2. Импортная технология (справочно):

2.1. Бурение под направление ø324 мм (кнбк № 10):

10

0

30

0

30

1

393,7 VU-K11TG-R227

ГОСТ 20692-2003

0,580

393,7

0,58

187,0

Бурение под направление

2

УБТС.2

ТУ 14-3-835-79

13,13

229,0

12,00

3276,0

3

УБТ

ТУ 14-3-835-79

25,13

178,0

12,00

1745,0

2.2. Бурение под кондуктор 245 мм (кнбк №№ 11÷13):

11

25

50

25

50

1

295,3 ETS11GCK

импортное

0,425

295,3

0,425

96,0

Бурение вертика льного участка под кондуктор

2

Калибратор 8КС-295,3СТ

ОСТ 39-078-79

1,275

295,3

0,850

200,0

3

5LZ244С×7.0LL

ТУ 3664-001-12033648-99

11,475

244,0

10,20

2520,0

4

УБТ

ТУ 14-3-835-79

41,011

203,0

32,00

6176,0

12

50

183

50

186

1

295,3 ETS11GCK

импортное

0,425

295,3

0,425

96,0

Бурение под кон

дуктор на участке набора зенитного угла

2

5LZ244С×7.0LL

ТУ 3664-001-12033648-99

10,625

244,0

10,20

2520,0

3

Магнитный переводник

ТУ 36-2328-80

11,625

178,0

1,000

150,0

4

ЛБТ 147х11

ГОСТ 23786-79

35,625

147,0

24,000

396,0

Бурение под кон дуктор на участке стабилизации

13

183

600

186

630

1

295,3 ETS11GCK

импортное

0,425

295,3

0,425

96,0

2

Калибратор 8КС-295,3СТ

ОСТ 39-078-79

1,275

295,3

0,850

200,0

3

88

5LZ244С×7.0LL

ТУ 3664-001-12033648-99

11,475

244,0

10,20

2520,0

зенитного угла, шаблонировка (проработка) перед спуском кондуктора

4

УБТ

ТУ 14-3-835-79

43,475

203,0

32,00

6176,0

5

УБТ

ТУ 14-3-835-79

55,475

178,0

12,0

1745,0

Продолжение таблицы 8.2
1		2			3		4				5			6			7			8			9			10			11			12			13
2.3. Бурение под эксплуатационную колонну Ø146 мм (КНБК №№ 14÷18)
14		590		603				620		633			1			III 215,9 Т-ЦА			ГОСТ 20692-2003			0,425			295,3			0,425			35,0			Разбуривание це- ментного стакана, ЦКОДМ, БКМ в кондукторе
													2			5LZ172D×7.0LL			ТУ 3664-001-12033648-99			9,079			172,0			8,654			1099,0
													3			Клапан обратный КОБ			ОСТ 39-096-79			9,489			178,0			0,410			45,0
15		603		1250				633		1324			1			215,9 TD44ALK			импортное			0,345			215,9			0,345			44,0			Бурение под эксп- луатационную ко- лонну на участке стабилизации зенитного угла
													2			Калибратор 10КСИ-215,9 СТК (КЛС-212÷214 мм)			ОСТ 39-078-79			0,845			215,9			0,500			64,0
													3			5LZ172D×7.0LL			ТУ 3664-001-12033648-99			9,499			172,0			8,654			1099,0
													4			Клапан обратный КОБ			ОСТ 39-096-79			9,909			178,0			0,410			45,0
													5			УБТ			ТУ 14-3-835-79			34,909			178,0			25,0			3635,0
													6			ЛБТ 147х11			ГОСТ 23786-79			58,909			147,0			24,000			396,0
16		1250		1400				1324		1483			1			215,9 TD61ALK (215,9 HP62 ALK)			импортное			0,345			215,9			0,345			44,0			Бурение под эксп- луатационную ко- лонну на участке падения зенитно- го угла, шаблони-ровка (проработ-ка) перед спуском колонны
													2			5LZ172D×7.0LL			ТУ 3664-001-12033648-99			8,999			172,0			8,654			1099,0
													3			Клапан обратный КОБ			ОСТ 39-096-79			9,409			178,0			0,410			45,0
17		1330		1370				1410		1450			1			89 БИТ-215,9/100 С2			ТУ 3664-001- -50783875-02			0,165			215,9			0,165			21,0			Отбор керна при бурении под эксплуатацион ную колонну в 1/10 скважине
													2			КИМ-195/100			ТУ 3664-031-27005283-98			8,165			195,0			8,00			1000,0
													3			Д2-195			ТУ 3664-098-05749197-99			14,040			195,0			5,875			890,0
													4			УБТ			ТУ 14-3-835-79			39,040			178,0			25,0			3900,0
													5			Клапан обратный КОБ 178хЗ-147			ОСТ 39-096-79			39,450			178,0			0,410			45,0

Продолжение таблицы 8.2
1	2		3		4		5		6		7		8		9		10		11		12		13
18	-	1400		-		1483		1		124,0 N-CL21-R337		ГОСТ 20692-03		0,230		124,0		0,230		10,5		Подбуривание цементного ста-кана в эксплуата-ционной колонне (при необходи-мости)
								2		Д-106		ТУ 3664-005-14030039-2005		4,440		106,0		4,210		220,0
								3		Клапан обратный КОБТ		ОСТ-39-096-79		4,710		108,0		0,270		12,0

Примечания

1. В качестве резервных вариантов при строительстве скважин применяются другие забойные двигатели, долота и элементы КНБК с учётом технологического опыта бурения скважин в Удмуртии при соблюдении требований пп. 1.2.19; 1.2.20; 2.2.9 “Правил безопасности…” [4].

2. Проработка ствола скважины перед спуском колонн производится только при наличии осложнений ствола скважины.

При отсутствии осложнений производится шаблонировка ствола скважины с использованием приведенных КНБК для проработки и промывки ствола скважины на забое до выравнивания свойств бурового раствора (п.2.7.7.9 “ Правил безопасности… ”[4]) с доведением его параметров до проектных.

3. Для очистки забоя скважины от посторонних предметов с промывкой и проработкой ствола скважины на буровой рекомендуется иметь металлошламоуловитель МШУ/195 “Барс” АОЗТ НП “ЮКОН” 625053, г.Тюмень, а/я 2604 ул Дружбы, 201.

4. При замене компоновок (КНБК) или замене опорно-центрирующих элементов (ОЦЭ) на новые, следует обратить внимание при СПО

бурильной колонны на следующее:

4.1. Не допускать посадок инструмента и его заклинивания в стволе скважины.

4.2. Ограничить скорость прохождения элементов КНБК при подъеме у башмака предыдущей колонны с целью предотвращения

их зацепления.

5. Износ опорно-центрирующих элементов допускается не более 2-3 мм по диаметру.

6. При бурении под эксплуатационную колонну диаметром 146 мм иметь на буровой два шаровых крана типа КШЗ-122×35:

один устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, второй является резервным.

7. При бурении под эксплуатационную колонну диаметром 146 мм иметь на буровой два обратных клапана типа КОШЗ-122×35

90

с приспособлением для установки их в открытом положении, один из которых является рабочим, второй – резервным.

Продолжение примечания к таблице 8.2

8. При наличии поглощений при бурении под эксплуатационную колонну в КНБК дополнительно включить кольмататор.

9. В качестве резервного варианта при строительстве скважин применяется турбобур 2ТСШ1-195 (две секции) с шарошечными долотами 215,9 V-N54-R162 (IADC 543X) в интервале бурения 850-1025 м по вертикали.

10. III 215,9 Т-ЦА - в соответствии с п. 2.7.1.10 “Правил безопасности …” [4] долото для работы в кондукторе должно быть со срезанными периферийными зубьями.

11. Контроль параметров кривизны ствола скважины, начиная с первого участка набора угла при бурении под кондуктор производится серийными инклинометрами по принятой технологии ИММ-73, ИН-721.

91

Таблица 8.3 - Потребное количество долот и элементов КНБК

Типоразмер, шифр или краткое название элемента KHБK	Вид технологической операции (бурение, отбор керна, расширка, проработка)	Интервал работы, м				Норма расхода		Потребное количество на интервал, шт.
		по вертикали		по стволу		единица измерения	величина
		от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Отечественная технология:
393,7 VU-K11TG-R227	бурение	0	30	0	30	м	150,0	0,20
295,3 NU-12T-R85	разбуривание цем.стакана в направлении, бурение	25	50	25	50	м	250,0	0,10
295,3 NU-12T-R85	бурение	50	183	50	186	м	125,0	1,09
295,3 NU-12T-R85	бурение	183	600	186	630	м	250,0	1,32
Калибратор 8КС-295,3СТ	бурение	30	50	30	50	м	600,0	0,03
Калибратор 8КС-295,3СТ	бурение	183	600	186	630	м	600,0	0,74
295,3 NU-12T-R85	шаблонировка (проработка) перед спуском кондуктора, проработка перед ГИС	30	600	30	630	шт	1,0	1,0
III 215,9 Т-ЦА	разбуривание цементного стакана, ЦКОДМ, БКМ в кондукторе	590	603	620	633	шт	1,0	1,0
215,9AUL-LS54X-R269	бурение	603	820	633	865	м	250,0	0,93
215,9AUL-LS54X-R269	бурение	820	1400	865	1483	м	200,0	3,09
215,9AUL-LS54X-R269	шаблонировка (проработка) перед спуском экспл.колонны, проработка перед ГИС	600	1400	630	92 1483	шт	1,0	1,0
Калибратор 10КСИ-215,9СТК (КЛС-215,9)*	бурение	600	1250	630	1324	м	500,0	1,39
Продолжение таблицы 8.3
1	2	3	4	5	6	7	8	9
БИТ-215,9/100 С2	отбор керна в 1/10 скважине	1330	1370	1410	1450	м	90,0	0,044
124,0N-CL21-R337	подбуривание цементного стакана в экспл. колонне	1390	1400	1473	1483	шт	1,00	1,00
Импортная технология (справочно):
393,7 VU-K11TG-R227	бурение	0	30	0	30	м	150,0	0,20
295,3 ETS11GSK	разбуривание цем.стакана в направлении, бурение	25	50	25	50	м	800,0	0,03
295,3 ETS11GSK	бурение	50	183	50	186	м	400,0	0,34
295,3 ETS11GSK	бурение	183	600	186	630	м	800,0	0,56
Калибратор 8КС-295,3СТ	бурение	30	50	30	50	м	600,0	0,03
Калибратор 8КС-295,3СТ	бурение	183	600	186	630	м	600,0	0,74
295,3 ETS11GSK	шаблонировка (проработка) перед спуском кондуктора, проработка перед ГИС	30	600	30	630	шт	1,00	1,00
III 215,9 Т-ЦА	разбуривание цементного стакана, ЦКОДМ, БКМ в кондукторе	590	603	620	633	93 шт	1,0	1,0
215,9 TD44ALK	бурение	603	1250	633	1324	м	600,0	1,15
215,9 TD61ALK (215,9 НР61ALK)	бурение	1250	1400	1324	1483	м	600,0	0,27
Калибратор 10КСИ-215,9СТК (КЛС-212÷214)	бурение	600	1250	630	1324	м	500,0	1,39
БИТ-215,9/100 С2	отбор керна в 1/10 скважине	1330	1370	1410	1450	м	90,0	0,044
215,9 TD61ALK (215,9 НР61ALK)	шаблонировка (проработ-ка) перед спуском экспл. колонны, проработка перед ГИС	600	1400	630	1483	шт	1,00	1,00
124,0N-CL21-R337	подбуривание цементного стакана в экспл. колонне	1390	1400	11473	1483	шт	1,00	1,00

Таблица 8.4 - Суммарное количество и вес долот и элементов КНБК

Название обсадной колонны	Типоразмер, шифр или краткое название элемента KHБK	Масса единица, кг	Вид технологической операции	Суммарная величина
				количество (штук) элементов KHБK		масса по типоразмеру или шифру, т
				по виду операции	по типоразмеру или шифру
1	2	3	4	5	6	7
Отечественная технология:
Направление	393,7 VU-K11TG-R227	187,0	бурение	0,20	0,20	0,037
Кондуктор	295,3 NU-12T-R85	92,0	разбуривание цем. стакана в направ-лении, бурение	2,51	2,51	0,23
	295,3 NU-12T-R85	92,0	шаблонировка (проработка) перед спуском кондуктора, проработка перед ГИС	1,0	1,0	0,092
	Калибратор 8КС-295,3СТ	200,0	бурение	0,77	0,77	0,15
Эксплуатационная	III 215,9 Т-ЦА	36,4	разбуривание цемен тного стакана, ЦКОДМ,БКМ в	1,0	1,0	0,040
			кондукторе
	215,9AUL-LS54X-R269	36,4	бурение	4,02	4,02	0,146
	215,9AUL-LS54X-R269	36,4	шаблонировка (проработка) перед спуском экспл. колонны, проработка перед ГИС	94 1,0	1,0	0,036
Продолжение таблицы 8.4
1	2	3	4	5	6	7
	Калибратор 10КСИ-215,9СТК (КЛС-212÷214)		бурение	1,39	1,39	0,09
	БИТ-215,9/100 С2	21,0	отбор керна в 1/10 скважине	0,044	0,044	0,001
	124,0N-CL21-R337	10,5	подбуривание цементного стакана в экспл. колонне	1,00	1,00	0,011
Импортная технология (справочно):
Направление	393,7 VU-K11TG-R227	187,0	бурение	0,20	0,20	0,037
Кондуктор	295,3 ETS11GSK	96,0	разбуривание цем. стакана в направ-лении, бурение	0,93	0,93	0,09
	95 295,3 ETS11GSK	96,0	шаблонировка (проработка) перед спуском кондуктора, проработка перед ГИС	1,00	1,00	0,096
	Калибратор 8КС-295,3СТ	200,0	бурение	0,77	0,77	0,15
Эксплуатационная	III 215,9 Т-ЦА	36,4	разбуривание цементного стакана, ЦКОДМ, БКМ в кондукторе	1,00	1,00	0,036
	215,9 TD44ALK(215,9TD61ALK, 215,9 НР61ALK)	44,0	бурение	1,42	1,42	0,06
	215,9 TD61ALK (215,9 НР61ALK)	44,0	шаблонировка (проработка) перед спуском экспл. колонны, проработка перед ГИС	1,00	1,00	0,044
Продолжение таблицы 8.4
1	2	3	4	5	6	7
	Калибратор 10КСИ-215,9СТК (КЛС-212÷214)	64,0	бурение	1,39	1,39	0,09
	БИТ-215,9/100 С2	21,0	отбор керна в 1/10 скважине	0,044	0,044	0,001
	124,0N-CL21-R337	10,5	подбуривание цементного стакана в экспл. колонне	1,00	1,00	0,011

96

Таблица 8.5 - Конструкция бурильных колонн

Вид техноло гической операции (бурение скважины, спуск частей обсад ной колонны, разбуривание цемента)	Интервал по стволу, м		Номер секции бурильной колонны (снизу вверх) без KHБK						Интервал установки секции (снизу вверх)			Длина сек-ции, м		Масса, т					Коэффициент запаса прочности трубы на
				характеристика бурильной трубы
														секции		нарас таю- щая
	от (верх)	до (низ)		тип (шифр)	наруж ный диа метр, мм	марка (группа) прочнос ти мате- риала	толщи на стенки, мм	тип замкового соединения и тип резьбы (для УБТ и ТВКП)												ста-ти чес кую проч но-сть	вы-нос-ли-во-сть (для роторно-го бурения)			спуск ко-лонн в клин. захва-те (С=0,9)
										от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9		10	11		12		13		14				15	16			17
Бурение под направление	0	30	1	УБТС.2	229	Д	69,50	З-171		18	30		12		3,276		3,276				-	-			-
			2	УБТ	178	Д	44,00	З-147		6	18		12		1,745		5,021	>>1,5 >>1,5						>1,5
			3	ТВКП-140	-	-	-	З-147		0	6		16		1,810		6,831				-	-			-
Бурение под кон дуктор	30	50	1	УБТ	203	Д	61,50	З-161		18	50		32		6,176		6,176				-	-			-
			2	ПК	114	Д	8,60	ЗП-159-83		16	18		2		0,055		6,231				17,6	-			15,2
			3	ТВКП-140	-	-	-	З-147		0	16		16		1,810		8,041				-	-			-
	50	186	1	ЛБТ	147	Д-16-Т	11,00	ЗЛ-172		162	186		24		0,396		0,396				>>1,4		-	>1,5
			2	ПК	114	Д	8,60	ЗП-159-83		16	162		146		3,996		4,392				25,0	-			21,4
			3	ТВКП-140	-	-	-	З-147		0	16		16		1,810		6,202				-	-			-
	186	630	1	УБТ	203	Д	61,50	З-161		598	630		32		6,176		6,176				-	-			-
			2	УБТ	178	Д	44,00	З-147		586	598		12		1,745		7,921				-	-			-
			3	ПК	114	Д	8,60	ЗП-159-83		16	586		570		15,601		23,522				4,6	-			4,0
			4	ТВКП-140	-	-	-	З-147		0	16		16		1,810		25,332				-	-			-

97

Продолжение таблицы 8.5
1	2	3	4	5		6		7		8		9		10		11		12		13		14		15		16			17
Бурение под эксплу атационную колон ну	630	1324	1	УБТ		178		Д		44,00		З-147		1299		1342		25		3,635		3,635		-			-			-
			2	ЛБТ		147		Д-16-Т		11,00		ЗЛ-172		1275		1299		24		0,396		4,031		>1,4			-			>1,15
			3	ПК		114		Д		8,60		ЗП-159-83		16		1275		1259		34,459		38,490		2,8			-			2,5
			4	ТВКП-140		-		-		-		З-147		0		16		16		1,810		40,300		-			-			-
	1324	1483	1	УБТ		178		Д		44,00		З-147		1458		1483		25		3,635		3,635		-			-			-
			2	ПК		114		Д		8,60		ЗП-159-83		16		1458		1442		39,467		43,103		2,5		- 2,2
			3	ТВКП-140		-		-		-		З-147		0		16		16		1,810		44,913		- - -

Примечания

1. Расчет бурильных колонн произведен согласно “Инструкции по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин”,

Москва, 1997г. Нормативные (минимально допустимые) запасы прочности для бурильной колонны:

коэффициент запаса на статическую прочность [_ст.]:

- роторное бурение – 1,5;

- турбинное бурение - 1,4;

коэффициент запаса на прочность по усталости [_уст.]:

- для роторного бурения – 1,5;

коэффициент запаса на спуск бурильной колонны в клиновых захватах – 1,15.

2. Шифры труб:

- УБТС.2 - труба бурильная утяжеленная сбалансированная с проточкой под элеватор по ТУ 14-3-835-79;

- УБТ - труба бурильная утяжеленная с проточкой под элеватор по ТУ 14-3-835-79;

- ПК - труба бурильная стальная бесшовная с комбинированной высадкой концов и приваренными соединительными

замками по ГОСТ Р50278-92;

- ЛБТ – алюминиевые бурильные трубы из сплава Д16Т по РД 39-013-90 и ГОСТ 23786-79;

- ТВКП-140 – труба ведущая с коническим пояском по ТУ 14-3-755-78.

98

Tаблица 8.6 - Соотношение и вес применяемых бурильных труб по интервалам бурения

Название обсадной колонны	Интервал по стволу, м		Вид применяемых труб (УБT, АБT, CБT)			Длина в интервале, м	Масса труб, т
							теорети ческая	с учетом 4% на плюсовой допуск	с запасом на завоз 5%
	от (верх)	до (низ)		тип (шифр)	наружный диаметр, мм
1	2	3		4	5	6	7	8	9
Направление	18,0	30,0		УБТС.2	229	12,0	3,276	3,407	0,17
	6,0	18,0		УБТ	178	12,0	1,745	1,815	0,09
	0	6,0		ТВКП-140	-	16,0	1,810	-	-
Кондуктор	18,0	50,0		УБТ	203	32,0	6,176	6,423	0,321
	16,0	18,0		ПК	114	2,0	0,055	0,057	0,003
	0	16,0		ТВКП-140	-	16,0	1,810	-	-
	125,0	149,0		ЛБТ	147	24,0	0,396	0,412	0,021
	16,0	125,0		ПК	114	109	2,984	3,103	0,155
	0	16,0		ТВКП-140	-	16,0	1,810	-	-
	598,0	630,0		УБТ	99 203	32,0	6,176	6,42	0,321
	586,0	598,0		УБТ	178	12,0	1,745	1,815	0,073
	16,0	586,0		ПК	114	570,	15,601	16,255	0,811
	0	16,0		ТВКП-140	-	16,0	1,810	-	-
Эксплуатационная	1299	1324		УБТ	178	25,0	3,635	3,780	0,189
	1275	1299		ЛБТ	147	24,0	0,396	0,412	0,021
	16,0	1275		ПК	114	1259	34,459	35,837	1,792
	0	16,0		ТВКП-140	-	1,810	1,810	-	-
	1458	1483		УБТ	178	3,635	3,635	3,780	0,189
	16,0	1458		ПК	114	39,467	39,467	41,046	2,052
	0	16,0		ТВКП-140	-	1,810	1,810	-	-

100

8.4 ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ

Таблица 8.7 - Режим работы буровых насосов

Интервал по стволу, м		Вид технологической операции (бурение, проработка, отбор керна и т.д.)		Удельный расход, л/с/см2		Удель ная гидрав лическая мощ ность, квт/см2		Ско рость струи из насадок долота, м/с		Ско рость восхо дящего потока, м/с		Tип буровых насосов		Режим работы буровых насосов
														количество насо сов, шт.		диаметр цилинд ровых втулок, мм		допустимое давление, кгс/ см2		коэффициент наполнения		число двой ных ходов в ми нуту		произ води тель ность, л/с
от	до
1	2		3		4		5		6		7		8		9		10		11		12		13		14
0	30		Бурение		0,031		0,094		54,0		0,35		УНБ-600		1		180		125		0,90		65		37,8
30	630		Бурение, шаблонировка (проработка)		0,055		0,54		58,0		0,65		УНБ-600		1		180		125		0,90		65		37,8
630	1483		Бурение, шаблонировка (проработка)		0,089		1,21		63,0		1,23		УНБ-600				170		145		0,90		65		32,4
1410	1450		Отбор керна		0,068		0,55		18,0		0,94		УНБ-600		1		190		150		0,90		65		24,8

Tаблица 8.8 - Распределение потерь давлений в циркуляционной системе буровой

Интервал по стволу, м		Произво дитель ность насосов, л/с	Давление на стояке, кгс/см2		Количество насадок в долоте, шт.	Диаметр насадок, мм	Потери давлений (кгс/см2) для конца интервала в
							элементах KHБK			буриль ной колонне	кольце вом пространстве	обвязке буровой установ-ки
от	до		в начале интервала	в конце интер вала			долоте (насад ках)	забойном двигателе	УБT
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Отечественная технология:
30	630	37,8	94,42	112,78	3	16,0	28,71	54,72	3,26	19,19	0,55	5,64
630	1483	32,4	134,98	140,49	3	16,0	22,55	69,01	0,99	38,43	5,09	4,43
1410	1450	24,8	73,24	81,11	8	14,0	3,17	50,0	0,55	21,16	3,15	2,59
(отбор керна)
Импортная технология:
30	630	37,8	79,32	98,06	3	16,0	28,71	40,00	3,26	19,90	0,55	5,64
630	1483	32,4	124,63	135,40	3	14,0	38,47	48,00	0,99	38,43	5,09	4,43
1410	1450	24,8	73,24	81,11	8	14,0	3,17	50,0	0,55	21,16	3,15	2,59
(отбор керна)

101

102

Таблица 8.9 - Сравнительная таблица максимальной репрессии и давлений гидроразрыва пород

Название колонн	Кондуктор	Эксплуатационная
Глубина, м (по стволу)	630	1483
Максимальная репрессия бурового раствора в процессе бурения, кгс/см2, в том числе:
- гидродинамические потери бурового раствора в кольцевом пространстве, кгс/см2	0,55	5,1
- статическое давление бурового раствора, кгс/см2	69,6	168,0
Давление гидроразрыва пород, кгс/см2	89,4	210,0
Запас прочности пород на гидроразрыв	1,27(27%)	1,21(21%)

Примечания

1. Запас прочности пород на гидроразрыв должен составлять не менее 5% от суммы статических и гидродинамических давлений действующих на породы при заданной глубине скважины.

2. Запас прочности пород для проектируемой скважины при максимальной репрессии – достаточен.