Отложения парафина 5 страница

5.10. Искусственное воздействие на пласт путем закачки воды

Теоретические основы поддержания пластового давления.

Естественные режимы залегания залежей нефти
недолговечны. Процесс снижения пластового давления
ускоряется по мере наращивания отборов жидкостей из пласта.
И тогда, даже при хорошей связи залежей нефти с контуром
питания, его активным воздействием на залежь, неминуемо
начинается истощение пластовой энергии. Это сопровождается
повсеместным снижением динамических уровней жидкости в
скважинах и, следовательно, уменьшением отборов.

При организации поддержания пластового давления ППД) наиболее сложным из теоретических вопросов и до сих пор решенных не полностью, являются достижение максимального вытеснения нефти из пласта при эффективном регулировании процесса.

При этом следует иметь ввиду, что вода и нефть отличаются своими физико-химическими характеристиками:

плотностью, вязкостью, коэффициентом поверхностного натяжения, смачиваемостью. Чем больше различие между показателями, тем сложнее идет процесс вытеснения. Механизм вытеснения нефти из пористой среды нельзя представлять простым поршневым вытеснением. Здесь имеет место и смешение агентов, и разрыв струи нефти, и образование отдельных, чередующихся потоков нефти и воды, и фильтрация по капиллярам и трещинам, и образование застойных и тупиковых зон.

Коэффициент нефтеотдачи месторождения, к максимальной величине которого должен стремиться технолог, зависит от всех вышеназванных факторов. Накопленные к сегодняшнему дню материалы позволяют оценить влияние каждого из них.

Значительное место в эффективности процесса ППД
занимает размещение скважин на месторождении. Они
определяют картину заводнения, которое подразделяется на
несколько видов.

Поддержание пластового давления, появившееся у нас в стране вначале под названием законтурного заводнения, получило повсеместное распространение. Сегодня оно является

вторичным способом добычи нефти (каким оно именовалось вначале), а непременным условием рациональной разработки залежей с первых дней закладывается в проекты разработки и осуществляется на многих месторождениях страны.

Законтурное заводнение

Законтурное заводнение предполагает закачку воды в нагнетательные скважины, расположенные за внешним контуром нефтеносности (рис.5.8.). При этом решаются вопросы наиболее оптимального удаления скважин друг от друга и от эксплуатационных, величина давления нагнетания и объема закачки.

Рис. 5.8. Схема законтурного заводнения. 1-внешний контур нефтеносности; 2-внутренний контур; 3-нагнетательные скважины; 4-эксплуатационные скважины; 5-контрольные скважины.

По мере удаления контура нефтеносности от нагнетательных скважин и обводнения первого ряда эксплуатационных скважин фронт нагнетания переносится.

В начале процесса ППД, если он ведется с первых дней разработки, объем закачиваемой воды устанавливается соотношением

ΣQн = ΣQд (5.15)

гдеQ_н - объем нагнетаемой воды; Q_д - объем добываемой жидкости.

При организации ППД после некоторого времени разработки залежи, объем закачиваемой воды Q_н будет превышать объем отбираемой жидкости на количество, обеспечивающее интенсивный прирост пластового давления. Необходимо также предусмотреть компенсацию закачиваемой жидкости на различные потери (оттоки).

Критерием нормального ведения процесса является величина пластового давления в зоне отбора, которая должна иметь тенденцию к росту или стабилизации.

Законтурное заводнение эффективно при наличии следующих факторов: - небольшие размеры залежи (отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности 1,5...1,75 км); - пласт однородный с хорошими коллекторскими свойствами по толщине и по площади; нагнетательные скважины отстоят от контура нефтеносности на расстоянии 300...800 м, что обеспечит более равномерное продвижение фронта воды и предотвратит образование языков обводнения; - существует хорошая гидродинамическая связь между зоной отбора и зоной нагнетания.

К недостаткам законтурного заводнения можно отнести: -
большие потери закачиваемой воды из-за ее утечек в сторону,
противоположную области нагнетания, что приводит к
дополнительным затратам энергии; - удаленность линий
нагнетания от зоны отбора, что требует значительных затрат
энергии на преодоление потерь; - замедленная реакция
фронта отбора на изменение условий на линии нагнетания;
необходимость сооружений большого количества нагнетательных скважин; удаленность нагнетательных скважин от основных объектов закачки, возрастающая в процессе разработки, увеличивает стоимость системы.

Разновидностью законтурного заводнения является приконтурное заводнение, при котором нагнетательные скважины располагаются вблизи эксплуатационных или между внешним и внутренним контуром нефтеносности. Оно применяется при слабой гидродинамической связи пласта с внешней областью, при небольших размерах залежи.

Внутриконтурное заводнение

Этот метод ППД предполагает закачку воды непосредственно в нефтяную зону, организацию одного или нескольких рядов нагнетательных скважин в центре месторождения и расчленения за счет этого залежи на отдельные участки-блоки, разрабатываемые самостоятельно. Разрезание может быть осуществлено на полосы, кольца и т.д. Экономичность данного метода заводнения очевидна: повышается коэффициент полезного действия системы за счет исключения оттока жидкости, приближения фронта нагнетания к фронту отбора.

На рис.5.9 приведена схема расположения скважин при внутриконтурном заводнении.

Рис. 5.9. Схема

внутриконтурного

заводнения.

1 -нагнетательные

законтурные

скважины;

2-эксплуатационные

скважины;

3-разрезающие

ряды

нагнетательных

скважин; 4-контур

нефтеносности.

Разновидностью внутриконтурного заводнения являются: площадное, очаговое, избирательное, блочное.

Площадное заводнение предусматривает размещение нагнетательных скважин на площади месторождения по одной из приведенных на схем. Площадное заводнение организуют обычно на поздней стадии разработки месторождения, когда начинается интенсивное обводнение

залежи и другие методы заводнения не достигают цели.

Нагнетательные скважины располагают по геометрической сетке: пяти-, семи-, или девятиточечной. При этом на одну нагнетательную скважину приходится при пятиточечной системе одна эксплуатационная, при семиточечной – две, девятиточечной -три.

Очаговое заводнение схематично может быть представлено в виде одной или нескольких нагнетательных скважин, располагаемых в центре залежи и некоторого количества- эксплуатационных на периферии. Такой способ заводнения характерен для небольших по площади, локализованных залежей (линзы, застойные зоны).

Избирательное заводнение применяют для нефти из отдельных, плохо дренируемых пластов, неоднородных по простиранию. Для его применения необходима информация о характеристике разреза, нарушениях и связях продуктивного пласта с другим. Такие данные можно иметь после некоторого времени разработки залежи, поэтому избирательное заводнение применяют на поздней стадии разработки.

Блочное заводнение состоит в разрезании залежи на отдельные части и оконтуривании каждой из них нагнетательными скважинами. Внутри каждого блока бурят добывающие скважины, число и порядок расположения которых определяют расчетами. Блочное заводнение позволяет вводить в разработку месторождение сразу, до его полного изучения и, таким образом, сократить время разработки. Это эффективно для больших месторождений.

К существующим недостаткам системы ППД путем закачки воды следует отнести:

1) прогрессирующее обводнение месторождения при большом неизвлеченном количестве нефти: так, при обводнении пласта Д1 - на 97%, процент извлеченной нефти составил 54, а в целом по Туймазинской площади - 15% (данные на 1.01.1988 г.);

2) невысокие отмывающие свойства закачиваемой в пласт
воды;

3) большое количество осложнений, вызываемых

возвращением в пласт добываемых вместе с нефтью пластовых вод, выражающихся в виде разрушений водоводов, засоления водоисточников питьевого водоснабжения, нарушения экологического равновесия.

Совершенствование ППД идет по следующим направлениям:

1) разработка новых технологических жидкостей или
добавок к воде, улучшающих ее отмывающие свойства и
обладающих меньшей агрессивностью по отношению к
оборудованию и к природе;

2) разработка надежного контроля за движением
жидкости в пласте;

3) разработка методов регулирования фильтрационных
потоков в пласте и исключение образования тупиковых и не
выработанных зон.

По данным 1983 года, заводнение применяется на 260 месторождениях, за счет чего добывается 90% всей нефти.

ППД проектируется с начала разработки большинства нефтяных месторождений.

ППД получило развитие в виде нестационарного заводнения (в отличие от стационарного - постоянного по объемам и направлению потоков закачиваемой жидкости во времени) и циклического заводнения, заключающегося в изменении потоков и объемов закачиваемой и добываемой жидкости.

Характеристика закачиваемых в пласт вод

В настоящее время для целей ППД используется несколько видов воды, которые определяются местными условиями. Это - пресная вода, добываемая из специальных артезианских или подрусловых скважин, вода рек или других открытых водоисточников, вода водоносных горизонтов, встречающихся в геологическом разрезе месторождения, пластовая вода, отделенная от нефти в результате ее подготовки.

Все эти воды отличны друг от друга физико-химическими свойствами и, следовательно, эффективностью воздействия на пласт не только для повышения давления, но и повышения нефтеотдачи.

Основными качественными показателями вод, делающими
возможным их применение, являются:

1) содержание взвешенных частиц: оценивается
характеристикой заводняемого пласта и регламентируется
величиной 40...50 мг/л и размером до 5…10 мкм;

2) содержание кислорода – до 1,0 мг/л;

3) содержание железа - до 0_,5 мг/л;

4) концентрация водородных ионов (рН) - 8,5...9,5;

5) содержание нефти - до 30 мг/л.

Эти данные приведены из опыта применения ППД на Туймазинском месторождении и должны быть пересмотрены при организации ППД в других районах.

На Туймазинском месторождении была апробирована химическая обработка пресной воды с целью удаления из нее солей и взвешенных частиц.

Впоследствии отказались от многих процессов подготовки воды, считая их неоправданными.

Однако, если для этого месторождения, имеющего высокую пористость и проницаемость пластов, отказ от подготовки воды по указанной выше технологии не вызывал значительных осложнений в работе системы, для других районов он мог оказаться неприемлемым.

Затем началась закачка пластовых вод, которая потребовала своего подхода. Пластовые воды отличаются большим содержанием солей, механических примесей, диспергированной нефти, высокой кислотностью. Так, вода пласта Д1 Туймазинского Нефтяного месторождения относится к высокоминерализованным рассолам хлоркальциевого типа плотностью 1040...1190 кг/куб. м с содержанием солей до 300 кг/куб.м (300 г/л). Поверхностное натяжение воды на границе с нефтью составляет 5,5...19,4 дин/см, содержание взвешенных частиц - до 100 мг/л, гранулометрический состав взвешенных веществ характеризуется преимущественным содержанием частиц до 2 мкм (более 50% весовых). Пластовые воды в процессе отделения от нефти смешиваются с пресными, с деэмульгаторами, а также с технологической водой установок по подготовке нефти. Именно эта вода, получившая название сточной, закачивается в пласт. Характерной особенностью сточной воды является содержание нефтепродуктов (до 100 г/л), углеводородных газов до 110 л/куб.м, взвешенных частиц - до 100 мг/л. Закачка в пласт такой воды не может проводиться без очистки до требуемых нормативов, которые устанавливаются по результатам опытной закачки. Технологические схемы ППД Технологическая схема ППД определяется проектом разработки нефтяного месторождения и в первую очередь количеством и расположением нагнетательных скважин. Можно выделить следующие принципиальные системы ППД: а) автономную систему, когда объект закачки (насосная станция) обслуживает одну нагнетательную скважину и располагается в непосредственной близости от нее; б) централизованную систему, когда насосная станция обеспечивает закачку агента в группу скважин, расположенных на значительном удалении от насосной станции (рис.5.11).

Рис. 5.11. Централизованная групповая система ППД. КНС жустовая насосная станция; РП- распределительный пункт; ПИТ.В-Д питательный водовод. В свою очередь, централизованная система ППД подразделяется на групповую и лучевую. При групповой системе несколько скважин снабжаются одним нагнетательным трубопроводом: разновидностью групповой системы является применение распределительных пунктов (РП), в этом случае группа скважин подключается Рис. 5.12 Основные компоненты автономной системы ППД. 1-водозаборная скважина; 2-станция П подъема; 3-нагнетательная насосная станция; 4-нагнетательная скважина.

непосредственно к РП.

При лучевой системе от насосной станции.к каждой нагнетательной скважине подводится отдельный нагнетательный водовод.

Автономная система (рис.5.12) включает в себя водозаборное сооружение, станцию подъема, нагнетательную насосную станцию, нагнетательную скважину.

Водозаборное сооружение является источником водоснабжения: здесь осуществляется добыча воды для целей закачки в пласт.

Водозаборы подразделяются на: а) подрусловые; б) открытые.

В подрусловых водозаборах вдоль русла рек бурятся подрусловые скважины глубиной 12...15 м и диаметром 300 мм до водоносного горизонта. Подъем воды производится спускаемым в скважину артезианским или электрическим насосом.

В сифонных водозаборах откачка воды из скважин производится под действием вакуума, создаваемого специальными вакуум-насосами в вакуум-котле, и откачка

Рис. 5.13. Технологическая схема подготовки сточных вод. 1-резервуар; 2-фильтр; 3-насос.

поступающей в них воды насосами на насосную станцию П и объекта закачки.

В открытых водозаборах насосный агрегат устанавливается вблизи водоисточника и откачивает из него воду на объект закачки.

Могут применяться заглубленные насосные станции с расположением насосов ниже уровня реки. В последние годы все большую долю закачиваемой в пласт воды занимают сточные воды, которые проходят очистку на специальных сооружениях и ими же откачиваются на объекты закачки

(рис.5. 13).

Централизованная система закачки включает в себя водозабор, станцию второго подъема, кустовую нагнетательную насосную станцию и нагнетательные скважины.

Кустовая насосная станция (КНС) представляет собой специальное сооружение, выполненное из бетона или кирпича, в котором размещается насосное и энергетическое оборудование, технологическая обвязка, пусковая и регулирующая аппаратура.

В последние годы получили распространение блочные КНС, которые изготовляются на заводах в виде отдельных блоков и доставляются к месту монтажа в собранном виде.

Наземные кустовые насосные станции

Техническая характеристика кустовой насосной станции определяется следующими факторами: а) суммарной приемистостью нагнетательных скважин, образующих общую производительность КНС; б) давлением нагнетания (давление, при котором нагнетательные скважины принимают заданный объем воды, плюс потери на трение, на местное сопротивление, на преодоление разности геометрических высот); в) количеством подключаемых нагнетательных скважин, определяемых габаритами КНС.

Требуемое количество насосов определяют из соотношения:

N =

где Qс - суммарная производительность скважин, м3/сут.; Qнас - единичная производительность насоса, м3/сут. На два работающих насоса следует иметь один резервный.

Промышленность освоила выпуск КНС в блочном исполнении (БКНС). При этом монтаж технологического оборудования, обвязки и аппаратуры выполняется на заводах в отдельных блоках, а на месте установки блоки монтируются и привязываются к существующим коммуникациям. В результате монтаж сокращается до 55 дней при уменьшении стоимости строительно-монтажных работ на 80 %. Стационарная КНС строится более 280 дней.

БКНС составляют следующие блоки: а) насосный блок (в зависимости от количества насосных агрегатов может занимать до 4 блоков); б) блок низковольтной электроаппаратуры;

в) блок управления; г) блок распределительного устройства; д) блок напорной гребенки (количество блоков определяется количеством скважин).

Каждый блок монтируется на металлической раме и транспортируется к месту монтажа на трайлерах или по железной дороге.

Подземные кустовые насосные станции.

Подземные кустовые насосные станции представляют
собой электроцентробежные насосы большой

производительности УЭЦП (установки электроцентробежные для поддержания пластового давления). Они могут быть спущены в артезианские скважины и одновременно добывать воду и закачивать ее в пласт. По такой схеме работает УЭЦП на промыслах Восточной Сибири (рис.5.14).

Рис. 5.14. Схема подземной насосной

станции.

1-нагнетательные скважины; 2-водоводы,

3-УЭЦП;

4- водораспределительный

узел; 5-станция

управления;

6-трансформатор.

Поскольку диаметр УЭЦП превышает диаметр обычных эксплуатационных скважин, применение их требует сооружения специальных скважин.

На промыслах Башкирии и Татарии используют УЭЦП в специальных шурфах (глубина до 30 м, диаметр 700 мм), куда подают воду от водозаборов.

Здесь же получили применение для целей ППД серийные УЭЦН которые могут размещаться в шурфе или в обычной скважине, перекрытой на глубине 30...40 м цементным мостом, подается в этом случае в затрубное пространство или добывается из водоносного горизонта этой скважины.

Получили ограниченное применение УЭЦП для одновременной добычи и закачки воды в одной скважине.

Очистка сточных вод

В настоящее время с целью сокращения потребления пресных вод и утилизации добываемых пластовых вод широко применяется использование для целей ППД сточных вод.

Вода должна пройти предварительную очистку от мехпримесей (до 30 мг/л) и нефтепродуктов (до 25 мг/л).

Наиболее широко распространенный способ очистки -гравитационное разделение компонентов в резервуарах. При этом применяется закрытая схема, изображенная на рис. 5.13. Отточная вода с содержанием нефтепродуктов до 500 тыс.мг/л и мехпримесей до 1000 мг/л поступает в резервуары-отстойники сверху. Слой нефти, находящийся вверху, служит своеобразным фильтром и улучшает качество очистки воды от нефти. Мехпримеси осаждаются вниз и по мере накопления удаляются из резервуара.

Из резервуара вода поступает в напорный фильтр. Затем в трубопровод подают ингибитор коррозии, и насосами вода откачивается на КНС.

Для накопления и отстоя воды применяют вертикальные стальные резервуары.
На внутреннюю поверхность резервуаров наносятся антикоррозийные покрытия с целью защиты от воздействия пластовых вод.

Конструкция нагнетательных скважин

В большинстве своем нагнетательные скважины по конструкции не отличаются от добывающих. Более того, некоторое количество добывающих скважин, оказавшихся в зоне контура водоносности или за ним, переводятся в разряд нагнетательных. При внутриконтурном и площадном заводнении перевод добывающих скважин под закачку воды считается нормальным.

Существующие конструкции нагнетательных скважин предусматривают закачку воды через насосно-компрессорные трубы, спускаемые с пакером и якорем.

Надпакерное пространство следует заполнить нейтральной к металлу жидкостью (можно и нефтью).

Забой должен иметь достаточный по толщине фильтр, обеспечивающий закачку запланированного объема воды, зумпф, глубиной не менее 20 м для накопления механических взвесей.

Целесообразно применение вставных (сменных) фильтров которые могут периодически подниматься из скважин и очищаться.

Устьевая арматура нагнетательной скважины

предназначена для подачи и регулирования объема воды в скважину, проведения различных технологических операций: промывок, освоения, обработок и т.д. Наиболее распространена на месторождениях восточных районов арматура типа 1АНЛ-60-200.

Арматура состоит (рис.5.15) из колонного фланца, устанавливаемого на обсадную колонну, крестовины, применяемой для сообщения с затрубным пространством, катушки, на которой подвешиваются НКТ, тройника для подачи нагнетаемой жидкости в скважину.

Рис. 5.15. Устьевая арматура нагнетательной скважины: 1-крестовина; 2-переводная катушка; 3-задвижка стволовая; 4-тройник; 5-задвижка буферная; 6-буфер.

Пакер применяется для разобщения отдельных участков

ствола скважины. Получили широкое применение пакеры механического или гидромеханического действия, рассчитанные на перепад давления до 70 МПа. Пакер спускается в скважину одновременно с якорем.

Назначение и конструкция пакера и якоря принципиально не отличаются от применяемых при фонтанной эксплуатации скважин.

Освоение нагнетательных скважин

Освоение нагнетательных скважин - комплекс мер, связанных с пуском их в работу.

В большинстве своем - это меры, проводимые для
эксплуатационных скважин: очистка призабойной зоны пласта
от привнесенного в процессе бурения глинистого раствора,
образование сети трещин. Но для скважин, вводимых под нагнетание из нефтяных, причем проработавших длительное время возникает ряд специфических трудностей. Рассмотрим некоторые виды освоения.

Свабирование представляет собой наиболее простой и вполне эффективный способ освоения скважин.

Состоит в спуске в скважину поршня с клапаном, открывающимся при движении поршня вниз и закрывающимся при подъеме. При этом поршень поднимает столб жидкости, находящийся над ним, который может достигать сотен метров (по данным БашНИПИнефть - 300 м). В результате происходит резкое снижение давления на пласт и выброс из него с большой скоростью жидкости с механическими взвесями. Эффект может быть усилен за счет применения пакера: перепад в этом случае может достигнуть 500 м.

Однако, при свабировании не исключены случаи возникновения фонтанирования скважины, а также затруднена герметизация устья скважины.

Гидросвабирование - метод чередующихся циклов закачки воды в пласт и ее прекращения с выбросом на поверхность определенной порции жидкости из пласта, содержащей посторонние примеси. Эффективность метода состоит в создании депрессии на пласт путем резкого открытия задвижки на устье скважины.

Кислотная обработка широко применяется для очистки призабойной зоны пробуренной скважины от глинистого раствора. Для этой цели используется соляная кислота (НС1), серная (Н₂SО₄), плавиковая (НF) и другие кислоты.

Если нефтесодержащие породы сложены известняками, то для таких пластов рекомендуется соляная кислота. Хлористый кальций и хлористый магний – вещества
хорошо растворимые в воде, углекислый газ растворяется в
воде при давлении свыше 7,6 МПа, или уносится из скважины в
газообразном виде.

Терригенные коллекторы (песчаники, алевролиты) подвергаются эффективному воздействию плавиковой кислоты (НF):

НF + SiO₂ + Н₂0 → Si (FОН)₄ + H₂ SiF₆

НF + Н₄А1₂Si₂О₉→ А1F₃ + SiF₄ + Н₂О

Наличие в терригенных коллекторах карбонатов и глин замедляют процесс воздействия плавиковой кислоты, поэтому в этих случаях используют смесь соляной и плавиковой кислоты - глинокислоты (НF - 4%, НС1 - 8%). Применяют и другие кислоты.

Освоение скважины после бурения независимо от того, будет эта скважина добывающей или нагнетательной, преследует одну общую цель - очистить призабойную зону пласта от привнесенного в нее в процессе бурения глинистого раствора.

Следует выделить работу по освоению под закачку скважин, ранее работавших как добывающие. Специфика освоения таких скважин состоит в том, что воздействие на них кислотой не приводит к эффекту вследствие надежного покрытия пор продуктивного пласта нефтяной пленкой. Для освоения таких пластов нами предложена технология, базирующаяся на предварительной закачке в пласт растворителя, его выдержке в течение 2...5 часов и последующей промывке скважины.

Исследование нагнетательных скважин

Теоретические вопросы эксплуатации нагнетательных скважин основаны на тех же принципах, что и эксплуатационных, т.е. на теории фильтрации Дарси. Считается, что коэффициент продуктивности скважины (он называется в этом случае коэффициентом приемистости) равен

К_пр =

где Q - приемистость

_ скважины; Рз - давление на.забое; Р_пл - пластовое давление; Рз - Р_пл = Р - репрессия.

По результатам работы скважины в нескольких режимах (отличие одного режима от другого по Q должно составлять около 30%) строят индикаторные диаграммы (рис.5.16), позволяющие судить по характеру изменения приемистости от Р_л, о наличии в пласте трещин. При исследовании объем закачки расходомером, давление закачки устьевым манометром.

Коэффициент приемистости может определяться так:

К_{1 =} (5.18)

(5.20)

(5,19)

Здесь Q₁, Q₂,Q₃ - расходы на соответствующем режиме;P₁, P₂, Р₃- давление при соответствующем режиме.

глубинным манометром, находящимся в этот момент в исследуемой скважине, или расчетным путем.

Отдельную группу составляют исследования, проводимые с целью определения целостности колонн и места нарушения герметичности. Для этой цели используют электротермометры которые записывают температуру по стволу скважины, предварительно проработавшей в течение 2...3 часов на излив. Полученные термограммы (рис.5.17) Дают возможность определить место нарушения: здесь резко падает температура изливаемой жидкости вследствие притока в скважину через нарушение пластовой жидкости, обладающей более низкой температурой, чем жидкость продуктивного пласта.

Нарушение колонны можно определить резистивиметром -прибором с электродами, контактирующими со скважинной жидкостью. При этом сопротивление жидкости будет тем выше, чем она менее минерализована. Следовательно, приток чуждых вод верхних пластов (это пресные воды) будет отмечен скачком сопротивления на диаграмме.

5.11. Закачка газа в пласт

Метод может быть эффективен при наличии в продуктивном разрезе глинистых пропластков, пластов, линз, зон, которые при воздействии на них водой набухают, уменьшается проницаемость.

При этом следует иметь в виду следующее:

а) энергоемкость закачки газа будет значительно выше из-за его меньшей по сравнению с водой плотностью (в 7...15 раз) и необходимостью создания на устье скважин давления, равного по величине забойному.