Методы освоения нефтяных скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

МЕТОДЫ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Освоение скважины - комплекс технологических операций но вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. После проводки скважины, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны, которую иногда называют вторичным вскрытием пласта, призабойная зона и особенно поверхность вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Кроме того, воздействие на породу ударных волн широкого диапазона частот при перфорации вызывает иногда необратимые физико-химические процессы в пограничных слоях тонко-дисперсной пористой среды, размеры пор которой соизмеримы с размерами этих пограничных слоев с аномальными свойствами. В результате образуется зона с пониженной проницаемостью или с полным ее отсутствием.

Цель освоения - восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т. е. давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой и плавной.

Различают методы освоения пластов с высоким начальным давлением, когда ожидаются фонтанные проявления, и с малым давлением (на разработанных площадях), когда угрозы открытого фонтанирования нет и предполагается механизированный способ эксплуатации. В практике нефтедобычи известно много случаев открытого нерегулируемого фонтанирования скважин с длительными пожарами в результате нарушения технологии вскрытия пласта и освоения скважины. Такие явления не только выводят из строя саму скважину, но и приводят к истощению самого месторождения.

Можно выделить шесть основных способов вызова притока: тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами.

Перед освоением на устье скважины устанавливается арматура или ее часть в соответствии с применяемым методом и предлагаемым способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны должна быть установлена задвижка высокого давления для перекрытия при необходимости ствола скважины.

Тартание - это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) канате с помощью лебедки. Желонка изготавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикрепления каната. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м3.

Тартание - малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями применения, так как устьевая задвижка при фонтанных проявлениях не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. Однако возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине дают этому способу некоторые преимущества.

Поршневание. При поршневании (свабировании) поршень или сваб спускается на канате в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25-37,5 мм) с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3-i шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ к: уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75- 150 м. Поршневание в 10-15 раз производительнее тартания.

Устье при поршевании также остается открытым, что связана опасностями неожиданного выброса.

Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при опущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления на величину

где pi - плотность глинистого раствора; - плотность промы-иочной жидкости; L - глубина спущенных НКТ; -средний угол кривизны скважины.

Таким способом осваиваются скважины с большим пластовым давлениеми при наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению. Как видно из формулы , при смене глинистого раствора на нефть максимальное снижение давления составит всего лишь 25 % от давления, создаваемого столбом глинистого раствора.

Этим по существу и ограничиваются возможности метода.

Замена жидкости в скважине проводится с помощью насосных агрегатов, а иногда и буровых насосов. В некоторых случаях, когда по опыту освоения скважины данного месторождения имеется уверенность в безопасности, применяют дополнительно поршневание для отбора части жидкости из скважины и дальнейшего снижения забойного давления.

Компрессорный способ освоения. Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора.

При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое р3. При р3<Рпл начинается приток, и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. После опробований и получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.

Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значительные Депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны скважины. Однако применение компрессорного способа освоения ограничено в скважинах пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах. В некоторых районах возникает необходимость освоения скважин глубиной 4500-5500 м, а увеличение глубины также ограничивает использование компрессорного способа.

Для более полного использования пластовой энергии, выноса жидкости с забоя и возможных промывок скважин башмак НКТ опускают до верхних перфорационных отверстий. Чтобы оттеснить уровень жидкости до башмака НК.Т, особенно при больших глубинах, нужны компрессоры, развивающие давление в несколько десятков мегапаскалей. Это осложняет освоение. Поэтому в колонне труб на заранее определенной глубине делают так называемое пусковое отверстие (пусковые муфты или пусковой клапан). Опускающийся в межтрубном пространстве уровень жидкости обнажает это отверстие, нагнетаемый газ поступает через него в НКТ и разгазирует столб жидкости выше отверстия. Если давление внутри НКТ на уровне отверстия после разгазирования обозначить то забойное давлениебудет равно

где -глубина забоя (до верхних перфораций); -глубина пускового отверстия;-плотность скважинной жидкости; - средний угол кривизны скважины.

Забойное давление до нагнетания газа равно

Вычитая из найдем депрессию на пласт

Чем больше давление, развиваемое компрессором, тем на большей глубине может быть предусмотрено пусковое отверстие или башмак НКТ, а следовательно, больше ,при прочих равных условиях.

Однако с увеличением L увеличивается и р\, которое, вообще говоря, зависит от расхода газа, но оно не может быть снижено менее чем до 7-10 % от гидростатического давления, определяемого первым слагаемым в (IV.36). Поэтому для освоения глубоких скважин требуются компрессоры, развивающие высокое давление. В момент оттеснения уровня жидкости к башмаку НКТ или пусковому отверстию давление в межтрубном пространстве, а следовательно, и на выходе компрессора максимально. По мере разгазирования жидкости в НКТ давление (внутри НКТ на уровне отверстия) будет снижаться и давление на забой падать. Поэтому процесс освоения рассчитывают на этот, так сказать, критический момент.

Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа* или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.

Для такого освоения к скважине подвозится передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре. Процесс этот сложный. Однако можно записать уравнение баланса давлений с усредненными параметрами смеси и расхода.

При закачке газожидкостной смеси (ГЖС) на пузырьки воздуха действует архимедова сила, под действием которой они всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3-0,5 м/с. Поэтому скорость движения жидкости вниз должна быть больше скорости всплытия пузырьков газа. Иначе газ не достигнет башмака НКТ и давление на забое не снизится. Для создания достаточно больших скоростей жидкости необходимы большие расходы. Поэтому при закачке ГЖС предпочтительно это делать не через кольцевое пространство, а через НКТ, так как малое их сечение позволяет получить достаточно большие нисходящие скорости при умеренных объемных расходах жидкости. Считается, что для успешного осуществления процесса достаточно иметь нисходящую скорость жидкости порядка 0,8-1 м/с.

Для выноса с забоя тяжелых осадков (глинистого раствора, утяжелителя и частиц породы) обычно применяется обратная промывка. Поэтому закачка ГЖС, которая осуществляется после промывки, также производится по схеме обратной промывки без изменения обвязки скважины.

Запишем баланс давлений при закачке ГЖС в кольцевое пространство в тот момент, когда давление на насосе будет максимально. Рассмотрим случай, когда НКТ до башмака заполнены жидкостью, а затрубное пространство заполнено ГЖС; причем обе системы движутся со скоростями, соответствующими темпу нагнетания ГЖС.

Обозначим:

- удельные потери на трение в НКТ при движении ПО ним жидкости, выраженные в м столба жидкости;

--удельные потери на трение в кольцевом пространстве, выраженные в м столба ГЖС.

При обратной промывке давление у башмака НКТ со стороны кольцевого пространства равно

(IV.37)

Давление у башмака со стороны НКТ равно

(IV.38)

где ром - среднеинтегральное значение плотности ГЖС в кольцевом пространстве; - плотность скважинной жидкости;

-длина НК.Т; - средний угол отклонения ствола скважины от вертикали; -давление нагнетания на устье скважины в кольцевом пространстве; ру - противодавление на выкиде;

-ускорение свободного падения.

Очевидно, поэтому, приравнивая и решая относительно L, получим

(IV.39)

Формула (IV.39) определяет предельную глубину спуска башмака НКТ при заданных параметрах процесса

. Решая формулу (IV.39) относительно получим: давление на устье скважины, необходимое для закачки ГЖС при заданной глубинеспуска НКТ:

(IV.40)

Величины обычно известны. Величины ст, ак

и рем определяются:-по обычным формулам трубной гидравлики, а ак и рем - сложными вычислениями с использованием ЭВМ для численного интегрирования дифференциального уравнения движения ГЖС.

При освоении скважины газированной жидкостью к устью присоединяется через смеситель линия от насосного агрегата, ко второму отводу смесителя - выкидная линия компрессора. Сначала запускается насос и устанавливается циркуляция. Скважинная жидкость (глинистый раствор) сбрасывается в земляной амбар или другую емкость. При появлении на устье нагнетаемой чистой жидкости (вода, нефть) запускается компрессор, и сжатый газ подается в смеситель для образования тонкодисперсной ГЖС.

По мере замещения жидкости газожидкостной смесью давление нагнетания увеличивается и достигает максимума, когда ГЖС подойдет к башмаку НКТ. При попадании ГЖС в НКТ давление нагнетания снижается.

Освоение скважинными насосами. На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами (ШСН или ПЦЭН), спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины рс<рпл, при которой устанавливается приток из пласта. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки.

Перед спуском насоса скважина промывается до забоя водой или лучше нефтью, что вызывает необходимость подвоза к скважине промывочной жидкости - нефти и размещения насосного агрегата и емкости. При промывке водой в зимних условиях возникает проблема подогрева жидкости для предотвращения замерзания.

В заключение необходимо отметить, что в различных нефтяных районах вырабатывались и другие практические приемы освоения скважин в соответствии с особенностями того или иного месторождения. В * качестве примера можно указать и на такой прием, когда при компрессорном методе в затрубное пространство, заполненное нагнетаемым воздухом, подкачивают некоторое количество воды для увеличения плотности смеси и снижения давления на компрессоре. Это позволяет осуществить продавку скважины при большей глубине спуска НКТ.

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ ЗАКАЧКОЙ ЖИДКОСТИ

Обозначим: -плотность и вязкость жидкости, заполняющей скважину перед освоением; -плотность и вязкость жидкости, нагнетаемой в скважину для понижения давления на забое;-давление нагнетаемой жидкости на устье; - давление жидкости на выходе из скважины.

Рассмотрим случай обратной промывки, т. е. когда более легкая жидкость нагнетается в межтрубное пространство, а тяжелая жидкость (раствор) вытесняется через НКТ.

На рис. показано положение границы раздела двух жидкостейв некоторый момент времени t

Весь процесс разделим на два этапа: перемещение по кольцевому пространству границы раздела х от устья скважины до башмакаперемещение границы раздела х от башмака до устья внутри НКТ:

Уравнение баланса давлений

(IV.41)

где - потери на трение нагнетаемой жидкости в кольцевом пространстве на длине - потери на трение

скважинной жидкости: в кольцевом

пространстве на участке -потеря на трение скважинной жидкости в НК'Г на всей длине НКТ; -давление, необходимое для уравновешивания разности гидростатических давлений на участке х, обусловленной наличием в межтрубном пространстве более легкой жидкости и в НК'Г более тяжелой жидкости , а также кривизной скважины (угол кривизны.

Противодазленце на выходе жидкости из скважины (из НКТ) рв обусловлено системой выкида (IV.42)

Величинымогут быть определены как произведение потерь на трение на 1 м длины трубы или межтрубного пространства, выраженных в м столба жидкости, на длину участка, т. е.



где - потери давления на трение, выраженные в м

столба соответствующей жидкости, на 1 м длины трубы иле межтрубного пространства.

Согласно законам трубной гидравлики

(IV.46)

где-эквивалентный диаметр кольцевого пространства, м; -линейная скорость движения жидкости, м/с.

Учитывая, что скважины искривлены и НКТ в них располагаются эксцентрично, в формулу (IV.46) вводится поправка на эксцентричность

где эксцентриситет

(IV.48)

Здесь-наружный диаметр муфт НКТ;-наружный диаметр НКТ;- внутренний диаметр колонны.

Кроме того, для учета того, что течение происходит по кольцевому пространству, в формулу (IV.46) вводится уточняющая поправка Девиса

(IV.49)

С учетом поправок (IV.50)

-

коэффициент трения для жидкости сзависящий от параметра

Рекомендовано несколько формул для: для ламинарного течения

(IV.51)

для переходного и турбулентного течений и диаметров от 6 до 100 мм по данным зарубежных источников

(IV.52)

Таким образом, для кольцевого пространства при формула (IV.52) перепишется следующим образом:

(IV.53)

Скорость v определяется через подачу насосного агрегата q,

(IV.54)

Определив по (IV.54)) и, находим число Re для кольцевого пространства

(IV.55)

Если найденный (ламинарное течение), тоопределяем по формуле (IV.51), если (турбулентное течение), то по (IV.53).

Далее вычисляем эксцентриситет по (IV.48) и поправку ё по (IV.47). По формуле (IV.49) находим к, затем определяем а\. Тогда по формуле (IV.43) найдем потери на трение рх для любого значения х. Для расчета и построения графика ря(х) достаточно задаться тремя-пятью значениями х в пределах от 0 до

На участке кольцевого пространства L-х движется скважинная жидкость (глинистый раствор или вода pi, уц). Для этого участка используемые формулы аналогичны:

(IV.56)

(IV.57)

Знаяиз (1V.57) и (IV.56), определяем х - потери на трение в кольцевом пространстве для участка, занятого скважинкой жидкостью, используя формулу (IV.44). Причем принимаем прежние три-пять значений

Величина для любых значений т.е. для первого этапа, постоянная. Она определяется по формуле (IV.45). Поскольку определяет потери на трение в НКТ, в которых в течение всего первого этапа движется скважинная жидкость, тоопределяется по формуле для течения в круглой трубе. Поэтому

(IV.58)

-линейная скорость течения жидкости в НКТ,

 -площадь сечения НКТ.

(1V.59)

Таким образом, зная подачу насосного агрегата q и задаваясь различными значениями можно по формуле (IV.41) определить динамику давления нагнетания ра на устье скважины для первого этапа.

Во время второго этапа граница раздела двух жидкостей перемещается в НКТ от башмака до устья. Потери на трение в межтрубном пространстве, заполненном нагнетаемой жидкостью , будут постоянны, а потери в НКТ будут изменяться в результате замещения скважинкой жидкости нагнетаемой. Для второго этапа отсчет х будем вести от башмака НКТ. Уравнение баланса давлений можно записать аналогично, но слагаемые должны, определяться по иным формулам, а именно:

где -потери давления на трение в НКТ в м столба нагнетаемой жидкости (рг, \xz) на 1 м НКТ.

Все величины, нужные для расчета по двум последним уравнениям, известны из предыдущего.

Гидростатически неуравновешенный столб жидкости в НКТ для второго этапа будет иметь высоту по вертикали Поэтому соответствующее давлениебудет равно



По мере увеличения х величина будет уменьшаться и приобратится в нуль. Задаваясь несколькими х в пределах получим динамику давления нагнетания для второго этапа.

Имея значения для различных х при первом и втором этапах закачки, можно построить график измененияво времени закачки при известной подаче насосного агрегата на каждом интервале времени.

Для первого этапа имеем

(IV.64)

где -объем кольцевого пространства, заполненного нагнетаемой жидкостью, к моменту времени- объем жидкости, поданной насосным агрегатом с подачей за то же время t от начала закачки. Из Таким образом, задаваясь различными Xi для гидравлического расчета первого этапа по (IV.65), находим соответствующие значения времениНа втором этапе нагнетания жидкость движется по НКТ. Поэтому

Соответствующие значения для второго этапа должны определяться по заданным х по формуле.

При гидравлическом расчете процесса освоения заменой жидкости представляет интерес динамика забойного давления в скважине

Величину можно подсчитать через потери давления в кольцевом пространстве и через потери в трубах, так как у башмака НКТ эти давления равны.

Если забой скважины глубже башмака НКТ то

где-давление у башмака равное: для первого этапа

для второго этапа

В данном случае для второго этапа определяется по формуле

Зная функцию рн(х), можно х выразить через t и получить - зависимость давления нагнетания от времени для обоих этапов и далее определить также для обоих этапов. Затем по формуле определить динамику забойного давления во времени

Зная пластовое давление и сопоставляя его с полученными значенияминайдем момент временис начала закачки, когда забойное давление в осваиваемой скважине сравняется с пластовым или станет меньше его. В этот момент времени можно ожидать начала проявления пласта.

Если остается меньше минимального значения рс, которое достигается при полном замещении жидкости в скважине на менее плотную, то освоить скважину этим методом не представляется возможным и возникает необходимость дальнейшего понижениядругим методом.

Аналогичный расчет с использованием тех же расчетных формул может быть произведен и при закачке более легкой жидкости в НКТ и вытеснении скважинной жидкости через затрубное пространство. Площадь сечения затрубного пространства как правило, примерно в 4 раза больше сечения НКТ-, поэтому потери на трение в затрубном пространстве меньше, чем в НКТ. Это приводит к тому, что забойное давление рс при закачке через затрубное пространство будет больше; чем при закачке через НКТ, при прочих равных условиях, так как к забойному давлению прибавляется потеря давления на трение в НКТ.

РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ОСВОЕНИЯ КОМПРЕССОРНЫМ МЕТОДОМ

скважина освоение перфорация приток

Определим предельную глубину спуска башмака НКТ (или глубину установки пусковой муфты), исходя из возможностей используемого компрессора при закачке газа в кольцевое пространство скважины. Наибольшее давление на компрессоре возникнет в момент подхода уровня жидкости к башмаку НКТ.

Давление газа рс на уровень жидкости, находящейся у башмака НКТ, будет в этот момент равно давлению столба жидкостидействующего со стороны НКТ.

Величина обусловлена давлением компрессора давлением, создаваемым весом газового столба и потерей на трение при движении газа по кольцевому пространству со знаком минус. Так что

С другой стороны,

Здесь противодавление в выкидной трубе, обусловленное системой сбора; - гидростатическое давление столба негазированной жидкости в НКТ, которое с учетом кривизны скважины равно

где -плотность скважинной жидкости;-предельная глубина оттеснения уровня жидкости газом (глубина спуска башмака НКТ или пусковой муфты); -средний угол кривизны скважины; стр2 - потери на трение жидкости в НКТ, которые прибавляются к давлению у башмака и поэтому должны быть взяты со знаком плюс.

Потери на трение могут быть определены как

произведение падения давления на единице длины трубы (1 м) на общую длину, так что

гдеиопределяются по обычным формулам трубкой гидравлики

Здесь -внутренний диаметр обсадной колонны; -

наружный и внутренний диаметры НКТ соответственно;

- скорости движения газа в кольцевом пространстве и жидкости в НКТ соответственно; -средняя плотность газа в межтрубном пространстве и жидкости в НКТ соответственно; - коэффициенты трения для газа в межтрубном пространстве и жидкости в НКТ соответственно, определяемые через число Рейнольдса.

Между скоростью понижения уровня жидкости vK в кольцевом пространстве и скоростью движения жидкости в трубах ут существует очевидная связь

где

площадь сечения межтрубного пространства;

- площадь сечения НКТ. Поэтому Определим связь скоростей с подачей компрессора go-Обычно дается в мин газа, приведенного к стандартным условиям и. Та же подача, приведенная к данным термодинамическим условиямина основании законов состояния газов, будет равна

Зная подачу компрессора q, определим скорость понижений уровня ук при его приближении к башмаку НКТ

Подставляя в получим В формулах и (в качествемогут быть приняты средние значения давления и температуры газа в межтрубном пространстве.

Если предварительное вычисление средних значений вызывает трудности, то без значительной погрешности можно принять

где -температура газа на устье скважины; -температура на глубинев абсолютных градусах К.

Давление от веса газового столба может быть определено по барометрической формуле.

Рассмотрим столб газа высотой их и плотностью рг. Его гидростатическое давление равно

Если направление отсчета х не совпадает с направлением силы тяжести, т. е. с вертикалью, и составляет с этой вертикалью угол то

По законам состояния газа Подставляя в имеем Разделяя переменные и полагая при этом, что z, T и р вдоль оси скважины не изменяются и равны средним значениям, и интегрируя в пределах по от до и пол соответственно от 0 до, где - глубина до башмака НКТ вдоль оси скважины, получим

Умножая правую часть на и освобождаясь от логарифмов, найдем

или

Здесь- плотность газа при стандартных условиях, т. А прии - коэффициент сжимаемости газа; средняя абсолютная температура в скважине; z - zcv - средний коэффициент сжимаемости газа; - средний угол кривизны скважины..

По формуле можно определить давление газа на глубинеесли известно давление на устье Функциюможно разложить в ряд'

В формуле показатель степени при

Обычно А'=0,1- 0,2:1 поэтому квадратом х можно пренебречь и ограничиться двумя первыми членами ряда (IV.86). Тогда формулу (IV.85) можно переписать следующим образом:

(IV.87)

Давление, создаваемое весом газового столба ApL, равно

(IV.88) Подставляя (IV.87) в (IV.88), найдем (IV Щ)

По формуле (IV.89) наиболее просто определить давление от веса газового столба с достаточной для практических расчетов точностью

Таким образом, все слагаемые в равенствах (IV.70) и (IV.71) могут быть определены, Величины и заданы. Остальныеимеют множитель

У башмака НКТ давление газа на уровень жидкости со стороны кольцевого пространства и давление жидкости со стороны НКТ равны. Поэтому

(IV.90) Подставляя в (IV.90) значения слагаемых, пропорциональных глубине L, согласно (IV.89); (IV.72); (IV.73) и (IV.74) найдем откуда где

Формула (IV.91) позволяет определить предельную глубину спуска НКТ, при которой компрессором, развивающим максимальное давление можно оттеснить уровень жидкости до башмака. Обычно башмак НКТ необходимо спускать до забоя скважины (промывка, глушение, лучшее использование пласто-1ЮЙ энергии и т. д.), т. е. на заданную глубинутогда давление для освоения скважины компрессора может быть определено решением той же формулы (IV.91) относительно искомого давления

(IV.92)

При современных глубинах и давлениях нельзя пренебрегать, как это обычно делают, давлением веса газового столба, которое составляет примерно 10-13 % от давления газа на устье на каждые 1000 м глубины. Расчеты показывают, что величина ак очень мала и для обычных подач компрессоров вполне можно пренебречь. Что касается то учет этого коэффициента дает изменение величинына 30-60 м.

По изложенной методике были рассчитаны предельные глубины спуска башмака НКТ, обеспечивающие продавку скважины и ее освоение имеющимися типовыми компрессорами при различной плотности жидкости в вертикальной скважине и при закачке в нее газа.

Если имеющимися техническими средствами не удается оттеснить уровень жидкости до башмака НКТ, то на предельной глубине L или на 20-30 м выше в колонне перед ее спуском и скважину устанавливается пусковая муфта с двумя-тремя отверстиями диаметром 2-4 мм. Оттесняемый давлением газа уровень жидкости в кольцевом пространстве обнажает отверстия пусковой муфты, и газ проникает через них в НКТ. Жидкость разгазируется, и давление на забое скважины снизится до величины, при которой начинается приток.

Отверстия в колонне НКТ при установившейся работе скважины несколько снижают эффективность подъема и вызывают осложнения при промывке или глушении скважины. Поэтому вместо пусковой муфты на расчетной глубине L устанавливают специальные клапаны, о которых будет сказано позже.

Определение продолжительности нагнетания газа

Время на нагнетание газа до его прорыва через башмак НКТ определяется объемом межтрубного пространства скважины до башмака НК'Г и подачей компрессора. К моменту прорыва газа через башмак НКТ объем межтрубного пространства должен быть заполнен газом, сжатым до среднего давления

(IV.93)

где рк - давление компрессора на устье скважины-давление газа на уровень жидкости в момент его подхода к башмаку НКТ.Величина рк определяется по формуле (IV.92), а-по формуле (IV.85) или по упрощенной формуле (IV.87). Объем межтрубного пространства равен (IV.94)

Этотобъем заполняется газом, имеющим среднее давление рср и среднюю температуру Приводя этот объем к стандартным условиям р0 и Го по законам состояния газов, найдем (IV.95)

Деля<о на подачу компрессора q0 и полагая при этом, что подача поршневого компрессора от давления не зависит, получим время мин, необходимое для непрерывной закачки газа в межтрубное пространство скважины для оттеснения уровня жидкости до башмака НКТ, (IV.96)

Расчетыпоказывают, что продолжительность закачки газа до его прорыва через башмак НКТ может изменяться от нескольких часов до двух суток при глубинах порядка 4000 м и подаче компрессора

После этого давление нагнетаемого газа будет плавно снижаться при непрерывной работе компрессора, а скважина перейдет на газлифтный или фонтанный режим работы. После достижения устойчивого режима работы скважины компрессор отключается. Передвижные компрессорные установки

Для освоения скважин и вызова притока используются различные передвижные компрессорные установки. Широкий диапазон климатических и технологических условий потребовал создания передвижных компрессорных установок различных конструкций. Наиболее распространена передвижная компрессорная установка УКП-80. Она смонтирована на гусеничной тележке ТГТ-20 «Восток» и имеет на общей раме дизель В2-300, редуктор и компрессор КП-80 с подачей 8 м3/мин при стандартных условиях.

УКП-80 транспортируется к скважинам трактором-тягачом. Для облегчения транспортировки УКП-80 к скважинам те монтируют на шасси тяжелых грузовиков КрАЗ-257.

Новая станция КС-16/100 смонтирована на трехосном автоприцепе, закрытом цельнометаллическим кожухом. Общая масса станции 23 т. Станция имеет дизель 1Д12Б, редуктор, трансмиссию и четырехступенчатый компрессор с подачей 16 м3/мин при давлении 10 МПа, теплозвукоизолированную кабину для машиниста, в которую вынесены приборы для контроля и управления. Эта станция расширяет возможности освоения скважин, так как имеет в 2 раза большую подачу и рассчитана на повышенное давление. Однако для условий севера ее использование затруднено из-за заболоченности территорий и отсутствия дорог.

Существенным достижением в этой области явилось использование относительно легких и компактных свободнопоршневых дизелей-компрессоров ДК-Ю. Эти машины не имеют шатунно-кривошипного механизма, поэтому лучше уравновешены. Свободнопоршневой дизель-компрессор (СПДК) имеет двухтактный дизель и четырехступенчатый поршневой компрессор со свободными поршнями, движущимися в противоположных направлениях с одинаковой длиной хода. Он выполнен в одном корпусе, имеет общую для дизеля и компрессора пусковую систему, системы смазки и охлаждения. Поршневые группы движутся возвратно-поступательно з противоположных направлениях. В машине отсутствуют передаточные механизмы (редуктор, трансмиссия), нет маховиков, муфт сцепления и т. п. Это и обусловливает малую массу, компактность и высокий к.п.д.

На базе дизелей-компрессоров ДК-Ю создан передвижной агрегат АК-7/200, состоящий из двух компрессоров ДК-Ю, смонтированных под кожухом на металлических санях. Передвижной агрегат АК-7/200 может транспортироваться на внешней подвеске вертолета. Масса агрегата 6,8 т при подаче 7 м3/мин и давлении 20 МПа. Температура воздуха на выходе из последней ступени 35 °С. Расход топлива 34 кг/ч. Запуск производится от баллонов сжатым воздухом без предварительного подогрева. Имеется изолированная кабина для машиниста. Это позволило использовать агрегат в северных условиях и на заболоченных территориях. Кроме того, имеется аналогичный агрегат (дизель компрессорная станция ДКС 7/100 А), смонтированный на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ-255Б.

Для условий северных нефтяных месторождений создан также агрегат ДКС-3,5/200 Тп, состоящий из одного компрессора ДК-Ю, смонтированного на плавающем гусеничном транспортере ГТ-Т. Подача его 3,5 м3/мин, давление 20 МПа, расход топлива 17 кг/ч. Для освоения очень глубоких скважин используют агрегат ДКС-1,7/400, состоящий из одного дизелякомпрессора ДК-Ю с подачей 1,7 м3/мин и развивающий давление 40 МПа. Он смонтирован на металлических санях. Его масса 3,5 т. Однако малые подачи сильно увеличивают продолжительность освоения скважин.

ОСВОЕНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Если целью освоения эксплуатационной скважины является получение возможно большего коэффициента продуктивности при данных параметрах пласта, то цель освоения нагнетательной скважины - получение возможно большего коэффициента поглощения или приемистости, который можно определить как отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответствующему изменению давления нагнетания

или в дифференциальном виде

При большихвозможна закачка в пласт расчетных количеств воды при относительно низких давлениях нагнетания. Это приводит к сокращению энергетических затрат на поддержание пластового давления и к некоторому сокращению необходимого числа нагнетательных скважин.

Нагнетательные скважины бурятся в водонасыщенной (например, законтурные) и в нефтенасыщенной (скважины разрезающих рядов или внутриконтурные) частях пласта. Методы их освоения различны. Если первые осваиваются сразу под нагнетание воды, то вторые обычно предварительно эксплуатируются на нефть для получения самой нефти, а также для понижения пластового давления в зоне скважины. Если осваивается под нагнетание внутриконтурный ряд нагнетательных скважин, то они осваиваются через одну, т. с. одна скважина ряда используется под нагнетание воды, а соседняя эксплуатируется как нефтяная с максимально возможным отбором жидкости. Следующая скважина также осваивается под нагнетание, а соседняя - как эксплуатационная и т. д.

Максимально возможный отбор нефти из скважин нагнетательного ряда производится до тех пор, пока в их продукции появится пресная вода, нагнетаемая в соседние водяные скважины. Такой порядок освоения позволяет сформировать в нефтенасыщенной части пласта линейный фронт нагнетаемой воды, вытесняющий нефть к эксплуатационным рядам скважин.

По степени трудности освоения нагнетательные скважины можно условно разделить на три группы.

Скважины, пробуренные в монолитные сравнительно однородные песчаники с хорошей проницаемостью [(0,5-0,7) 10~12 м2 с толщиной пласта более 10 м. Они осваиваются простейшими способами, например, после тщательной промывки (допустимое КВЧ порядка 3-5 мг/jj) последующим интенсивным поршневанием для создания чистых дренажных каналов в призабойной части пласта. Такие скважины обычно имеют высокие удельные коэффициенты приемистости (более 0,25 м8/(сут МПа) на 1 м толщины пласта) и работают с высокими устойчивыми расходами, 'превышающими 700- 1000 м3/сут.

Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, песчаники которых имеют пониженную проницаемость. Общая толщина песчаных прослоев обычно составляет от 6 до 12 м. Средний удельный коэффициент приемистости таких скважин примерно в 2 раза меньше, чем у скважин I группы. Скважины II группы трудно осваиваемые и требуют специальных методов освоения или целого комплекса таких методов. Характеризуются затуханием поглотительной способ ности л периодическими остановками для мероприятий по восстановлению приемистости.

Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, чередующимися с проницаемыми песчаниками с. малой суммарной толщиной и низкой проницаемостью. Удельные коэффициенты приемистости составляют менее 0,1 м3/(сут МПа).

Освоение таких скважин под нагнетание затягивается на несколько месяцев и требует применения самых эффективных методов воздействия на их призабойную зону, как, например, поинтервального .гидроразрывапласта, кислотных обработок и очень больших давлений нагнетания, соизмеримых с горным. Приемистость скважин III группы быстро затухает к через 2-3 мес в них снова проводятся работы по ее восстановлению. Для таких скважин особенно жесткими становятся требования к закачиваемой воде, которая не должна содержать взвесь и гидроокись железа.

При освоении нагнетательных скважин используют следующие технические приемы.

1. Интенсивные промывки прямые и обратные с расходом 1200-1500 м5/сут до минимально возможного и стабильного содержания КВЧ в обратном потоке. Их продолжительность обычно 1-3 сут. Воду для промывки берут из нагнетательного водовода или закачивают насосным агрегатом по закольцованной схеме с обязательным предварительным отстоем воды в специальных емкостях. При этом тщательно контролируются выходящая и нагнетаемая воды на содержание КБЧ. Вообще скважины промывают после всех операций, проводимых для увеличения их поглотительной способности.

2. Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной зоны.

Дренаж осуществляется различными методами.

а) Поршневанием при максимально возможной глубине спуска поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изолирующий кольцевое пространство. В последнем случае уда ется получить большие депрессии на пласт (до 12 МПа).

б) Компрессорным способом. Жидкость из скважины отбирается с помощью передвижного компрессора при условии, что последний позволяет продавить жидкость до башмака НКТ. Трубы в этом случае должны быть спущены до верхних дыр фильтра. Сверление в НКТ пускового отверстия для снижения необходимого давления компрессора в данном случае нежелательно, так как при последующем нагнетании воды через это отверстие давление будет передаваться в затрубное пространство. Использование пускового отверстия возможно только лишь в период интенсивного дренирования. Дренирование про изводится до стабилизации КВЧ при постоянном контроле за его содержанием.

в) Насосным способом (ПЦЭН) до стабилизации КВЧ.

г) Самоизливом при интенсивном водопритоке, т. е. сбросом воды из скважины в канализацию. Такая операция более эффективна при многократных кратковременных изливах, ко гда скважина периодически в течение б-15 мин работает на излив с максимальной производительностью. Такую операцию повторяют до стабилизации КВЧ. К такому способу целесообразно прибегать в тех случаях, когда дебит скважины превышает несколько десятков кубометров в сутки. Кратковременными изливами удается в 4-6 раз сократить расход воды по сравнению с непрерывным самоизливом для достижения стабильного содержания КВЧ.

Солянокислотные обработки призабойных зон скважин, вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие карбонатный цементирующий материал, а также для растворения окалины. Для этого в пласт закачивают 0,8-1,5 м3 на 1 м толщины пласта 10-15%-ного раствора ингибированной соля ной кислоты и оставляют скважину на сутки. Затем после дренирования и промывки скважину переводят под нагнетание.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины III группы обычно удается освоить только после ГРП и ряда по следующих операций (дренаж, промывка). Однако в горизонтах, представленных чередованием глин и песчаников, ГРП не эффективен, так как трещины образуются в одном наиболее проницаемом прослое. Лучшие результаты получаются при по-интервальном ГРП, т.е. гидроразрыве каждого прослоя. При этом необходимо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ и устанавливаемых выше и ниже намечаемого для обработки интервала.

3. Промывка скважины НК. Т.к. водоводов водоиесчаной смесью. Часто малоэффективность освоения нагнетательных скважин или малые приемистости являются результатом быстрого загрязнения поверхности пласта окалиной и твердыми частицами, приносимыми водой из водоводов.

Для их очистки водоводы и скважины промывают иодопесчаной смесью (50 кг песка на 1 м воды) с помощью цементировочных агрегатов. При таких промывках из скважины или водовода выходит густая, черная водопесчаная смесь с ржавчиной, но через 20-30 мин, в зависимости от интенсивности прокачки, вода светлеет и содержание в ней 1<ВЧ и железа уменьшается до следов. После таких промывок уменьшаются почти наполовину потери на прение в водоводах.

Нагнетание в скважину воды в течение нескольких часов под высоким давлением, превышающим нормальное давление нагнетания, в тех случаях, если коллектор имеет некоторую естественную трещиковатость. Для этого к скважине подключают три-четыре насосных агрегата и создают дополнительное давление, при котором естественные трещины в пласте расширяются и поглотительная способность скважины резко возрастает. Такая операция представляет собой упрощенный вариант ГРП. после которого в пласте происходит необратимый процесс раскрытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются взвесь и глинистые осадки.

Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин, предназначенных под нагнетание, для удаления парафиновых и смолистых накоплений в призабойных зонах. Подогрев осуществляют от паровых передвижных уста новок, смонтированных на автомобильном ходу (ППУ).

Расход нагнетаемой воды обычно увеличивается быстрее, чем растет давление нагнетания. Другими словами, коэффициент поглотительной способности увеличивается с ростом давления нагнетания. Глубинные исследования расходомерами показали, что при этом возрастает и интервал поглощения, а следовательно, и охват пласта процессом вытеснения по толщине в результате увеличения раскрытое естественных трещин и присоединения дополнительных прослоев пласта к процессу, поглощения жидкости.

Для расширения интервала поглощения иногда закачивают в скважину 2-5 м3 известковой суспензии концентрации 15 кг СаО на 1 м3 воды с последующим добавлением сульфит-спиртовой барды (ССБ) вязкостью примерно 500*10~3 Па-с для уплотнения поглощающего прослоя. При последующем увеличении давления нагнетания таким приемом удается расширить интервал поглощения и выровнять или расширить профиль приемистости. При получении отрицательных результатов закачанная известковая суспензия растворяется слабым раствором НС1 и последующей промывкой скважины проблемой и до сих пор. В этом отношении определенным шагом вперед было осуществление пескоструйной перфорации, которая позволяет получить достаточно чистые и глубокие перфорационные каналы в пласте.

ПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ

При гидропескоструйной перфорации разрушение преграды происходит в результате использования абразивного и гидромониторного эффектов высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вылетающих из насадок специального аппарата - пескоструйного перфоратора, прикрепленного к нижнему концу насосно-компрессорных труб. Песчано-жидкостная смесь закачивается в НКТ насосными агрегатами высокого давления, смонтированными на шасси тяжелых автомашин, поднимается из скважины на поверхность по кольцевому пространству.

Это сравнительно новый метод вскрытия пласта. В настоящее время ежегодно обрабатываются около 1500 скважин этим методом. Область и масштабы применения гидропескоструйного метода обработки скважин постоянно расширяются, и кроме вскрытия пласта он нашел применение при капитальных ремонтах, вырезке колонн и в сочетании с другими методами воздействия.

При гидропескоструйной перфорации (ГПП) создание отверстий в колонне, цементном камне и канала в породе достигается приданием песчано-жидкостной струе очень большой скорости, достигающей нескольких сотен метров в секунду. Перепад давления при этом составляет 15-30 МПа. В породе вымывается каверна грушеобразной формы, обращенной узким конусом к перфорационному отверстию в колонне. Размеры каверны зависят от прочности горных пород, продолжительности воздействия и мощности песчано-жидкостной струи. При стендовых испытаниях были получены каналы до 0,5 м.

Размеры канала увеличиваются сначала быстро и затем стабилизируются в результате уменьшения скорости струи в канале и поглощения энергии встречным потоком жидкости, выходящей из канала через перфорационное отверстие.

Стендовые испытания ГПП, проведенные ВНИИ, позволили установить соотношения между параметрами процесса, необходимые для его проектирования.

Результаты, приведенные на рис. IV.9, получены при разрушении цементных блоков, утопленной под уровень жидкости струей водопесчаной смеси.

Время воздействия на преграду не должно превышать 15-20 мин, так как при более продолжительном воздействии каналы не увеличиваются.

Перфорация производится пескоструйным аппаратом, спускаемым на насосно-компрессорных трубах. Аппарат АП-6М конструкции ВНИИ имеет шесть боковых отверстий, в которые ввинчиваются шесть насадок для одновременного создания шести перфорационных каналов. При малой подаче насосных агрегатов часть отверстий может быть заглушена пробками. Насадки в стальной оправе изготавливаются из твердых сплавов, устойчивых против износа водопесчаной смесью, трех стандартных диаметров 3; 4, 5 и 6 мм.

Насадки диаметром 3 мм применяются для вырезки прихваченных труб в обсаженной скважине, когда глубина резания должна быть минимальной. Насадки диаметром 4,5 мм используются для перфорации обсадных колонн, а также при других работах, когда возможный расход жидкости ограничен. Насадки диаметром 6 мм применяют для получения максимальной глубины каналов и при ограничении процесса по давлению.

Медленно вращая пескоструйный аппарат или вертикально его перемещая, можно получить горизонтальные или вертикальные надрезы и каналы. В этом случае сопротивление обратному потоку жидкости уменьшается и каналы получаются примерно в 2,5 раза глубже.

В пескоструйном аппарате предусмотрены два шаровых клапана, сбрасываемых с поверхности. Диаметр нижнего клапанаменьше, чем седло берхнего клапана, поэтому нижний шар свободно проходит через седло верхнего клапана.

После спуска аппарата, обвязки устья скважины и присоединения к нему насосных агрегатов система опрессовывается давлением, превышающим рабочее в 1,5 раза. Перед опрессовкой в НКТ сбрасывается шар диаметром 50 мм от верхнего клапана для герметизации системы. После опрессовки обратной промывкой, т. е. закачкой жидкости в кольцевое пространство, верхний шар выносится на поверхность и извлекается. Затем в НКТ сбрасывается малый- нижний шар, и при его посадке на седло нагнетаемая жидкость получает выход только через насадки. После этого проводится перфорация закачкой в НКТ водопесчаной смеси. Концентрация песка в жидкости обычно составляет 80-300 кг/м3. При пескоструйной перфорации НКТ испытывают большие напряжения.

Усилия в муфтовом соединении НКТ в верхнем - наиболее опасном сечении от веса колонны НКТ и давления жидкости не должны превосходить усилия, страгивающего резьбовое соединение муфт,

Из этого условия можно составить равенство

(IV.22)

где к - запас прочности. Обычно- площадь сечения НКТ; поправка на потерю веса труб в жидкости засчет архимедовой силы;-рабочее давление на устье скважины;1 м НКТ с учетом муфтовых соединений з воздухе;- глубина спуска труб.

Решая равенство (IV.22) относительно L, получим предельную глубину спуска НКТ при заданном ру

(IV.23)

или, решая относительнополучим предельно допустимое давление на устье скважины

(IV.24)

Очевидно, процесс можно осуществлять, если оба условия (IV.23) и (IV.24) выполняются. В противном случае должна быть использована либо ступенчатая колонна НКТ, для которой среднее значение q меньше, чем для одноразмерной колонны труб, либо уменьшен расход жидкости, при этом потерн на трение, которые существенны, уменьшатся, либо должны быть использованы насадки большего диаметра.

Страгивающие усилия для различных НКТ, изготовленных из сталей разных марок, даются в справочниках на грубы или определяются по формуле Яковлева

(IV.25)

где б - толщина стенки трубы по впадине первой полной нитке резьбы, находящейся в зацеплении; - средний диаметр трубы по первой полной нитке, находящейся в зацеплении; ап- предел прочности материала труб; -длина резьбы до основной плоскости (нитки с полным профилем); -угол конусности, измеряемый у вершин нитки резьбы, градус; -угол трения, -толщина тела трубы.

Общие гидравлические потери при гидропескоструйной перфорации складываются из следующих: pi- потерь давления на трение в НКТ при движении песчано-жидкостной смеси от устья до пескоструйного аппарата;- потерь давления в насадках, определяемых по графикам или расчетным путем; ps - потерь на трение восходящего потока жидкости в затрубном кольцевом пространстве; -противодавления на устье скважины в затрубном пространстве при работе по замкнутой системе.

Так как гидростатические давления жидкости в НКТ и кольцевом пространстве уравновешены, то давление нагнетания на устьебудет равно сумме всех потерь:

(IV.26)

Величина pi определяется по формулам трубной гидравлики

 (IV. 27)

где коэффициент тренияопределяется как обычно, через число Re, но увеличивается на 15-20 % вследствие присутствия песка в жидкости; -длина НКТ;-внутренний диаметр НКТ;

- линейная скорость потока в НКТ, - плотность

песчано-жидкостной смеси.

Величина определяется по графикам (см. рис. IV.13).

Величина также определяется по формуле трубной гидравлики для движения жидкости по кольцевому пространству

(IV.28)

где-внутренний диаметр обсадной колонны, -наружный диаметр НКТ.¦ линейная скорость восходящего потока жидкостив кольцевом пространстве, которая не должна быть меньше 0,5 м/с для полного выноса песка и предупреждения прихвата труб.

Во ВНИИ были определены суммарные потери на трение в реальных скважинах при прокачке водопесчаных смесей (рис, 1V.11). Суммарный расход жидкости равен произведению числа действующих насадок л на расход жидкости через одну насадку

(IV.29)

Например, при шести насадках и расходе через одну насадку 4 л/с общий расход составит 24 л/с, а потери на трение в скважине глубиной 1700 м при 168-мм колонне и 73-мм НКТ составит около 8,2 МПа (см. рис. IV.11). При расходе через 4,5-мм насадку, равном 4 л/с, перепад давления в насадках Ар составит около 40,0 МПа (см. рис. IV.9).

При выборе перепада давления в насадках следует иметь в виду, что нижний предел допустимых перепадов должен обеспечить эффективное разрушение колонны, цементного камня и породы, а поэтому не должен быть меньше 12,0-14,0 МПа для 6-мм насадок и 18,0-20,0 МПа для насадок 4,5 и 3 мм. При очень большой прочности горных пород (аСж> 20,0-30,0 МПа) нижние пределы, как показывает опыт, целесообразно увеличить до 18,0-20,0 МПа для 6-мм насадки и 25,0-30,0 МПа для 4,5-и 3-мм насадки.