственно соляная кислота (10-- 30% НС1) и смесь соляной (10--15% НС1) и плавиковой (1--5%НF) кислот.

Для проведения КО в скважину спускают 62--73 мм НКТ в большинстве случаев к нижнему перфорационному отверстию обрабатываемого интервала. Устье скважины оборудуют арматурой для обвязывания труб с колонной и обратным клапаном на входе в полость НКТ. Напорная сторона насосного агрегата ЦА-320, 4АН-700 или другого агрегата обвязывается через обратный клапан с полостью НКТ, а принимающая -- с кислото-возом (Аз-30А) и автоцистернами (4ЦР, АП), в которых транспортируются кислотные растворы и продавливающие жидкости. Нагнетательные трубопроводы спрессовываются давлением, в 1,5 раза превышающим ожидаемое давление нагнетания жидкостей в скважину.

Наиболее простая схема КО предусматривает подъем глубинного оборудования из скважины, спуск НКТ с промывкой к забою и поднятие башмака труб к интервалу перфорации. В скважину закачивают прямой циркуляцией КР в объеме НКТ, закрывают затрубную задвижку, нагнетают остаток запланированного объема кислоты и продавливающей жидкости. После нагнетания всего объема жидкостей закрывают буферную задвижку скважины, отсоединяют насосный агрегат и другую спецтехнику и начинают очистку призабойной зоны от продуктов реакции. В насосных скважинах процесс обычно отличается. После продавливания КР в пласт и снижения давления поднимают НКТ, спускают глубинное оборудование и извлекают продукты реакции насосом установив рациональный режим эксплуатации. Несвоевременное извлечение продуктов реакции из пласта часто обусловливает уменьшение эффективности СКО и особенно ГКО.

Механизм кислотного воздействия на коллектор лучше всего рассмотреть с позиций степени растворимости пород и скорости реакции, образования продуктов реакции и изменения проницаемости пород после обработки. Растворимость пород, которые подвергаются КО, должна обеспечить увеличение пористости не менее чем на 10%, а растворимость инородных материалов, загрязняющих поры и трещины пласта, должна быть наиболее полной (хотя бы на 50%). Исходя из таких принципов, подбирают состав активной части растворов.

При планировании КО необходимо знать растворимость пород в кислоте, например, известно, что 1 м³ различных кислот растворяет: 15%-ной НС1 -- 200 кг известняка СаСО₃ или около 70 кг легкорастворимой части эоценового песчаника, содержащего 89% SiO₂, 3% карбонатов и 7% глин; 4% НF -- 48 кг каолина; 10%-ной НС1 + 1%-ной НF -- 70 кг глинопорошка, состоящего из гидрослюды и монтмориллонита.

Если после обработки излишком СКР применить ГКР, то 1 м³ 10%-ной НС1 + 1%-ной НF растворят 36 кг эоценового песчаника. Увеличение концентрации НР в ГКР до 3% обеспечивает увеличение его растворимости до 51 кг, а до 5% -- до 66 кг.

Приведенные данные используют при расчетах объема кислотных растворов и оценках возможной глубины проникновения активной части кислоты в пласт.

Продукты реакции вызывают снижение проницаемости пород после КО, если они откладываются в поровом пространстве в виде геля либо твердой породы или взаимодействуют с пластовыми флюидами, образуя осадки или эмульсии.

Во время взаимодействия соляной кислоты образуются: с карбонатами пород -- водорастворимые соли СаС1₂, МдС1₂, газ СО₂, вода;

с окисями железа и его соединениями в составе пород (например, в виде сидерита FеСО₃) -- хлорное железо FеС1₃, которое после нейтрализации кислоты гидролизирует в виде осадка Fе(ОН)₃, способного закупоривать поры;

с сульфатами кальция в составе пород с температурой до 66°С -- осадок гипса;

с окисью кремния в глинах -- осадок, гель кремниевой кислоты;

с окисью щелочных и щелочно-Таким образом, во время реакции СКР образуются растворимые и временно растворимые продукты, поэтому технология обработки СКР должна быть такой, чтобы предупредить выпадение нерастворимых осадков.

Во время взаимодействия глинокислоты образуются:

с кварцем -- газоподобный SiF₄, а после снижения кислотности -- гель кремниевой кислоты Si(ОН)₄, который закупоривает поры;

с алюмосиликатами (глинами) -- газоподобный SiF₄;

с кварцем и алюминием -- параллельно с SiF₄ образуется гексафторокремниевая кислота Н₂SiF₆, соли которой Nа₂SiF₆ выпадают в осадок.

Известно, что реакция ГКР с глинами проходит значительно быстрее, чем с кварцем, поэтому в песчаниках преимущественно растворяются глинисто-карбонатный цемент и частицы, загрязнившие пласт, а зерна кварца (матрицы породы) -- значительно меньше.

Часто вместо НF для получения ГКР применяют БФФА (бифторид аммония NН₄НF₂ + NН₄F). Например, для получения раствора (12% НС1 + 3% НF) применяют смесь (16% НС1 + 3% БФФА). Наличие в растворе иона NН₄⁺ увеличивает растворимость продуктов реакции НF с силикатными породами, и поэтому для ГКР лучше использовать БФФА.

Для обработки песчаников применяют также смесь 20%-ной Н₂SiР₆ + 24%-ной НС1 в соотношении 1:1, которая растворяет песчаники и глины подобно глинокислоте.

Таким образом, во время реакций ГКР с силикатными породами образуются временно растворимые и нерастворимые продукты, способные закупоривать поровое пространство. Наиболее важно -- не допустить закупоривания пласта продуктами реакции после ГКО.

Изменение проницаемости пород после фильтрации сквозь них кислотных растворов зависит от химического и минералогического составов, структуры порового пространства, режимов фильтрации и термобарических условий прохождения реакции. После обработки терригенных коллекторов проницаемость образцов пород возрастает в 2--7 раз. Во время обработки карбонатных поровых пород возрастание проницаемости практически не ограничено.

На выбор рациональных режимов обработки и технологию работ влияет скорость реакции КР с породами, которая зависит от начальной концентрации кислоты, термобарических условий прохождения реакции в пласте, отношения поверхности породы, контактирующей с кислотой, к объему кислотногораствора и гидродинамических условий прохождения реакции.

Известно, что за одинаковые промежутки времени степень нейтрализации кислоты породой не зависит от начальной концентрации. Таким образом, при иных равных условиях за одинаковый промежуток времени вдвое снижается концентрация кислоты (от 20 до 10% или от 12 до 6%). Можно было бы предположить, что, применяя большую начальную концентрацию кислоты, можно увеличить глубину обработки пласта. Однако, поскольку скорость реакции в норовой среде велика, это практически не влияет на глубину обработки.

Увеличение температуры пласта на 10°С обуславливает возрастание скорости приблизительно в 2 раза. При увеличении давления реакция с соляной кислотой замедляется, а с плавиковой -- ускоряется.

Значительное влияние на скорость реакции имеет отношение реагирующей поверхности породы к объему кислоты в порах, которое резко увеличивается при уменьшении размера пор. Например, в канале с диаметром 1 мм это отношение равно 40, а в порах с диаметром 20 мкм -- 2000. Поэтому в поровых коллекторах наблюдаем резкое увеличение скорости нейтрализации. Например, расчетная глубина проникновения в известняк активной соляной кислоты в каналах с диаметром 1 см равна 600 см, с диаметром 1 мм -- 20 см, а в поровых каналах размером 10 мкм -- 5 см при других равных условиях.

Итак, нейтрализация кислоты в поровом пространстве происходит во время нагнетания ее в пласт, поэтому выдерживания для реагирования не требуется.

Влияние гидродинамических условий фильтрации кислоты на скорость ее нейтрализации ощутимо лишь в больших каналах или трещинах. Тут с увеличением расхода кислоты глубина обработки пласта несколько возрастает. Во время фильтрации кислоты сквозь поровое пространство терригенных коллекторов увеличение расхода кислоты практически не увеличивает глубины обработки песчаного пласта.

Перед проектированием кислотной обработки следует обосновать выбор скважины, избрать рецептуру и объем кислотных растворов, определить расход и давление жидкости во время закачивания в пласт, и рассчитать объем продавливающей жидкости, определить время пребывания кислоты в пласте и способ очистки призабойной зоны от продуктов реакции.

Выбор рецептуры КР проводят с учетом химического и минералогического составов пород, их фильтрационных свойств, химического состава и свойств пластовых флюидов, пластовой температуры, причин загрязнения призабойной зоны Типичный КР состоит из активной части (НС1, НС1 + НF), растворителя, ингибитора коррозии, стабилизатора и интенсификатора.

Для обработки известняков, карбонизированных (С_к>3%) песчаников, коллекторов, загрязненных отложениями карбонатов, применяют СКО 15% НС1_Г а при Т_пл > 100°С -- иногда и 30% НС1. Для обработки песчано-глинистых пород (С_к<3%) применяют ГКО, вначале закачивают СКР, 10--15% НС1, а за ней -- ГКР 1--5% НF. Соотношение объемов первой и второй частей раствора зависит от карбонатности породы, и при С_к = 3% его можно записать как 1:1.

Кислоту разводят обычной водой. Однако во время КО полимиктовых песчано-алевролитовых влагоемких пород Западной Сибири хорошие результаты получают при приготовлении КР на ацетоне, если обводненность скважины меньше 10%. Во время обработки газовых и газоконденсатных скважин полезно приготавливать КР на спирте (метанол, изопропиловый спирт). Применение названных углеводородных растворителей содействует обезвоживанию пород и уменьшает поверхностное натяжение на границе распределения фаз.

Эффективность ингибиторов коррозии оценивается коэффициентом торможения коррозии К_т.к, который представляет собой соотношение количеств растворенного металла в неингибированной кислоте к количеству растворенного в ингиби-рованной. При пластовых температурах до 100°С достаточно обеспечить значение К_тк = 20. Если температура 15%-ной НС1 во время прохождения кислоты по НКТ достигает 100°С, то растворяется 3500 г/(м³/ч) железа, а применение ингибитора «Север-1» уменьшает растворимость до 176 г/(м³/ч). Ингибиторы имеют температурные ограничения и зависят от концентрации НС1. Например, ингибитор катапин КИ-1 можно применять до Т?110°С, С₀ ?22% НС1 с К_тк = 23; ингибитор В2 -- для Т ?100°С; С₀?36% НС1 с K_т.к. = 260; ингибитор ПБ-5 -- для Т? 100°С, С₀?22% НС1 с К_тк = 7 и др. Добавка ингибиторов составляет обычно 0,5--1%.

Стабилизаторы предотвращают выпадение осадка Ре³⁴ в виде гидроокиси железа. Наиболее часто для стабилизации раствора используют органические кислоты, образующие с железом растворимые комплексы. Количество стабилизаторов дозируется согласно ожидаемому содержанию Fе³⁺, который обычно составляет 0,3%. При таких условиях стабилизирующие свойства зависят от температуры. Например, для 2%-ной уксусной кислоты -- до Т?60°С, для 0,5%-ной лимонной кислоты до Т? 90°С; для 0,65%-ной КРАСТ -- до Т? 140°С. Увеличение стабилизатора не повышает стабилизирующие свойства. Отметим, что стабилизация КР необходима для проницаемости меньше 0,01 мкм².

Интенсификаторы применяют, чтобы улучшить фильтрацию КР в породе, избежать блокирования призабойной зоны продуктами реакции и облегчить их извлечение на поверхность. Для КО нефтедобывающих скважин лучше применять катионоактивные ПАВ, которые снижают поверхностное натяжение на границе нефть -- продукты реакции и гидрофобизируют породы (катапины, АНП-2 и др.) в количестве 0,3--0,5%. Вместо катионоактивных ПАВ можно применять неионогенные ПАВ (превоцел, ОП-10, неонол и др.), но их действие не способствует гидрофобизации породы. Добавлять ПАВ необходимо, если нефть содержит более 2% асфальтенов или более 6% смол.

При КО водонагнетательных скважин рекомендуется добавлять 0,3--0,5% неионогенных ПАВ, которые гидрофобизируют породу.

Объемы кислотных растворов. Для планирования объема КР в настоящее время в основном применяют эмпирический подход. Если КО предназначены для растворения пород и примесей, занесенных в пласт в процессе бурения или ремонтов, то во время первой КО обычно закачивают КР 0,5 м³/м поглощающей толщины пласта, при второй -- 1 м³/м, а при третьей -- 1,5 м³/м. Если КО предназначена для извлечения карбонатных солей, откладывающихся во время эксплуатации нефтяных скважин, то увеличение объема КР при последовательно проводимых СКО необязательно. Если обработку проводят путем закачивания в пласт стабильных углеводородных кислотных эмульсий, то объем эмульсий равен произведению расхода эмульсии на длительность ее распада. Обычно стабильность эмульсии при пластовой температуре составляет 30--60 мин.

Во время КО чаще всего применяют не менее 6--12 м³ КР и только иногда 24 м³ и более.

Давление на устье скважины во время нагнетания КР в пласт при КО поровых коллекторов (особенно терригенных) не должно превышать давления разрыва пласта (раскрытие глубоких трещин), чтобы обеспечить равномерное проникновение КР в разрез скважины. Для КО трещинных коллекторов (особенно карбонатных) давление на обсадную колонну должно быть максимально допустимым, что дает возможность достичь наибольшей глубины обработки пласта.

Расход жидкости во время нагнетания в пласт для обработки карбонатных трещинных коллекторов должен быть максимально возможным в пределах технически допустимых давлений. Во время обработки поровых коллекторов (терригенных), когда приемистость скважины обычно мала, расход КР преимущественно небольшой, но это незначительно влияет на глубину проникновения активной кислоты (глубину обработки).

Объем продавливающей жидкости для обработки карбонатных коллекторов рассчитывают так, чтобы вытеснить весь КР за пределы эксплуатационной колонны в пласт.

Во время обработки карбонизированных терригенных коллекторов С_к?10% используют кроме продавливающей жидкости еще и вытесняющую жидкость. При этом исходят из таких соображений: с начала закачивания КР в пласт на стенке ствола скважины устанавливается начальная концентрация С₀, а во время фильтрации в пласте она резко падает (по экспоненциальному закону) -- и уже на расстоянии нескольких сантиметров С = 0,1С₀. Постепенное увеличение объема КР в пласте приводит к неравномерному растворению глинисто-карбонатного материала пласта в радиальном направлении. Формируется зона от стенки скважины вплоть до радиуса проникновения фронта активной кислоты, в которой С = С₀ и наблюдается полное удаление растворенного материала. За ней формируются еще две кольцевые зоны -- узкая с С₀>С>0 и широкая с C = 0 вплоть до радиуса фронта проникновения нейтрализованного КР, Чтобы полностью использовать химическую активность кислоты в пласте и предупредить выход КР с начальной концентрацией в ствол скважины и на поверхность во время дренирования пласта, нужно закачать в него вытесняющую жидкость, объем которой равняется 30--50% объема кислотного раствора.

Вытесняющая жидкость не должна снижать проницаемость породы. При этом применяют водные растворы ПАВ, спиртов и т. п. в зависимости от характеристики пород и пластовых флюидов.

Время пребывания кислотных растворов в пласте не должно превышать времени нейтрализации кислоты. КР нейтрализуется еще во время движения в порах терригенного пласта, а также в порах и трещинах карбонатного пласта. Это означает, что в поровых терригенных коллекторах выдержка КР в пласте не нужна, а в карбонатных -- нежелательна. Если после вхождения кислоты в пласт немедленно удалить продукты ее реакции с призабойной зоны, то закупорки поровых каналов практически не происходит и эффективность КО возрастает.

Удаление продуктов реакции из призабойной зоны осуществляется путем возбуждения притока флюидов из пласта давление больше гидростатического, или путем дренирования с применением газоподобных агентов (азота, воздуха) или пенных систем, если пластовое давление меньше гидростатического. В случае, если применить указанные способы невозможно, полезно вытеснить продукты реакции из призабойной зоны в глубину пласта путем закачивания 20--30 м³ водного раствора ПАВ, нефти, конденсата и т. п. Осаждение продуктов реакции в глубине пласта несущественно ухудшает результаты КО по сравнению со случаем, когда осаждение происходит в призабойной зоне. Однако КО с вытеснением продуктов реакции нежелательно многократно повторять в той же скважине.

Технология КО глубинно-насосных скважин часто предусматривает удаление продуктов реакции насосом, которым проводится эксплуатация скважины.

14.1.1 СПОСОБЫ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ

Обработка углеводородно-кислотными (УКЭ) и нефтекислотными (НКЭ) эмульсиями предназначена для углубления кислотного воздействия на карбонатный пласт и используется как средство антикоррозионной защиты труб при высоких пластовых температурах. Преимущественно УКЭ, НКЭ состоят из 15% НС1? нефти или дизельного топлива и эмульгатора (первичных дистиллированных аминов фракции С₁₇--С₂₀) в следующих соотношениях: 60; 39,5 и 0,5%. Период стабильности эмульсий составляет обычно ф_стаб = 20ч20 мин. при t_пл = 160ч100°С. Эмульсия в период стабильности в реакцию не вступает.

Термохимическая КО -- воздействие горячей кислотой на карбонатный пласт с пластовыми температурами до 40°С. Нагревание КР производится во время экзотермической реакции кислоты с магнием в реакционном наконечнике на НКТ или в пласте с гранулами магния, размещенными в трещинах. Во время этого СКР теряет часть своей химической активности.

Термокислотная обработка -- это последовательное воздействие на пласт термохимическим способом -- кислотными растворами. Термические способы КО применяют эффективно после отложения парафина в призабойной зоне, для обработки доломитов, плохо растворяющихся в СКР, а также для образования глубоких каналов разъедания в карбонатных пластах. Во время реакции 1 кг магния с 18,6 л 15%-ной НС1 выделяется 19 МДж тепла. Для термохимической КО обычно применяют около 100 кг магния. Остальные параметры определяют как для СКО.

Технология селективных КО предполагает последовательное закачивание в пласт вязких жидкостей (эмульсий, раствора полимеров, например, 2%-ного раствора ПАВ объемов 9 м³) и кислотных растворов (состав и объем которых планируется как обычно). Селективные КО применяют для повторных обработок (третьих, четвертых и т. д.). Вязкая жидкость, нагнетаемая перед КО, наполняет высокопроницаемую часть пласта, подвергнутую кислотному воздействию при предыдущих КО, и содействует направлению потока СКР в зоны пласта, еще не подвергнувшиеся обработке. Вследствие этого эффективность повторных КО возрастает.

Пенокислотная обработка предназначена для углубления обработки кислотой и расширения профиля проницаемости во время нагнетания в пласт по сравнению с обычной КО. В результате увеличивается толщина пласта, который продуцирует нефть, возрастает эффективность процесса.

Замедление скорости реакции с породой и увеличение глубины проникновения кислоты в карбонатный пласт обусловлено прилипанием пузырьков газа к поверхности породы. Пены характеризуются начальным напряжением сдвига, и это вызывает расширение профиля поглощения кислоты. Во время освоения скважины наличие газовой фазы содействует лучшему очищению призабойной зоны и вынесению продуктов реакции на поверхность.

Ограничением применения процесса является Тпл> 85°С или содержание хлоридов в пластовых водах более 5%, так как тогда во время фильтрации в пласте пена разрушается. Закачивать пенокислоту в горизонты с низкими пластовыми давлениями нежелательно, потому что это усложняет освоение скважины.

Пенокислота содержит основание (СКР либо ГКР) с пенообразователем (0,5% ПАВ) и газовой фазой (воздух, природный газ, азот) со степенью аэрации в пластовых условиях от 1,5 до 5. Наиболее часто для образования пенокислоты используют эжектор с насадкой диаметром 4,5 мм и камерой смешения диаметром около 8 мм.

Обработка газированной кислотой предназначена для увеличения глубины растворения вследствие инициирования газовой фазой проникновения активной кислоты до самых больших поровых каналов, что обусловливает их расширение, а также для обеспечения немедленного очищения породы от продуктов реакции. По сравнению с другими способами КО Данный способ дает наилучшие результаты в низкопроницаемых терригенных породах с невысоким пластовым давлением,

а также во время повторных обработок. В карбонатных трещинных породах этот способ таких преимуществ не имеет.

Газированная кислота -- это смесь кислотного раствора, такого же, как и для обычной кислотной обработки, с газовой фазой (азотом или природным газом) со степенью аэрации в пластовых условиях от 0,8 до 3. Если степень аэрации больше 5, то это уже обработка кислотными аэрозолями -- насыщенными парами кислоты, которые проникают в самые мелкие каналы. Газированные кислоты образуются в эжекторе подобно пенокислоте. После проникновения в пласт газированной кислоты незамедлительно начинают очищение его от продуктов реакции. Для этого открывают затрубную задвижку, а в НКТ закачивают чистую газовую фазу и проводят интенсивный дренаж пластов. Поскольку процесс непрерывный, длительность кислотной обработки вместе с освоением скважины сокращается до нескольких часов, что значительно повышает технико-экономические показатели процесса.

...