Основными конструктивными элементами ЭЦН являются: рабочее колесо, направляющий аппарат, вал, корпус, гидравлическая пята, уплотнения, подшипники. Эти детали -- необходимые компоненты любого центробежного насоса, присущи они и ЭЦН.

Рабочее колесо является основным рабочим органом насоса. Оно состоит из дисков - переднего (по ходу жидкости) кольца с отверстием большого диаметра в центре и заднего - сплошного диска со ступицей (втулкой в центре), через которую проходит вал.

Диски расположены на некотором расстоянии один от другого, а между ними находятся лопатки, отогнутые назад по направлению вращения колеса. Колеса ЭЦН изготовляют из легированного чугуна или полиамидной смолы.

Направляющий аппарат предназначен для изменения направления потока жидкости и преобразования скоростной энергии в давление. Он состоит из двух неподвижных дисков с лопатками, напоминающими лопатки рабочего колеса, закрепленных неподвижно в корпусе насоса.

Рабочее колесо, собранное совместно с направляющим аппаратом, образует ступень насоса. Каждая ступень развивает напор 4-7 м. Учитывая, что глубина, с которой приходится поднимать нефть может достигать 1,5-2 км и более, можно легко рассчитать потребное количество ступеней, образующих насос. И, действительно, их количество достигает 400 штук и более.

Вал предназначен для передачи вращения рабочим колесам. Представляет собой цилиндрический стержень со шпоночным пазом для крепления рабочих колес. Со стороны протектора конец вала имеет шлицы. Длина и диаметр вала регламентируются габаритами насоса. Вал с укрепленными на нем колесами образует ротор насоса

Ротор, собранный совместно с направляющими аппаратами, образует пакет ступеней, который после сборки вставляется в специальную трубу - корпус. Диаметры корпуса современных насосов составляют 92,103 и 114 мм, а длина зависит от числа собранных в нем ступеней.

Корпус сверху заканчивается ловильной головкой, внутри которой выполнена резьба, с помощью которой он присоединяется к колонне. НКТ, а наружная часть обеспечивает захват насоса при его падении в скважину.

Снизу корпус снабжен фильтром и присоединительными фланцами для соединения с очередной секцией или протектором.

Уплотнения в ЭЦН выполнены в виде сальника расположенного в нижней части насоса и представляющего набор колец, выполненных из свинцовой ваты с графитом. В связи с созданием новой гидрозащиты изменилась и функция сальника, которая теперь сводится к предотвращению попадания механических примесей из насоса в протектор.

5.2 Погружной электродвигатель

Погружной электродвигатель (ПЭД) является приводом электроцентробежного насоса (рис.5.3). Применяют асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором. В соответствии со спецификой эксплуатации ПЭД выполнен цилиндрическим и сильно развит в длину.

Основными узлами ПЭД являются: статор, ротор, опорная пята, вал. Назначение статора и ротора и принцип их работы аналогичны электродвигателю обычной конструкции.

Специфичным является положение ПЭД в скважине - вертикальное, следовательно, ротор ПЭД нужно удержать и зафиксировать в этом положении.

Для этой цели служит опорная пята и подшипники скольжения, расположенные на валу и фиксируемые в статоре ПЭД. Вал имеет сквозное отверстие, через которое циркулирует масло, принудительно перекачиваемое турбинкой. Масло смазывает подшипники и охлаждает ПЭД.

Наземное оборудование скважины, эксплуатируемой УЭЦН, составляет устьевая арматура, станция управления работой скважинной установки и трансформатор напряжения.

Рис. 5.3. Погружний электродвигатель

1 - муфта; 2 - радиально-опорный узел; 3 - головка верхняя со штепсельной колодкой; 4 - вал; 5 - турбинка циркуляционная; 6 - статор; 7 - ротор; 8 -подшипник скольжения; 9 - фильтр масляный; 10 - основание с обратным клапаном.

Станция управления обеспечивает запуск и управление работой электронапряжение, получаемое от промысловой электрической сети до величины, на которую рассчитан погружной двигатель.

Осложнения, наблюдаемые при эксплуатации ЭЦНУ.

Наиболее частым видом отказа УЭЦН является запарафинивание приема и приемных ступеней насоса. Появление воды в продукции скважины уменьшает интенсивность отложений, но не снимает проблему в целом.

Современные методы предупреждения процесса отложений парафина в скважинах, оборудованных УЭЦН, включают в себя химические и тепловые методы, а также примененение подъемных труб с защитными покрытиями.

7. Способы воздействия на призабойные зоны скважин в целях увеличения их продуктивности

Призабойная зона скважин (ПЗС) является значимым интервалом в системе пласт - скважина. От её проводимости в значительной мере зависят дебиты скважин. Дебиты скважин могут быть небольшими из-за плохих естественных коллекторских характеристик продуктивных пластов и повышенной вязкости нефти.

Кроме того, эта зона подвергается сильному воздействию буровым и цементным растворами при бурении скважин. В процессе эксплуатации дебиты со временем могут падать в связи с отложением в поровых каналах призабойной зоны парафина, асфальто-смолистых веществ и неорганических солей. В зависимости от причин низких фильтрационных свойств пород этой зоны применяются различные методы воздействия на них с целью повышения дебитов скважин.

7.1 Общие положения

ОПЗ проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Выбор способа ОПЗ осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.

ОПЗ проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями.

Технологию и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями (РД) по отдельным видам ОПЗ с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

Однократное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях:

1) в однородных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят однократное воздействие;

2) в случаях, когда отбором (нагнетанием) охвачены не все пропластки и коэффициент охвата менее 0,5, осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирующих (изолирующих) материалов или оборудования.

Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗ обязательно и включает в своем составе обеспечение необходимым оборудованием и инструментом, а также подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке. В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗ, например оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудования и спуск колонны НКТ, а также другого необходимого оборудования.

После проведения ОПЗ исследуют скважины методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗ.

Для очистки фильтра скважины и призабойной зоны пласта от различных загрязнений в зависимости от причин и геолого-технических условий проводят следующие технологические операции:

1) кислотные ванны;

2) промывку пеной или раствором ПАВ;

3) гидроимпульсное воздействие (метод переменных давлений );

4) циклическое воздействие путем создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов;

5) многоцикловую очистку с применением пенных систем;

6) воздействие на ПЗП с использованием гидроимпульсного насоса;

7) ОПЗ с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС),

8) воздействие на ПЗП с использованием растворителей (бутилбензольная фракция, стабильный керосин и др.).

7.2 Кислотная обработка

При разработке продуктивных карбонатных коллекторов наиболее эффективным методом увеличения добычи нефти является проведение различного вида соляно-кислотных обработок скважин, сущность проведения которых заключается в увеличении проницаемости ПЗП.

Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих в основном из кальцита, доломита и других солей угольной кислоты, а также терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10 %) используют соляную кислоту. Допускается применение сульфаминовой и уксусной кислот.

Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфатов, соединений железа и т.п.), обрабатывают 10-16 %-ным водным раствором соляной кислоты.

Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10 % масс.) или сульфаминовой (10 % масс.) кислотами.

При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3-5 % масс.) или лимонную (2-3 % масс.) кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе.

В трещинных и трещинно-поровых коллекторах для глубокой (по простиранию) обработки используют замедленно взаимодействующие с карбонатами составы на основе соляной кислоты, дисперсные системы типа эмульсий и загущенных растворов:

1) для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др.) и стабилизатор (КМЦ и др.);

2) для приготовления загущенной кислоты в раствор соляной кислоты (от 12 до 15 % масс.) вводят КМЦ или сульфит-спиртовую барду (0,5--3,0 % масс.).

Обработку карбонатных коллекторов в скважинах с температурой от 100 до 170 *С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первичные амины, алкиламиды) от 0,5 до 1 %-ной концентрации.

Объем кислотного раствора и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геолого-технических условий (толщина, пористость, проницаемость, забойная температура, давление пласта) выбирают из табл. 8.

Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10 до 12 % масс.) и плавиковой (от 3 до 5% масс.) кислот. Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород. При первичной обработке используют от 0,3 до 0,4 м3 раствора на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.

Для обработки коллекторов, представленных ангидритами, используют соляно-кислотные растворы с добавками от 6 до 10% масс азотнокислого натрия.

Во всех случаях при проведении кислотных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии в соответствии с требованиями РД [91].

Таблица 8

Объем кислоты для ОПЗ в зависимости от проницаемости пласта-коллектора и количества обработок

Объем кислоты, м3 (из расчета15 %-ной концентрации на1 м вскрытой толщины пласта)
Количество обработок		Тип коллектора
	поровый
	малопроницаемый	высокопроницаемый	трещинный
Одна 0,4-0,6	0,6-1,0	0,6-0,8
Две и более 0,6-1,6	1,0-1,5	1,0-1,5

Примечание. 1 . Продолжительность выдерживания кислотного раствора зависит от температуры пласта. При температурах до 30 °С-- 2 ч, от 30 до 60 "С--от 1 до 1,5 ч. 2. При температурах свыше 60 °С время выдерживания кислотного раствора в пласте не регламентировано и зависит от времени полной нейтрализации (потери активности) кислоты.

Термохимические и термокислотные обработки производят в коллекторах в интервале температур от 15 до 40 °С.

Термохимическую обработку производят с использованием соляной кислоты и магния или некоторых его сплавов (МЛ-1, МА-1 и т.п.).

Термокислотную обработку производят в виде комбинированного воздействия на ПЗП, состоящего из термохимической и обычной кислотной обработок под давлением.

Для кислотных обработок используют специальный насосный агрегат типа Азинмаш-ЗО. Кислоты транспортируют в гуммированных автоцистернах 4ЦР, ЗЦР или ЦР-20.

7.3 Гидропескоструйная перфорация

Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных, как однородных, так и неоднородных по проницаемости коллекторов перед ГРП для образования трещин в заданном интервале пласта, а также для срезания труб в скважине при проведении ремонтных работ.

Не допускается проведение ГПП в условиях поглощения жидкости пластом. Различают два варианта ГПП -- точечная и щелевая. При точечной ГПП канал образуют при неподвижном перфораторе. Щелевую ГПП осуществляют при движении перфорационного устройства.

Профиль и плотность ГПП определяют в зависимости от геолого-эксплуатационной характеристики коллектора.

При осуществлении ГПП используют: перфораторы, НКТ, насосные агрегаты, пескосмесители, емкости для жидкости, сальниковую катушку или превентор, а также жидкость-носитель и кварцевый песок.

В качестве жидкости-носителя используют дегазированную нефть, 5-6 %-ный раствор соляной кислоты, воду (соленую или пресную) с добавками ПАВ, промывочный раствор, не загрязняющий коллектор. При работах в интервале непродуктивного пласта используют пресную воду или промывочную жидкость. Концентрация песка в жидкости-носителе должна составлять от 50 до 100 г/л.

Продолжительность процесса при точечном вскрытии составляет 15 мин, при щелевом -- не более 2--3 мин на каждый сантиметр длины цели.

Перепад давления жидкости на насадке (без учета потерь на трение в НКТ) составляет:

1) при диаметре насадки 6 мм --от 10 до 12 МПа;

2) при диаметре насадки 4,5 мм--от 18 до 20 МПа.

Процесс ГПП осуществляют при движении НКТ снизу вверх.

При непредвиденных продолжительных остановках немедленно промывают скважину при обратной циркуляции.

После ГПП при обратной промывке вымывают шаровой клапан, промывают скважину до забоя до полного удаления песка из скважины, поднимают перфоратор и оборудуют скважину для освоения и эксплуатации. Освоение фонтанных скважин допускается без подъема перфоратора.

7.4 Виброобработка

Виброобработку производят в скважинах с загрязненной ПЗП; в коллекторах, сложенных низкопроницаемыми породами, содержащими глинистые минералы; в литологически неоднородных коллекторах с воздействием на низкопроницаемые пропластки; перед химической обработкой; перед ГРП или другими методами воздействия на ПЗП.

Запрещается проведение виброобработки в скважинах, расположенных вблизи водонефтяного контакта, при интенсивных поглощениях жидкости пластом, при низких пластовых давлениях.

Для проведения технологического процесса в обрабатываемый интервал на НКТ опускают гидравлический золотниковый вибратор типа ГВГ. При давлениях закачивания свыше 40 МПа применяют пакеры.

Величину гидравлического импульса определяют в зависимости от расхода рабочей жидкости и времени перекрытия ее потока.

В качестве рабочей жидкости используют нефть, соляно-кислотный раствор, предельный керосин и их смеси. Количество кислоты и керосина определяется из расчета 2-3 м³ на 1 м вскрытой толщины пласта.

7.5 Термообработка

Термообработку ПЗП проводят в коллекторах с тяжелыми парафинистыми нефтями при пластовых температурах, близких к температуре кристаллизации парафина или ниже нее.

При термообработке перенос тепла в коллектор осуществляют: при теплопередаче по скелету породы и насыщающей жидкости от источника тепла, расположенного в скважине (метод кондуктивного прогрева): при принудительном теплопереносе по коллектору за счет нагнетания в пласт теплоносителя (паротепловая обработка).

Выбор метода теплообработки осуществляют в зависимости от конкретных геолого-промысловых условий:

1) метод индуктивного прогрева осуществляют с использованием глубинных электронагревателей. Температура нагрева должна быть ниже точки коксования нефти. При периодической тепловой обработке, после извлечения из скважины эксплуатационного оборудования, опускают на кабеле-тросе в интервал продуктивного пласта глубинный электронагреватель и осуществляют прогрев в течение 3--7 суток. Продолжительность пуска скважины в эксплуатацию после тепловой обработки не должна превышать 7 ч;

2) при стационарной электротепловой обработке совместно с подземным оборудованием в интервале фильтра устанавливают стационарный электронагреватель, с помощью которого осуществляют прогрев постоянно или по заданному режиму;

3) при паротепловой обработке прогрев ПЗП осуществляют насыщенным паром с помощью стационарных или передвижных парогенераторов ППГУ-4/120. Паротепловые обработки проводят в скважинах глубиной не более 1000 м в коллекторах, содержащих нефть с вязкостью в пластовых условиях свыше 50 мПа * с. Перед проведением процесса скважину останавливают, извлекают эксплуатационное оборудование и проверяют герметичность эксплуатационной колонны. Нагнетание пара осуществляют с таким расчетом, чтобы паровая зона образовалась в радиусе от 10 до 20м. Затем скважину герметизируют и выдерживают в течение 2-3 суток.

7.6 Воздействие давлением пороховых газов

Воздействие на ПЗП пороховыми газами осуществляется путем разрыва пласта без закрепления трещин в плотных низкопроницаемых коллекторах (песчаниках, известняках, доломитах с проницаемостью от 0,10 до 0,05 мкм2 и менее). Не допускается проведение разрыва пласта указанным методом в коллекторах, сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с прослоями глин, мергелей, алевролитов с солитовыми известняками, а также песками и слабосцементированными песчаниками.

Технологический процесс осуществляют с использованием пороховых генераторов корпусных типа АСГ или герметичных бескорпусных типа ПДГ БК и негерметичных типа АДС.

Аппараты АСГ105Кприменяютвобсаженных скважинах с минимальным проходным диаметром 122 мм при температуре до 80 "С и гидростатическим давлением от 1,5 до 35 МПа.

Аппараты типа ПГД БК применяют в обсадных колоннах с проходным диаметром от 1 18 до 130 мм при температуре до 200 "С и гидростатическим давлением до 100 МПа, а типа АДС --до 100 °С и 35 МПа соответственно. Величина минимального гидростатического давления для ПГД БК составляет 10 МПа, для АДС -- 3 МПа.

Спуск и подъем генераторов типа ПГД БК производят на бронированном каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/с в жидкости и 0,5 м/с в газожидкостной среде.

При проведении технологического процесса устье скважины оборудуют перфорационной задвижкой или фонтанной арматурой, а в отдельных случаях-- лубрикатором. Скважину шаблонируют. Производят замену длины кабеля, привязку по каротажу. Замеряют гидростатическое давление и забойную температуру. Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего воздействию, или в непосредственной близости к нему. Если интервал обработки вскрывают торпедированием, генератор давления устанавливают над зоной перфорации на расстоянии 1 м.

После спуска генератора на заданную глубину каротажный кабель закрепляют на устье скважины.

Сгорание порохового заряда фиксируют по рывку кабеля, выбросу жидкости или по звуковому эффекту.

При толщине пласта свыше 20 м производят многократное сжигание пороховых зарядов.

При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, производят поинтервальное и последовательное снизу вверх воздействие на отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.

Для регистрации максимального давления, создаваемого в скважине, используют кремерный прибор, который прикрепляют на кабеле около кабельной головки.

7.7 Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) применяют для воздействия на плотные низкопроницаемые коллекторы, а также при большом радиусе загрязнения ПЗП. При этом в зависимости от геологических характеристик пласта и системы разработки месторождения создается система закрепленных трещин определенной протяженности: от 10 до 30-50 м.

Глубокопроникающий гидроразрыв пласта (ГГРП) с созданием более протяженных трещин производят в коллекторах с проницаемостью менее 50 х 10 ^-3ммк².

Для обеспечения эффективности процесса гидроразрыва перед выбором расклинивающего материала необходимо определить оптимальную длину трещины в зависимости от проницаемости пласта с учетом радиуса зоны дренирования скважины и близости нагнетательных скважин. Теоретическая зависимость оптимальной полудлины трещины L (расстояние от ствола скважины до вершины трещины) от проницаемости пласта k приведена в табл. 4.При выборе L необходимо учитывать радиус зоны дренирования скважины и близость нагнетательных скважин. Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины должно быть не менее 500 м. Оптимальная величина Ь не должна выходить за пределы зоны дренирования скважины.

В коллекторах толщиной свыше 30 м процесс гидроразрыва проводят по технологии поинтервального ГРП.

В скважинах, совместно эксплуатирующих многопластовые залежи, с целью воздействия на отдельные объекты применяют селективный ГРП.

С целью повышения эффективности ГРП предварительно проводят щелевую ГПП.

В качестве закрепляющих трещин материалов на глубинах до 2400 м используют фракционированный песок по ТУ 39-982--94, свыше 2400 м --искусственные среднепрочностные по ТУ 39-014700-02--92 и высокопрочностные по ТУ 39-1565--91 расклинивающие материалы (проппанты).

Для осуществления процесса гидроразрыва используют технологические жидкости на водной и углеводородной основах. Сведения о составах, свойствах полимерных водных и углеводородных систем.

Таблица 9

Зависимость оптимальной полудлины трещины от проницаемости пласта

K10-3, мкм2	100	10	1	0,5	0,1	0,05
L, м	40-65	50-90	100-190	135-250	250-415	320-500

Выбор типа жидкости гидроразрыва осуществляется в соответствии с пластовыми условиями (литологии, температуры, давления и т.п.). При этом учитывается совместимость выбранной жидкости с матрицей пласта и пластовыми флюидами. При содержании в пласте водочувствительных глин необходимо использовать жидкость на углеводородной основе. Кроме этого, такие жидкости обладают низким коэффициентом инфильтрации и способны создавать более протяженные трещины.

Технологические жидкости для ГРП должны удовлетворять следующим основным требованиям:

1) при минимальных затратах жидкости обеспечивать формирование трещин большой протяженности;

2) вязкость должна обеспечивать высокую несущую способность песка (проппанта), достаточную для транспортирования и равномерного размещения в трещине гидроразрыва расклинивающего материала и создания заданной раскрытости трещин;

3) обладать низким гидравлическим сопротивлением и достаточной сдвиговой устойчивостью для обеспечения максимально возможной в конкретных геолого-технических условиях скорости нагнетания жидкости;

4) не снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта;

5) обладать высокой стабильностью жидкостной системы при закачке;

6) легко удаляться из пласта после проведения процесса;

7) обладать регулируемой способностью деструктироваться в пластовых условиях, не образуя при этом нерастворимого твердого осадка, снижающего проводимость пласта и не создающего должного распределения расклинивающего материала в трещине гидроразрыва.

Основными технологическими параметрами для контроля за процессом ГРП следует считать темп и объемы закачки, устьевое давление, концентрацию песка (проппанта) в суспензии.

В общем виде технология применения жидкости для проведения ГГРП не отличается от технологии, используемой при ГРП. При проведении работ используемое оборудование включает цементировочные агрегаты (ЦА-320М, ЦА-400, АН-700), пескосмесительные агрегаты (4ПА, УСП-50), блоки манифольдов (1БМ-700, 1БМ-700С), емкости. Схемы размещения и обвязки технологического оборудования для производства ГГРП приведены в [10].

После проведения подготовительных операций, включающих спуск и посадку пакера, установку арматуры, доставляют технологические жидкости, расклинивающий агент, производят расстановку наземного оборудования, проверку и опрессовку всех трубопроводов и пакера. Перед началом процесса делается контроль технологических свойств жидкостей.

Системы на водной основе можно готовить в емкостях любого типа. Емкости для приготовления углеводородных систем обязательно должны быть закрытыми в целях безопасности и для исключения попадания внутрь атмосферных осадков. В зимнее время емкости необходимо оборудовать системой обогрева.

Продолжительность выдержки под давлением не менее 3 мин.

При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применение ингибиторов коррозии.

7.8 Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин

Работы по выравниванию профиля приемистости (расхода вытесняющего агента) в нагнетательных скважинах направлены на регулирование процесса разработки нефтяных залежей с целью увеличения охвата пласта заводнением по толщине, перераспределения объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытесняющим агентом.

Перед осуществлением процесса проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований, в том числе с применением индикаторов в соответствии с работами, приведенными в разделе 2.

Для ограничения (отключения) воздействия вытесняющего агента на отдельные интервалы (зоны) по толщине пласта или пропластка проводят обработки с применением временно изолирующих материалов (суспензии или эмульсии, осадкообразующие растворы, гелеобразующие или твердеющие материалы на органической или неорганической основе, в том числе водные растворы КМЦ, ПАА и т.п.).

Во всех случаях должна быть предусмотрена возможность восстановления первичной (до обработки) приемистости разрабатываемого интервала пласта.

В случае необходимости осуществляют работы по восстановлению и повышению приемистости слабопроницаемых интервалов (пропластков).

7.9 Требования безопасности при химических и тепловых методах воздействия на призабойную зону пласта

На нагнетательном трубопроводе у устья скважины устанавливают обратный клапан и запорное устройство, а на устьевой арматуре -- манометр.

Запорные устройства, обратные клапаны и расходомер должны быть только заводского изготовления и по техническим характеристикам соответствовать рабочим параметрам.

После обвязки передвижной насосной установки и устья скважины производят гидроиспытание нагнетательного трубопровода на полуторакратное давление от ожидаемого максимального. Результаты гидроиспытания оформляют актом.

Все емкости для кислоты и щелочи устанавливают на расстоянии не менее 50 м от устья скважины. Расстояние между емкостями должно быть не менее 1 м.

Соединение автоцистерны с емкостью должно осуществляться с помощью гибких шлангов через сливной патрубок с задвижкой, установленной в нижней части цистерны.

Запрещается производить закачку кислоты в темное время суток и при скорости ветра более 12 м/с.

Перед разборкой трубопровода давление в обвязке должно быть снижено до атмосферного.

При кислотной обработке работники бригады должны быть обеспечены защитными средствами, предусмотренными при работе с кислотой.

На паропроводе от ППУ должен быть установлен предохранительный клапан, отвод от которого следует вывести под пол установки.

Ремонтные работы в скважине, находившейся под тепловым воздействием, разрешаются только после остывания поверхности поднимаемого оборудования до температуры 45 °С и снижения давления в скважине до атмосферного.

8. Подземный текущий и капитальный ремонт скважин

8.1 Капитальный ремонт

Цех капитального и подземного ремонта скважин, в системе добычи нефти, относится к вспомогательному производству, которое занимается производственно-техническим обслуживанием основной деятельности, с целью обеспечения бесперебойного выпуска конечной продукции - нефти.

Капитальный ремонт скважин проводят с целью поддержания в исправности и повышения производительности действующего фонда скважин, ввода в эксплуатацию бездействующего фонда скважин.

Капитальным ремонтом скважин (КРС ) называется комплекс работ связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

К основному оборудованию, с помощью которого производят СПО, относят подъемные лебедки, монтируемые на самоходной транспортной базе.

Выбор установки, комплекса оборудования и инструмента зависит от глубины ремонтируемой скважины, характера и степени сложности работ.

Таблица 8.1

Виды капитальных ремонтов скважин

Шифр	Виды работ по капитальному ремонту скважин
1	2
КР1 Ремонтно-изоляционные работы
КР1-1	Отключение отдельных обводненных интервалов пласта
КР1-2	Отключение отдельных пластов
КР1-3	Исправление негерметичности цементного кольца
КР1-4	Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором
КР2	Устранение негерметичности эксплуатационной колонны
КР2-1	Устранение негерметичности тампонированием
КР2-2	Устранение негерметичности установкой пластыря
КР2-3	Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра
КРЗ	Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта
КРЗ-1	Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации
КРЗ-2	Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной
КРЗ-З	Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов
КРЗ-4	Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин
КРЗ-5	Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин
КР4	Переход на другие горизонты и приобщение пластов
КР4-1	Переход на другие горизонты
КР4-2	Приобщение пластов
KP5	Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей
КР6	Комплекс подземных работ, связанных с бурением
КР6-1	Зарезка новых стволов скважин
КР6-2	Бурение цементного стакана
КР6-3	Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе
КР6-4	Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин.
КР7	Обработка призабойной зоны
КР7-1	Проведение кислотной обработки
КР7-2	Проведение ГРП
КР7-3	Проведение ГПП
КР7-4	Виброобработка призабойной зоны
КР7-5	Термообработка призабойной зоны
КР7-6	Промывка призабойной зоны растворителями
КР7-7	Промывка призабойной зоны растворами ПАВ
КР7-8	Обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и т.д.)
КР7-9	Прочие виды обработки призабойной зоны
КР7-10	Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин
КР7-11	Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов
КР8	Исследование скважин
КР8-1	Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах
КР8-2	Оценка технического состояния скважины (обследо-
	Перевод скважин на использо
КР9-1	Освоение скважин под нагнетательные
КР9-2	Перевод скважин под отбор технической воды
КР9-3	Перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические
КР9-4	Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха.
КР10	Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин
КР10-1	Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием
КР10-2	Промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок
КР11	Консервация и расконсервация скважин
КР12	Прочие виды работ

Наиболее распространенным видом капитального ремонта в цеху являются ремонтно-изоляционные работы, в частности изоляция обводнившихся пропластков или отдельных интервалов.

1. Изоляционные работы проводят методом тампонирования под давлением без установки пакера через общий фильтр или с установкой съемного или разбуриваемого пакера через фильтр отключаемого пласта:

1) производят глушение скважины:

2) спускают НКТ с «пером» или пакером (съемным или разбуриваемым):

3) при отключении верхних или промежуточных пластов выполняют операции по предохранению нижних продуктивных пластов (заполняют ствол скважины в интервале от искусственного забоя до отметки на 1,5--2,0 м ниже подошвы отключаемого пласта песком, глиной или вязкоупругим составом, устанавливают цементный мост или взрывпакер):

4) производят гидроиспытание НКТ пли НКТ с пакером;

5) определяют приемистость вскрытого интервала пласта. Если она окажется менее 0,6 м3/ч * МПа, проводят работы по увеличению приемистости изолируемого интервала (например, обработку соляной кислотой);

6) выбирают тип и объем тампонажного раствора,

7) приготавливают и закачивают под давлением в заданный интервал тампонажный раствор и оставляют скважину на ОЗЦ. Срок ОЗЦ устанавливают в зависимости от типа тампонажного раствора. По истечении срока ОЗЦ производят проверку моста и гидроиспытание эксплуатационной колонны;

8) при необходимости производят дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта;

9) при отключении верхних и промежуточных пластов, эксплуатация которых осуществляется при депрессии на пласт более 2 МПа, после проведения тампонирования под давлением интервал перфорации перекрывают дополнительно металлическим пластырем.

8.2 Текущий ремонт скважин

Текущим ремонтом скважи (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а так же по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии).

В соответсвии с Правилами ведения ремонтных работ в скважинах, введенными в действие с 01.11.97, к текущему ремонту относятся следующие работы

Виды текущего ремонта скважин
Шифр	Виды работ по текущему ремонту скважин
1	2
ТР1 Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации)
ТР1-1 Е	Ввод фонтанных скважин
ТР1-2 Е	Ввод газлифтных скважин
ТР1-3 Е	Ввод скважин, оборудованных ШГН
ТР1-4 Е	Ввод скважин, оборудованных ЭЦН
TP2	Перевод скважин на другой способ эксплуатации
TP2-1	Фонтанный - газлифт
TP2-2	Фонтанный - ШГН
TP2-3	Фонтанный - ЭЦН
TP2-4	Газлифт - ШГН
TP2-5	Газлифт - ЭЦН
TP2-6	ШГН - ЭЦН
TP2-7	ЭЦН - ШГН
TP2-8	ШГН - ОРЭ
TP2-9	ЭЦН - ОРЭ
TP2-10	Прочие виды перевода
ТРЗ	Оптимизация режима эксплуатации
ТРЗ-1	Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН
ТРЗ-2	Изменение глубины подвески, изменение типоразмера ЭЦН
ТР4	Ремонт скважин, оборудованных ШГН
ТР4-1	Ревизия и смена насоса
ТР4-2	Устранение обрыва штанг
ТР4-5	Замена полированного штока
ТР4-6	Замена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ
ТР4-7	Очистка и пропарка НКТ
ТР4-8	Ревизия, смена устьевого оборудования
ТР5	Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН
ТР5-1	Ревизия и смена насоса
ТР5-2	Смена электродвигателя
ТР5-3	Устранение повреждения кабеля
ТР5-4	Ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ
ТР5-5	Очистка и пропарка НКТ
ТР5-6	Ревизия, смена устьевого оборудования
ТР6	Ремонт фонтанных скважин
ТР6-1	Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ
ТР6-2	Очистка и пропарка НКТ
ТР6-3	Смена, ревизия устьевого оборудования
ТР7	Ремонт газлифтных скважин
ТР7-1	Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ
ТР7-2	Очистка и пропарка НКТ
ТР7-3	Ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов
ТР7-4	Ревизия, смена устьевого оборудования
ТР8	Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощаю- щих скважин
ТР9	Очистка, промывка забоя
ТР9-1	Промывка горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ
ТР9-2	Обработка забоя химреагентами (ТГХВ, СКО, ГКО и т.д.)
ТР10	Опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования
ТР11	Прочие виды работ

8.3 Ремонт скважин, оборудованных штанговыми насосами

За 12 месяцев 2002 года было произведено 203 ремонтов на скважинах оборудованных УШГН, таким образом данный вид ремонта является одним из наиболее распространенных.

Смена насоса.

1. Подготовительные работы.

1.1 . Устанавливают специальный зажим для снятия полированного штока.

1.2. Снижают давление в трубном и затрубном пространствах до атмосферного и отсоединяют выкидную линию от устьевой арматуры.

1.3. Поднимают с помощью спецэлеватора полированный шток.

1.4. Устанавливают штанговый крюк на талевый блок.

1.5. Поднимают колонну штанг со вставным насосом или плунжером невставного насоса.

1.6. Укладывают штанги на мостки ровными рядами. Между рядами штанг прокладывают деревянные прокладки с расстоянием между ними не более 1 ,5 м. В процессе подъема штанг производят отбраковку и замену дефектных штанг на исправные.

1.7. Поднимают НКТ с цилиндром невставного или замковой опорой вставного насоса с помощью автомата АПР-2ВБ.

2. Спуск насоса.

2.1. Перед спуском насоса в скважину проверяют плавность хода плунжера. Во вставных насосах дополнительно проверяют состояние стопорного конуса. Неисправности насоса устраняют в мастерских.

2.2. Опускают защитное приспособление (фильтр, предохранительную сетку и др.), цилиндр невставного или замковую опору вставного насоса в колонну НКТ с помощью автомата АПР-2ВБ.

2.3Спускают колонну штанг с плунжером вставного или цилиндром невставного насоса.

2.4. Соединяют верхнюю штангу с полированным штоком в соответствии с правилами подготовки плунжера в цилиндре насоса.

2.5. Собирают устьевое оборудование и пускают скважину в эксплуатацию.

8.4 Ремонт скважин, оборудованных погружными электронасосами

За 12 месяцев 2002года произведено 98 ремонтов скважин оборудованных ЭЦН, т.е. значительно меньше, чем оборудованных ШГН, закономерен вывод о большей надежности ЭЦН.

3.1. Подготовительные работы

3.1.1. Отключают ЭЦН от электросети и вывешивают табличку «Не включать, работают люди».

3.1 .2. Устанавливают на мачте подвесной ролик для направления кабеля.

3.1.3. Отсоединяют КРБК ЭЦН от станции управления, поднимают пьедестальный комплекс (или планшайбу), пропускают КРБК через отверстие в пьедестальном комплексе (или планшайбе) и подвесной ролик и закрепляют на барабане кабеленаматывателя (автонаматывателя).

3.1.4. Устанавливают на фланец обсадной колонны специальное приспособление, придающее кабелю направление и предохраняющее его от повреждений.

3.1.5. Поднимают НКТ с ЭЦН и КРБК, не допуская при этом отставания последнего от труб (провисания). В процессе подъема снимают с НКТ крепежные пояса с помощью спецкрючка.

3.1.6. Производят при необходимости шаблонирование скважины. При смене типоразмера насоса шаблонирование ствола скважины обязательно.

3.1.7. Производят монтаж узлов погружного агрегата ЭЦН и его пробный запуск.

3.2. Спуск ЭЦН и КРБК на НКТ.

3.2.1. Перед спуском ЭЦН над ним устанавливают обратный клапан, а через одну-две трубы --спускной клапан.

3.2.2. В процессе спуска НКТ с помощью поясов (клямсов) крепят КРБК, при этом через каждые 200 м замеряют его изоляцию. При свинчивании не допускается проворачивание подвешенной части НКТ.

3.2.3. После спуска ЭЦН на заданную глубину КРБК пропускают через отверстие в пьедестальном комплексе (планшайбе) и производят обвязку устья скважины.

3.2.4. Замеряют сопротивление изоляции, производят пробный пуск ЭЦН и пускают скважину в эксплуатацию.

8.5 Оборудование применяемое при КРС

Схема, основная техническая характеристика подъемных установок

К основному оборудованию, с помощью которого производят СПО, относят подъемные лебедки, монтируемые на самоходной транспортной базе.

Выбор установки, комплекса оборудования и инструмента зависит от глубины ремонтируемой скважины, характера и степени сложности работ.

Для производства ремонтов часто применяют следующие передвижные подъемные установки и агрегаты:

агрегат А-50У - предназначен для СПО при текущем и капитальной ремонте скважин глубиной до 3500 м, с укладкой труб на мостки, разбуривания цементной пробки в колоннах диаметром 141 - 168 мм, промывки и тартальных работ.

Рисунок 8 - Агрегат А-50 М (вид сбоку)

Агрегат состоит из трансмиссии, двухбарабанной лебедки (подъемный и тартальный барабаны), телескопической вышки с талевой системой, ротора с гидроприводом, компрессора, гидродомкратов подъема, вышки и системы управления агрегатом и лебедкой. Грузоподъемность агрегата при работе подъемного барабана и оснастке талевой системы 4 х 3 приведена в таблице.

Таблица 8

Характеристика агрегата А-50У

Скорость	Скорость каната, м/с	Скорость талевого блока	Частота вращения вала	Грузоподъемность, т
I	1,088	0,181	39,8	50,0
II	1,9	0,317	69,8	34,5
III	4,17	0,695	153,0	12,6
IV	7,8	1,215	268,0	7,5

8.5.1 Ловильные инструменты

1. Колокола - представляют собой ловильный инструмент врезного неосвобождающего типа.

Рисунок 8.5.1 - Сквозной колокол КС

1 - резьба присоединительная к приемной трубе; 2 - резьба «ловильная»

3 - резьба присоединительная к воронке

Колокола различаются по типу внутренней ловильной резьбы (при нормальной нарезке резьбы - захват происходит путем врезания навинчиванием на аварийный предмет. При резьбе упорного профиля - залавливание производится методом набивания на аварийный инструмент)

2. Метчики - представляют собой ловильный инструмент врезного неосвобождающегося типа и прдназначены для извлечения оставшейся в скважине колонны труб или другого аварийного оборудования с возможностью захвата за внутреннюю поверхность.

Захват происходит ввинчиванием во внутреннюю поверхность тела аварийной трубы (МЭУ - метчик универсальный) или ввинчиванием непосредственно в муфту или замок (МЭС, МСЗ - метчики специальные).

Рисунок 8.5.2 - Метчик освобождающийся МКО1-114-168 для НКТ

1 - корпус; 2 -винт; 3 - подпружинные штифты; 4 - плашка

3. Труболовки, овершоты.

Труболовки подразделяются на внутренние и наружные, освобождающиеся и неосвобождающиеся.

ТВ - внутренние труболовки плашечного типа неосвобождающиеся.

ТВМ - внутренние труболовки плашечного типа освобождающиеся от механического воздействия.

ЛТВ - внутренние труболовки цангового типа освобождающиеся.

4. Нестандартный инструмент.

Для извлечения аварийного оборудования также используется нестандартное оборудование (не имеющее ГОСТ) - «мятая труба», рессорник, паук, крючки, шнеки, штопора и др. Последние применяются для извлечения кабеля.

Ловильные работы в скважинах - один из наиболее трудоемких видов капитального ремонта. Наиболее часто встречаются следующие работы: ловля оборудования или отвинтившихся насосно-компрессорных труб или штанг, ловля оборудования глубинных насосов и якорей, ловля агрегата ЭЦН вместе с кабелем или без него, ловля кабеля или перфоратора, извлечение насосно-компрессорных труб, прихваченных песчаниками или цементными пробками.

9. Организационная структура

9.1 Деятельность и организационная структура ОАО «АНК Башнефть»

ОАО "АНК "Башнефть" по уровню добычи нефти входит в первую десятку нефтедобывающих компаний России. Компания Башнефть разрабатывает свыше 150 месторождений, основная часть которых находится на поздней, завершающей стадии разработки. Поэтому с целью увеличения сырьевой базы в последние годы компания активно работала над поиском и разведкой новых месторождений нефти как в Башкортостане, так и и других регионах России. По вводу новых месторождений за последние 6 лет "Башнефть" занимает третье место среди нефтяных компаний России. Результат этой работы - впервые за последние 20 лет в 2002 году ОАО "АНК Башнефть" добыла нефти больше, чем в предыдущем году. Компанией добыто 12015 тысяч тонн нефти, что на 151 тысяч превышает уровень 2001 года. Повышение темпа роста добычи нефти из новых месторождений, снижение темпа падения добычи из старых, истощенных месторождений является стратегией компании. Благодаря научному подходу в решении любых проблем, опираясь на инициативную, с высокой отдачей работу менеджеров, специалистов и рабочих всех трудовых коллективов, компания проводит режим жесткой экономии, рачительного расходования всех видов ресурсов и добивается рентабельности производства. В сложные времена экономических реформ ОАО "АНК "Башнефть" ежегодно добывая порядка 12 млн.тонн нефти продолжает оставаться стержнем экономики Республики Башкортостан, поскольку на ее долю приходится около 20% промышленной продукции республики и шестая часть ее бюджетных поступлений. Компания проводит работу по повышению эффективности добычи нефти на основе использования новых современных технологий строительства скважин и методов увеличения нефтеотдачи пластов на разрабатываемых месторождениях, оптимизации управления производством, снижении затрат, повышения производительности труда на всех этапах производства и планирует обеспечить добычу нефти в 2003 году не менее 12 млн.тонн. В перспективе компания будет продолжать вести работы для повышения эффективности разработки месторождений за счет расширения объемов внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов и других технологий. Основными видами деятельности компании являются:

-производство геологоразведочных работ и разработка нефтяных, газовых и иных месторождений;

- добыча, сбор, подготовка, транспортировка, переработка, хранение и реализация нефти, газа и продуктов их переработки;

производство буровых, строительно-монтажных, ремонтно-строительных и дорожных работ;

эксплуатация горных производств и объектов по добыче полезных ископаемых открытым способом;

производство маркшейдерских работ при разработке месторождений полезных ископаемых;

строительство, содержание и эксплуатация нефтебаз и автозаправочных станций, в том числе передвижных;

внешнеэкономическая деятельность;

производство отдельных видов машин, оборудования и материалов;

производство проектно-конструкторских и проектно-строительных работ;

научно-исследовательская и опытно-конструкторская деятельность;

производство сельскохозяйственной продукции, развитие и внедрение технологии переработки пишевой сельскохозяйственной продукции;

- производство товаров народного потребления и оказание платных услуг населению;

-маркетинговая деятельность;

консалтинговая и посредническая деятельность;

инвестиционная деятельность, в том числе на фондовом рынке, лизинговая, факторинговая деятельность;

торгово-посредническая и снабженческая деятельность;

оказание транспортных услуг;

- создание, внедрение и эксплуатация информационных систем (коммуникационное оборудование и технологии, развитие компьютерных технологий и источников информации, разработка и реализация программных продуктов, автоматизированных систем обработки информации);

создание, внедрение и эксплуатация систем связи;

лесоразработка, производство и реализация лесопиломатериалов и конструкций, развитие и внедрение деревообрабатывающих технологий;

обучение, подготовка и переквалификация кадров;

организация производств, служащих задачам и интересам компании, в том числе ведение рекламной, издательской, патентной и полиграфической деятельности, организация выставок, аукционов;

оказание медицинских и санаторно-профилактических услуг работникам компании и населению, реализация медицинского оборудования, лекарственных средств и медикаментов;

оказание платных юридических услуг юридическим лицам и гражданам;

создание безопасных условий труда, разработка и утверждение в установленном порядке правил, норм и типовых инструкций по охране труда и технике безопасности;

обеспечение охраны объектов и работников компании, ее экономической безопасности;

производство, розлив и реализация (в том числе оптовая) минеральной и природной питьевой воды;

-утилизация отходов производства и потребления;

-заготовка, переработка и реализация лома цветных и черных металлов;

- заготовка, переработка и реализация драгоценных металлов.

Основные виды продукции(товаров, услуг) обеспечившие более 10% дохода за три последних финансовых года и за 1 квартал 2011 года:

1. Нефть

2. Давальческие нефтепродукты(бензин, дизтопливо, мазут).

Основные виды экспортной продукции(товаров, услуг):

1. Нефть

Экспорт нефти проводился по направлениям: Германии, Польша, Украина, Литва, Новороссийск, Венгрия.

Рынки сбыта продукции:

-нефть на экспорт и внутренний рынок

-бензин на внутренний рынок

-дизельное топливо на экспорт и внутренний рынок

-мазут на экспорт и внутренний рынок

Структура компании

Добыча

НГДУ «Краснохолмскнефть»

НГДУ «Арланнефть»

НГДУ «Чекмагушнефть»

НГДУ «Южарланнефть»

НГДУ «Аксаковнефть»

НГДУ «Октябрьскнефть»

НГДУ «Уфанефть»

НГДУ «Ишимбайнефть»

НГДУ «Башсибнефть»

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1982. - 311 с.

2. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М71 2-е изд., испр. - М: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007. - 826 с.

3. Ривкин П.Р. Техника и технология добычи нефти и подготовки нефти на нефтепромыслах : Справочное пособие для разработчиков нефтегазовых месторождений. 2-е изд. - Уфа: Дизайн Полиграф Сервис, 2008 - 496 с.

4. Петров А.И., Методы и техника измерений при промысловых исследованиях скважин. М.: Недра, 1972.

5. Коршак А.А. Основы нефтегазового дела / А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. -Уфа: Дизаин Полиграф Сервис, 2002.

Размещено на Allbest.ru