Проект Инструкция ГНВП. Инструкция предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов скважин при бурении, освоении и геофизических исследованиях скважин

• Название: Инструкция предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов скважин при бурении, освоении и геофизических исследованиях скважин
• Анкор: Проект Инструкция ГНВП
• Дата: 06.08.2021
• Размер: 0.77 Mb.
• Имя файла: Проект Инструкция ГНВП.docx
• Тип: Инструкция; #226299
• страница: 16 из 23

15.7. ИЗМЕНЕНИЕ УСТЬЕВОГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ УПРАВЛЕНИИ СКВАЖИНОЙ ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ

Рис. 4 Давление на устье скважины при управлении «Объемным методом»:

1 - изменение давления на устье в затрубном пространстве в герметизированной скважине без стравливания раствора;

2 - оптимальное (теоретически возможное) изменение устьевого давления в затрубном пространстве при плавном стравливании бурового раствора;

3 - ступенчатое (дискретное) изменение устьевого давления при практической реализации объемного метода;

4 - дискретное изменение объема бурового раствора, стравливаемого из скважины, при объемном методе регулирования устьевого давления.


X₁ - координата «головы» пачки пластового флюида в момент закрытия превентора.

Суммарный объем стравленного бурового раствора (∑ΔV) при этом связан с координатой х и устьевым давлением соотношением:

(15.9)

Проверочный расчет ведется в следующей последовательности:

• 
  задаться координатой х и по уравнению (15.8) определить Рху;
  
• 
  для данных значений х и Рху по (15.9) определить ∑ΔVв;
  
• 
  изменение координаты х во времени (t) связано со скоростью всплытия пачки (Vп):
  

(15.10)

• 
  скорость всплытия пачки пластового флюида определяется по скорости изменения устьевого давления (ΔР/Δt) в герметизированной скважине:
  

(15.11)

10. 15.8. ПОРЯДОК И ТЕХНОЛОГИЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ

    1. 15.8.1. ПРИНЦИП ПОДДЕРЖАНИЯ ПОСТОЯННОГО ДАВЛЕНИЯ НА ЗАБОЕ

Первоочередная цель при реализации любого стандартного и большинства нестандартных методов ликвидации ГНВП заключается в поддержании забойного давления не ниже пластового на протяжении всей процедуры вымыва притока и глушения скважины.

Это позволяет значительно снизить риск поступления дополнительного притока в ствол скважины. Кроме того, не допускается рост давлений, способных привести к гидроразрыву пласта, поглощению раствора или выводу из строя внутрискважинного и устьевого оборудования.

Условно, данные правила можно выразить в виде следующей зависимости:

Давление гидроразрыва > Забойное давление > Пластовое давление

Процедура может считаться успешно проведенной только в случае восстановления первичного контроля скважины.

2. 15.8.2. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ

Любое проявление в процессе буровых работ является осложнением. Ликвидация ГНВП подразумевает длительную процедуру управления скважиной под давлением, в которой задействованы члены буровой вахты, основное и вспомогательное оборудование.

На всех этапах буровых работ должна осуществляться, как минимум:

• 
  проверка ПВО и устьевого оборудования (превенторов, аварийных кранов, линии глушения, блока дросселирования, газосепаратора, дегазатора, циркуляционной системы, системы управления ПВО и т.д.);
  

• 
  наличия и доступности средств индивидуальной защиты;
  
• 
  средств контроля параметров промывочной жидкости;
  
• 
  наличия необходимого объема раствора глушения.
  

Ключевой фигурой на буровой площадке является бурильщик. Его главная обязанность – при обнаружении прямого признака ГНВП загерметизировать устье в кратчайшее время, доложить о проявлении буровому мастеру.

В задачи бурового подрядчика входит, как минимум:

• 
  заполнение карты глушения скважины;
  
• 
  запуск насоса на режим глушения и контроль давлений за счет управления дросселем (согласно выбранному методу ликвидации ГНВП) вплоть до полного удаления притока и восстановления первичного контроля скважины.
  

3. 15.8.3. ДЕЙСТВИЯ ПОСЛЕ ЗАКРЫТИЯ СКВАЖИНЫ

Сразу после извещения о ГНВП руководства бурильщик должен регистрировать основные данные о притоке:

• 
  засечь время;
  
• 
  зарегистрировать объем притока;
  
• 
  фиксировать изменения давлений на устьевых манометрах;
  
• 
  доложить значения давлений стабилизации буровому мастеру (представителю заказчика).
  

Эти данные будут необходимы для корректного заполнения карты глушения.

Регистрацию давлений всегда следует производить с тех манометров, которые будут применяться при процедуре ликвидации ГНВП, чтобы избежать возможной погрешности. Обычно для этого должны использоваться манометры устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения.

Важнейшее значение имеет правильная регистрация изменения давлений на устьевых манометрах. Хорошей практикой является запись значений через каждую минуту времени. Такой подход позволит достаточно точно определить давления стабилизации.

За давления стабилизации обычно принимают значения показаний манометров в 3-х минутном интервале времени, где они менялись наименьшим образом. Бурильщик должен немедленно сообщить буровому мастеру и представителю заказчика эти значения, после чего продолжить наблюдение за давлениями.

Рост давлений на обоих манометрах после закрытия связан с сжимаемостью газа при его поступлении в ствол скважины. Это объясняется тем, что трубы и кольцевое пространство являются взаимосвязанной системой.

Газ, поступая в кольцевое пространство, постепенно замещает собой раствор до тех пор, пока скважина не будет полностью закрыта. Однако даже после закрытия газ продолжит поступать в скважину, пока давление на забое не сравняется с пластовым давлением. Этот момент обычно принимают за момент стабилизации давлений, так как дальнейший рост будет вероятнее всего связан с другим процессом – миграцией газа.

Давление стабилизации в трубах на устье закрытой скважины фактически показывает насколько необходимо увеличить плотность раствора в скважине, чтобы восстановить первичный контроль.

Только значение давления стабилизации в трубах на устье закрытой скважины может адекватно показать, насколько нужно утяжелить раствор, чтобы восстановить первичный контроль. Значение давления стабилизации в трубах на устье закрытой скважины также позволяет определить пластовое давление в условиях закрытой скважины.

Значение давления стабилизации в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины, как правило, будет выше, чем давление стабилизации в трубах на устье закрытой скважины, так как плотность поступившего притока меньше плотности раствора, а значит общее гидростатическое давление в кольцевом пространстве меньше, чем в трубах при одинаково действующем пластовом давлении. Величина давления в кольцевом пространстве напрямую зависит от объема (высоты) притока и проницаемости продуктивного пласта.

Тем не менее, в некоторых случаях, возможно превышение давления стабилизации в трубах на устье закрытой скважины над давлением стабилизации в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины, например, при попадании пластового флюида в трубы во время СПО при отсутствии в бурильной колонне обратного клапана.

Давления стабилизации служат важными параметрами при вымыве притока и глушении скважины. Они позволяют контролировать забойное давление для предупреждения поступления дополнительного притока.

Снижение давлений стабилизации возможно только при изменении плотности флюида (раствора) в кольцевом пространстве или трубах. Так при успешном удалении притока давление стабилизации в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины снизится приблизительно на величину гидростатического давления притока. Дальнейшее снижение давлений на устье возможно только при прокачке утяжеленного раствора.

После стабилизации давлений до начала процедуры глушения, буровой мастер должен проинструктировать бурильщика (персонал буровой вахты) на предмет:

• 
  настройки циркуляционной системы, обнуления счетчиков ходов насоса;
  
• 
  процедуры восстановления циркуляции;
  
• 
  необходимости поддержание постоянной скорости насоса при циркуляции;
  
• 
  контроля уровня в приемной емкости в ходе всей процедуры;
  
• 
  контроль и регистрация устьевых давлений;
  
• 
  первоочередных действий в случае нештатной ситуации.
  

Бурильщик должен произвести предварительную настройку оборудования. Он должен визуально убедиться в отсутствии утечек и видимых повреждений всех систем и оборудования, используемых при ликвидации ГНВП. Также требуется проверить давление в системе управления ПВО (в аккумуляторах).

Ниже приведен пример настройки для реализации Метода Бурильщика:

• 
  превентор – закрыт;
  
• 
  гидравлические задвижки на крестовине ПВО: на линии глушения – закрыта, на линии дросселирования – открыта;
  
• 
  линия на газосепаратор – открыта, и настроена через дроссель (дроссель до начала циркуляции находится в закрытом положении);
  
• 
  задвижка перед механическим (ручным) дросселем – закрыта;
  
• 
  задвижка на отводной (сбросной) линии – закрыта.
  

Насос должен быть настроен для проведения прямой циркуляции через трубы в кольцевое пространство с выходом раствора на линию дросселирования, счетчик ходов обнулен. Перед операцией глушения, необходимо зафиксировать время начала циркуляции. Буровой мастер должен проверить настройку оборудования после сообщения о готовности от бурильщика.

После герметизации устья, регистрации давлений стабилизации (в трубах на устье закрытой скважины и в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины), настройки ПВО, циркуляция должна быть восстановлена.

Данная процедура является наиболее ответственной, так как любое неверное действие может привести к значительному изменению забойного давления и, как следствие, к существенным осложнениям.

Успешность восстановления циркуляции во многом зависит от взаимодействия персонала. Буровому мастеру необходимо провести инструктаж, в котором будет четко обозначена последовательность действий буровой вахты, в различных нестандартных ситуациях во время глушения скважины. Все действия бурильщика в процессе вывода насоса на режим должны происходить строго по команде бурового мастера и представителя заказчика. Примерная рекомендованная процедура восстановления циркуляции заключается в последовательном выполнении следующих шагов:

• 
  открыть дроссель и запустить насос на низкой подаче, постепенно доведя скорость работы насоса до значения пониженной подачи в режиме глушения. Насос следует запускать плавно, не допуская резких изменений забойного давления;
  

Во время проведения операций по ликвидации ГНВП обычно используются пониженные подачи насоса и давления циркуляции в режиме глушения. Пониженные давления циркуляции обычно применяются во время вымыва притока из ствола скважины, когда достаточная репрессия на пласт во время циркуляции может быть обеспечена без увеличения скорости работы насосов (при помощи дросселя).

Также существует целый ряд дополнительных причин, по которым рекомендуется применять пониженные подачи: ограниченная пропускная способность систем газоочистки; ограниченная производительность систем приготовления раствора, снижение динамического давления в скважине и прочее.

Скорость и давление прокачки каждого насоса должны фиксироваться в вахтовом журнале. Наиболее эффективно осуществлять прокачку насосов с заданной периодичностью (обычно в начале каждой смены). Кроме того давления прокачки требуется перерегистрировать при изменении плотности раствора в циркуляции; при изменениях в КНБК (например, после замены долота); при изменениях в насосах (например, замена втулок); перед вскрытием переходных зон, зон с АВПД и т.д.

• 
  в процессе увеличения скорости работы насоса степень открытия дросселя следует регулировать таким образом, чтобы не допускать снижения давления в кольцевом пространстве ниже значения давления стабилизации в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины.
  
• 
  после вывода насоса на режим глушения и стабилизации давления необходимо зарегистрировать значение давления в трубах. В случае корректного проведения процедуры, давление, установившееся в трубах в данный момент (начальное давление циркуляции), позволит поддерживать постоянное давление на забое. Но это будет верным, только в том случае, если плотность прокачиваемого раствора и скорость насоса не будут меняться.
  

Начальное и конечное давления циркуляции необходимы для обеспечения корректной и безопасной процедуры ликвидации ГНВП.

Начальное давление циркуляции – это давление в бурильных трубах после вывода насоса на режим глушения, при поддержании давления в кольцевом пространстве не ниже давления стабилизации.

Конечное давление циркуляции – это расчетное давление циркуляции в трубах при выбранной пониженной подаче насоса с поправкой на увеличение плотности бурового раствора.

При запуске насоса и на всем протяжении процедуры ликвидации ГНВП буровой персонал, работающий на дросселе, должен учитывать задержку по времени. Изменения устьевых давлений при манипуляциях дросселем будут происходить через некоторое время (несколько секунд). Это связано со значением гидравлического импульса и зависит от объема притока, глубины скважины, параметров раствора, скорости прокачки и пр.

Стоит иметь в виду, что возобновление циркуляции не всегда возможно, практически осуществимо и даже необходимо по самым разным причинам. В таких случаях применяют альтернативные методы ликвидации ГНВП.

Если после запуска насоса полученное давление отличается от расчетного, то следует выполнить пересчет давлений на основании фактических данных. Циркуляция продолжается на основании пересчитанных значений. Иногда, сталкиваются с ситуацией, когда определение давления прокачки на пониженной подаче не производилось, и у бурового мастера нет информации о расчетном начальном давлении циркуляции. В этом случае требуется выполнить вышеизложенную процедуру восстановления циркуляции и зарегистрировать фактически полученное значение давления в трубах. Далее использовать полученное фактическое значение в качестве начального давления циркуляции.

Последовательность действий для прекращения циркуляции должна происходить в обратном порядке посредством плавного снижения скорости работы насоса. Тем не менее, основное правило остается тем же – при снижении скорости работы насоса следует поддерживать давление в кольцевом пространстве постоянным. Полностью закрыть дроссель допустимо только, убедившись в полной остановке насоса.

Гидродинамическое давление, необходимое для подъема раствора вверх по кольцевому пространству (потери давления в кольцевом пространстве), можно рассматривать как фактор, предотвращающий поступление дополнительного притока. Это объясняется тем, что во время циркуляции забойное давление превышает пластовое, как минимум на величину потерь давления в кольцевом пространстве. Вместе с тем, на практике значения устьевых давлений поддерживают несколько выше расчетных для повышения безопасности.

Использование этого фактора должно тщательно контролироваться при управлении дросселем и учитывать допустимое давление в кольцевом пространстве для избежания гидроразрыва пород. Особенно это важно при вымыве притока с небольших глубин, где риск разрушения слабосцементированных пород возрастает многократно.

После герметизации устья в случае миграции флюида существует риск превышения давления гидроразрыва слабого пласта. Теоретически самым слабым пластом в скважине является интервал открытого ствола ниже башмака. Важно, до начала процедуры сопоставить значения фактических давлений на устье с расчетным максимально допустимым давлением в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины.

Для того, чтобы определить максимально допустимое давление в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины, требуется данные об испытании пласта и в первую очередь значение максимально допустимой плотности раствора.

Это позволит определить наличие риска гидроразрыва пород в процессе циркуляции и правильно подобрать необходимый метод глушения скважины. Если во время вымыва притока поддерживать забойное давление не ниже пластового, то давление у башмака:

• 
  в процессе восстановления циркуляции увеличится за счет создания с помощью штуцера необходимой репрессии на пласт;
  
• 
  будет расти по мере движения флюида вверх по открытому стволу за счет снижения гидростатического давления над ним;
  
• 
  будет снижаться по мере прохождения флюида мимо башмака;
  
• 
  будет оставаться примерно постоянным после того, как флюид зайдет в обсадную колонну (при постоянной плотности раствора).
  

Значение максимально допустимого давления в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины используется как ограничивающий фактор при управлении скважиной под давлением. Принимают, что превышение данного значения на манометре кольцевого пространства приведет к гидроразрыву пласта у башмака последней спущенной обсадной колонны, поглощению с частичной или полной потерей циркуляции, что может усугубить ситуацию и сделать невозможным применение стандартных методов удаления притока.

Важно не путать значение максимально допустимого давления в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины со значением максимально допустимого давления в обсадной колонне, которое характеризует прочность металла обсадной колонны и не имеет прямого отношения к прочности горных пород. Значение максимально допустимого давления в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины требуется пересчитывать всегда при изменении плотности раствора в скважине, а также после проведения очередных испытаний пластов на прочность.

В процессе управления скважиной самым важным является контроль положения притока относительно положения последнего башмака обсадной колонны (или самого слабого места скважины).

Если приток находится ниже последнего башмака обсадной колонны, а давление в обсадной колонне приближается к значению максимально допустимого давления в кольцевом пространстве, необходимо выбрать один из следующих вариантов:

• 
  снизить скорость циркуляции до минимально возможной. Для этого закрыть скважину и возобновить работу при сниженной скорости циркуляции и, следовательно, более низком начальном давлении циркуляции;
  
• 
  продолжить работу по глушению и увеличить давление выше величины максимально допустимого давления в кольцевом пространстве, подвергнув, таким образом, пласт риску разрыва. Позволить давлению в обсадной колонне постепенно превысить величину максимально допустимого давления в кольцевом пространстве, при этом контролировать возвращение бурового раствора на поверхность с точки зрения признаков газа или потери циркуляции.
  

Если приток прошел точку расположения башмака обсадной колонны, то значение максимально допустимого устьевого давления в кольцевом пространстве, основанного на результатах испытания на гидроразрыв (или градиент гидроразрыва самого слабого места скважины), больше не является актуальным. В этом случае максимально допустимое устьевое давление в кольцевом пространстве основывается на следующих расчетных значениях давления:

• 
  внутренняя обсадная труба;
  
• 
  оборудование устья скважины;
  
• 
  ПВО и связанное с ним наземное оборудование;
  
• 
  другое оборудование, находящееся под непосредственным влиянием давления в скважине.
  

Необходимо иметь план действий в чрезвычайной ситуации, если расчетные значения давления, будут достигнуты или превышены в процессе работ по управлению скважиной. В этом случае необходимо остановить текущие работы и приступить к реализации плана действий в чрезвычайной ситуации.

Бурильщик (персонал буровой вахты) получит письменные инструкции относительно действий, которые должны быть предприняты, если давление в обсадной колонне достигнет или превысит максимально допустимое устьевое давление в затрубном пространстве сразу после первоначального закрытия скважины.

Во время ликвидации ГНВП необходимо контролировать:

• 
  устьевые давления;
  
• 
  объем раствора в приемной емкости;
  
• 
  параметры бурового раствора;
  
• 
  наличие утечек в ПВО и циркуляционной системе;
  
• 
  производительность насоса;
  
• 
  работу средств для приготовления и утяжеления раствора;
  
• 
  проверять соответствие фактических данных, сведениям в карте глушения и т.д.
  

4. 15.8.4. КАРТА ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ

Карта глушения является необходимым и при этом удобным инструментом для проведения процедуры ликвидации ГНВП. Целью заполнения карты является расчет основных параметров, необходимых для обеспечения корректной процедуры вымыва притока при ГНВП и глушения скважины утяжеленным буровым раствором.

Для заполнения карты необходимы следующие исходные данные:

• 
  глубина скважины по вертикали и по стволу (инструменту);
  
• 
  фактическая длина, удельный объем бурильных труб и элементов КНБК;
  
• 
  давление прокачки на пониженной подаче насоса;
  
• 
  плотность раствора в скважине;
  
• 
  максимально допустимая плотность;
  
• 
  максимально допустимое давление в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины;
  
• 
  объем притока;
  
• 
  давления стабилизации в трубах и в кольцевом пространстве.
  

При расчете давлений и плотностей используются значения глубин по вертикали; при расчете объемов, ходов насоса и времени прокачки используются значения глубин по стволу.

Примерная процедура заполнения карты глушения:

• 
  Внести все исходные данные в карту глушения;
  
• 
  Рассчитать внутренние объемы труб;
  
• 
  Рассчитать объемы кольцевого пространства;
  
• 
  Рассчитать число ходов насоса, требуемое для прокачки объемов труб и кольцевого пространства;
  
• 
  Рассчитать время, необходимое для прокачки объемов труб и кольцевого пространства;
  
• 
  Рассчитать плотность раствора глушения;
  
• 
  Рассчитать начальное давление циркуляции;
  
• 
  Рассчитать конечное давление циркуляции;
  
• 
  Рассчитать разницу между начальным и конечным давлением циркуляции;
  
• 
  Рассчитать снижение давления в трубах при закачке утяжеленного раствора на каждые 100 ходов насоса;
  

Построить график и таблицу изменения давления циркуляции в трубах от начального давления циркуляции до конечного давления циркуляции на каждые 100 ходов насоса.

16. 
    МЕРОПРИЯТИЯ ПО ГЛУШЕНИЮ СКВАЖИН ПРИ ТиКРС
    

Глушение скважины осуществляется, согласно плана работ, учитывающему специфические условия конкретной скважины, и может осуществляться двумя способами:

• 
  методом закачки жидкости глушения в трубное пространство скважины (прямой);
  
• 
  методом закачки жидкости глушения в затрубное пространство скважины (обратный).
  

По умолчанию, процесс закачки жидкости глушения должен производиться в трубное пространство скважины (прямой способ). Данный вариант глушения обладает рядом преимуществ:

• 
  меньшие затраты времени на глушение;
  
• 
  меньшее развиваемое агрегатом давление в ходе глушения;
  
• 
  нет противодвижения закачиваемой жидкости глушения и всплывающей скважинной жидкости.
  

Глушение скважины проводится обратным способом (через затрубное пространство) в случаях:

• 
  когда не удается сбить сбивной клапан или выдавить манжету сливного клапана;
  
• 
  когда при подаче жидкости в трубки наличие асфальтосмолопарафиновых отложений и др. в трубном пространстве может привести к закупорке насосно-компрессорных труб;
  
• 
  когда скважина оборудована установкой штангового глубинного насоса.
  

Скважины, оборудованные установкой электроцентробежного насоса, на которых произошел преждевременный отказ электропогружного оборудования, по причине отсутствия либо снижения подачи глушатся прямым способом только после определения герметичности (не герметичности) подвески насосно-компрессорных труб.

1. 
   КОЛИЧЕСТВО ЦИКЛОВ ГЛУШЕНИЯ
   

Количество циклов глушения определяется глубиной спуска оборудования. В 1 цикл глушатся скважины при следующих условиях:

• 
  при насосно-компрессорных трубах, спущенных до интервала перфорации, или находящихся не выше 100 м от него, глушение производится в один цикл (фонтанная скважина или скважина, оборудованная штанговым глубинным насосом с хвостовиком до забоя);
  
• 
  скважины, эксплуатируемые в интенсивном режиме с электроцентробежным насосом, установленным выше 100 м от интервала перфорации, при условии высокой приемистости скважины и возможности продавки нижерасположенной жидкости в пласт (0% обводненности);
  
• 
  особый случай глушения в 1 цикл - при высокой (более 50%) обводненности продукции, когда жидкость под насосом представлена чистой пластовой водой, при условии оставления скважины на отстой для оседания жидкости глушения. Глушение производится в один цикл, но жидкость глушения берется с завышенной плотностью.
  

В два цикла глушат скважины с насосным оборудованием, расположенным выше 100 м над интервалом перфорации, когда закачка жидкости глушения на поглощение невозможна.

Расчет количества циклов глушения скважины:

(15.12)

где,

- количество циклов;

- объем эксплуатационной колонны;

- объем первого цикла глушения.

Объем первого цикла глушения рассчитывается из условия, что он должен соответствовать объему между внутренним диаметром экранированного кабеля и внешним диаметром насосно-компрессорных труб до глубины спуска насоса. Объем первого цикла определяется по формуле:

V_1ц = (П * (D_эк.вн2 – d_нкт2 ) * Н_сп / 4 (м³)

где,

D_эк.вн - диаметр эксплуатационной колонны (внутренний);

d_нкт - диаметр насосно-компрессорной трубы (внешний);

H_сп - глубина спуска подземного оборудования;

П- коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта.

2. 
   СКОРОСТЬ ЗАКАЧКИ ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ
   

Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.

В случае аномально высокого пластового давления:

Скорость закачки должна быть максимальной, превышающей производительность скважины при условии, что давление при этом не превышает предельно допустимого (по условиям давления опрессовки колонны или кабельного ввода).

В случае нормального и аномально низкого пластового давления:

С целью минимизации эквивалентного забойного давления, снижения объемов поглощения скважинной жидкости пластом предлагается придерживаться скорости закачки от 200 до 500 л/мин. (3-8 л/сек.).

Для месторождений с высокой проницаемостью эксплуатируемого пласта, низким содержанием глин допустима закачка пачки жидкости глушения на поглощение. При этом скважинная жидкость, находящаяся под насосом поступает в пласт.