Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ российского и мирового опыта оптимизации процесса бурения 10
1.1. Обзор научных работ по оптимизации процесса бурения .10
1.2. Анализ российской и мировой практики оптимизации процесса бурения .15
1.3. Проблемы бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин на месторождениях Самарской области 19
1.4. Выводы по главе 1 .21
ГЛАВА 2. Синергетический подход к решению проблем в области бурения скважин 23
2.1. Принципы синергетического подхода .23
2.2. Динамическая модель геолого-технологической системы «проницаемый пласт – скважина - бурильная колонна» 28
2.3. Обоснование критерия оптимальности и целевой функции для оценки динамической системы 30
2.4. Выводы по главе 2 38
ГЛАВА 3. Исследование фильтрационных процессов буровых растворов .39
3.1. Постановка задач исследования 39
3.2. Методика проведения эксперимента 41
3.3. Фильтрационные процессы буровых растворов 44
3.4. Выводы по главе 3 49
ГЛАВА 4. Исследование геолого-технологических параметров процесса бурения 51
4.1. Статическая модель дифференциального прихвата .52
4.2. Динамическая модель дифференциального прихвата 62
4.3. Геолого-технологические параметры процесса бурения 74
4.4. Выводы по главе 4 113
ГЛАВА 5. Методика оптимизации процесса бурения для предупреждения дифференциальных прихватов .115
5.1. Разработка методики оптимизации процесса бурения .116
5.2. Практические рекомендации по предупреждению прихватов .120
5.3. Расчет экономического эффекта от внедрения методики 122
5.4. Выводы по главе 5... 125
Заключение 126
Список литературы 128
- Проблемы бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин на месторождениях Самарской области
- Обоснование критерия оптимальности и целевой функции для оценки динамической системы
- Фильтрационные процессы буровых растворов
- Геолого-технологические параметры процесса бурения
Введение к работе
Актуальность работы
Бурение скважин для добычи углеводородных ресурсов
является наиболее затратной статьёй расходов для
нефтегазодобывающих организаций. Прихваты бурильного
инструмента и связанные с ними аварии - одна из основных проблем
в сфере строительства скважин в Самарской области. Большинство
инцидентов приходится на дифференциальные прихваты
бурильного инструмента. Это обусловлено сложными горно
геологическими условиями, наличием зон несовместимых условий
бурения, низкими пластовыми давлениями в продуктивных
горизонтах из-за многолетней разработки месторождений, а также
недостаточным исследованием причин образования
дифференциальных прихватов бурильного инструмента.
Наличие случаев образования дифференциальных прихватов в геологических интервалах, где данных инцидентов происходить не должно, указывает на необходимость поиска оптимальных технологических параметров процесса бурения для конкретного горно-геологического разреза.
Проблему прихватообразования на месторождениях
Самарской области целесообразно решать на основе разработки
динамических моделей технологических процессов с
использованием специализированного программного обеспечения.
Таким образом, разработка динамической модели для
прогнозирования и предупреждения образования
дифференциальных прихватов бурильного инструмента и решение на её основе практических задач в области бурения скважин, представляется актуальной научно-практической задачей.
Цель работы
Предупреждение осложнений в стволе скважины, связанных
с образованием дифференциального прихвата бурильного
инструмента.
Идея работы заключается в разработке динамической
модели образования дифференциального прихвата, которая
позволяет прогнозировать и предупреждать прихваты бурильного
инструмента на основе выбора оптимальных технологических параметров процесса бурения.
Основные задачи исследований:
1. Проанализировать проблемы в области бурения наклонно-
направленных и горизонтальных скважин на месторождениях
Самарской области.
2. Исследовать геолого-технологические параметры
процесса бурения скважин в карбонатно-терригенном разрезе при
наличии инцидентов, связанных с дифференциальными прихватами
бурильных труб.
3. Исследовать статическую модель и разработать
динамическую модель образования дифференциального прихвата
бурильного инструмента на примере Западно-Коммунарского
месторождения.
4. Провести лабораторные исследования процессов
фильтрации буровых растворов, применяемых на месторождениях
Самарской области.
5. Разработать практические рекомендации по оптимизации
процесса бурения скважин (технология углубления, режимы
промывки, свойства растворов) для предупреждения
дифференциальных прихватов бурильного инструмента в
отложениях перми, карбона и девона на месторождениях Самарской
области.
Методы решения поставленных задач
Для решения поставленных задач был использован
комплексный подход, включающий анализ суточных рапортов и
технологических диаграмм станций геолого-технологических
исследований, отчетов о геолого-геохимических исследованиях,
результатов интерпретации радиоактивного, индукционного и
бокового каротажей, результатов математического моделирования
технологических процессов, полученных на специализированном
программном обеспечении. Физическое моделирование
фильтрационных процессов выполнялось на лабораторном и стендовом оборудовании, прошедшем поверку и калибровку.
Научная новизна
Установлена закономерность образования
дифференциальных прихватов бурильного инструмента и
разработана динамическая модель системы «проницаемый пласт -скважина - бурильная колонна» с критерием оптимальности и целевой функцией для прогнозирования и предупреждения образования дифференциальных прихватов в условиях чередования непроницаемых и проницаемых пластов.
Защищаемые положения:
1. Разработанная динамическая модель системы
«проницаемый пласт - скважина - бурильная колонна» позволяет по
мере поступления новой геолого-технологической информации
прогнозировать образование дифференциальных прихватов
бурильного инструмента в условиях чередования непроницаемых и
проницаемых пластов.
2. Величина гидродинамического давления в кольцевом
пространстве на стенки скважины не должна превышать 10 - 11% от
проектного пластового давления в условиях чередования
непроницаемых и проницаемых пластов для предупреждения
дифференциального прихвата бурильного инструмента.
Практическая ценность результатов работы:
1. Установлен критерий оптимальности и определены
значения целевой функции динамической модели образования
дифференциального прихвата для оптимизации процесса бурения
скважин в условиях чередования непроницаемых и проницаемых
пластов в отложениях перми, карбона и девона.
-
Разработана методика оптимизации процесса бурения скважин для предупреждения дифференциальных прихватов бурильного инструмента.
-
Разработаны практические рекомендации по повышению эффективности процесса бурения скважин (технология углубления, режимы промывки, свойства буровых растворов и их фильтрационных корок) для предупреждения дифференциальных прихватов бурильного инструмента.
Личное участие автора в получении научных результатов:
-
Объяснена закономерность образования дифференциальных прихватов на месторождениях Самарской области.
-
Разработана динамическая модель образования дифференциального прихвата бурильного инструмента в условиях чередования непроницаемых и проницаемых пластов.
-
Обосновано, что эквивалентная плотность бурового раствора при циркуляции является критерием оптимальности, а гидродинамическое давление в кольцевом пространстве - целевой функцией для предупреждения дифференциального прихвата бурильного инструмента при вскрытии проницаемых водо - и нефтенасыщенных пластов перми, карбона и девона.
-
Рассчитаны критические величины гидродинамического давления в кольцевом пространстве на стенки скважины для предупреждения образования дифференциальных прихватов бурильного инструмента.
-
Разработана номограмма зависимости гидродинамического давления в кольцевом пространстве от глубины скважин для предупреждения дифференциальных прихватов бурильного инструмента.
-
Выполнены лабораторные исследования физико-химических свойств буровых растворов и их фильтрационных корок для прогнозирования и предупреждения образования дифференциальных прихватов.
-
Разработана методика оптимизации процесса бурения для предупреждения образования дифференциальных прихватов на месторождениях Самарской области.
-
Даны практические рекомендации по технологии углубления, режимам промывки, свойствам буровых растворов и их фильтрационных корок для предупреждения дифференциальных прихватов бурильного инструмента.
Апробация работы
Основные положения докладывались и обсуждались на VI международной научно-практической конференции «Нефтегазовые технологии» (г. Самара, 2009 г.); научно-техническом совете ООО
«СамараНИПИнефть» (г. Самара, 2009 г.); научно-техническом
совете ООО «СамараНИПИнефть» (г. Самара, 2010 г.); I научно-
практической конференции «Инжиниринг строительства и
реконструкции скважин» (г. Самара, 2011 г.); VIII международной
научно-практической конференции «Ашировские чтения» (г.
Туапсе, 2011 г.); II научно-практической конференции «Инжиниринг
строительства и реконструкции скважин» (г. Самара, 2012 г.);
научно-техническом совете ООО «СамараНИПИнефть» (г. Самара,
2012 г.); IX международной научно-практической конференции
«Ашировские чтения» (г. Туапсе, 2012 г.); заседании кафедры
бурения скважин Национального минерально-сырьевого
университета «Горный» (г. Санкт-Петербург, 2012 г.); научно-
техническом совете ООО «СамараНИПИнефть» (г. Самара, 2013 г.);
заседании кафедры бурения скважин Национального минерально-
сырьевого университета «Горный» (г. Санкт-Петербург, 2013 г.).
Публикации
По теме диссертации опубликовано 4 работы в
рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК
Министерства образования и науки России.
Структура и объем диссертации
Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, выводов и заключения. Список использованной литературы и источников состоит из 109 наименования. Работа содержит 138 страниц, включая 46 рисунков и 30 таблиц.
Проблемы бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин на месторождениях Самарской области
Анализ результатов бурения 62 наклонно-направленных и горизонтальных скважин на месторождениях Самарской области показал, что основными проблемами являются:
- низкие коммерческие скорости бурения;
- значительные затраты времени на ликвидацию аварий, осложнений, производственного брака;
- значительные затраты времени на вспомогательные и ремонтные работы.
Анализ результатов бурения 77 наклонно-направленных и горизонтальных скважин на месторождениях Самарской области, представленный на рисунке 1.3 показывает, что существует тенденция роста количества инцидентов, связанных с прихватом бурильного инструмента.
При анализе инцидентов использовалась классификация прихватов, разработанная отечественными и зарубежными исследователями [6, 7, 22, 23, 34, 58]. Это позволило установить причины их возникновения по характерным для данных инцидентов признакам. Результаты исследований инцидентов, связанных с прихватами на месторождениях Самарской области, представлены в диаграмме на рисунке 1.4.
Дифференциальный прихват - 32% Некачественная очистка скважины - 32% Образование желобов, заклинка - 18% Неустойчивость горных пород - 12%
Причины прихватов на месторождениях Самарской области Результаты исследований показывают, что значительное количество инцидентов связано с дифференциальными прихватами бурильного инструмента, обсадных колонн и хвостовиков. На долю дифференциальных прихватов приходится 32 % от всех случившихся инцидентов, связанных с прихватообразованием. В современной практике бурения на месторождениях Самарской области остаются неисследованными причины, вызывающие дифференциальный прихват бурильного инструмента в интервалах, где данное осложнение происходить не должно, исходя из проектных горно-геологических условий. К данным случаям относятся инциденты, возникновение которых происходит в неосложненном стволе, и горно-геологических условиях, где отсутствуют видимые причины для прихватообразования. Проектная и рабочая документация, используемая на буровой, также не содержит информацию об этих интервалах, как об опасных зонах, где возможны дифференциальные прихваты из-за перепада давлений.
Результаты анализа бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин показали, что большинство дифференциальных прихватов произошло при вскрытии продуктивных высокопроницаемых карбонатно-терригенных пластов в интервалах перехода непроницаемой (или слабопроницаемой) части разреза в высокопроницаемую часть или выхода из высокопроницаемой части в непроницаемую (или слабопроницаемую) часть разреза. Наличие значительного количества случаев дифференциальных прихватов бурильного инструмента свидетельствует о несовершенстве технологических процессов в данных горно-геологических условиях и недостаточной изученности механизма данного явления. Оптимальный технологический процесс бурения в изменяющихся горно-геологических условиях должен обеспечить проводку ствола скважины без осложнений и аварий.
Таким образом, можно констатировать, что тенденция роста осложнений и аварий за последние годы, указывает на необходимость оптимизации процесса бурения скважин на месторождениях Самарской области для предупреждения инцидентов, связанных как с прихватообразованием в целом, так и дифференциальными прихватами в частности.
1. Существующая нормативно-регламентирующая документация в области проектирования и инженерно-технологического сопровождения строительства скважин не всегда позволяет эффективно решать вопросы оптимизации технологического процесса бурения.
2. Необходимо разработать новые методы оптимизации процесса бурения, основанные на получении и обработке геолого-технологической информации с буровой.
3. Основной проблемой бурения скважин на месторождениях Самарской области является рост инцидентов, связанных с прихватами бурильного инструмента.
4. Доля дифференциальных прихватов составляет 32% от всех случаев потери подвижности бурильного инструмента на месторождениях Самарской области. 4. Значительное количество инцидентов, связанных с дифференциальными прихватами бурильного инструмента, существенно снижают технико экономические показатели бурения скважин на месторождениях Самарской области.
5. Необходимо исследовать причины, вызывающие дифференциальные прихваты бурильного инструмента в интервалах, сложенных чередованием непроницаемых и проницаемых пластов карбонатно-терригенного разреза на месторождениях Самарской области.
Обоснование критерия оптимальности и целевой функции для оценки динамической системы
Для оценки эффективности функционирования динамической системы «проницаемый пласт – скважина - бурильная колонна» необходимо найти критерий оптимальности. Критерием оптимальности может служить определенная технологическая характеристика, позволяющая оценивать эффективность функционирования процесса: режимов бурения, работы буровых насосов, системы очистки раствора, реологических свойств промывочной жидкости и др.
Критерий оптимальности должен отвечать следующим требованиям:
- отражать наиболее существенные стороны технологического процесса бурения;
- выражаться количественно, быть единственным;
- иметь понятный физический смысл;
- величина его значения должна изменяться равномерно;
- рассчитываться на основе математического аппарата, характеризующего процесс бурения скважин. Для решения задачи оптимизации процесса бурения необходимо:
- выбрать критерий оптимальности;
- составить математический аппарат для описания технологического процесса бурения;
- найти оптимальные значения проектных параметров;
- составить целевую функцию;
- разработать методику оптимизации технологического процесса бурения. Таким образом, задача оптимизации состоит в определении критерия оптимальности и нахождении целевой функции, экстремальные значения которой характеризует предельно достижимую эффективность функционирования динамической системы «проницаемый пласт – скважина - бурильная колонна».
В данной работе предлагается использовать в качестве критерия оптимальности эквивалентную плотность бурового раствора при циркуляции (ЭПЦ). В английской технической литературе ЭПЦ обозначается как Equivalent Circulating Density, или сокращенно ECD. В научной и производственной практике ЭПЦ используется для решения задач снижения репрессии на пласты с целью предупреждения поглощений бурового раствора, поддержания минимального забойного давления при бурении. В технической литературе и научно-производственных статьях под ЭПЦ понимается плотность некоторого условного флюида, гидростатическое давление столба которого равно давлению циркулирующего столба реальной промывочной жидкости с учетом гидравлических сопротивлений и давления взвеси в жидкости частиц шлама. В процессе углубления скважины происходит насыщение промывочной жидкости выбуренной породой (шламом), и её утяжеление. За счет высоких расходов возможно снижение концентрации шлама в промывочной жидкости до минимальных значений, что уменьшит утяжеление. Однако при превышении расходов промывочной жидкости происходит возрастание гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве скважины, что может негативно воздействовать на стенки скважины. Снижение ЭПЦ способствует увеличению механической скорости бурения и снижению вероятности возникновения в скважине осложнений в виде поглощения бурового раствора и негативного воздействия на продуктивные пласты [3]. Расчет ЭПЦ выполняется по формуле:
ЭПЦ в динамике учитывает технологические параметры, такие как циркуляция раствора, что позволяет характеризовать наиболее существенные стороны технологического процесса бурения. При этом ЭПЦ имеет понятный физический смысл и может оперативно рассчитываться с помощью специализированного программного обеспечения [84, 85].
В данной работе с помощью ЭПЦ предлагается находить оптимальные значения проектных параметров технологических процессов при бурении скважин.
На основании выбранного критерия оптимальности составляется целевая функция с минимальными и максимальными значениями, представляющая собой зависимость критерия оптимальности от проектных параметров, влияющих на её значение. Целевая функция характеризует эффективность проектного решения, используется для оценки степени достижения поставленной цели при решении оптимизационной задачи. Это глобальный критерий оптимальности в математических моделях, описывающих динамическую систему.
В качестве целевой функции в данной работе предлагается использовать гидродинамическое давление (забойное давление) - РДИН. Минимальное или максимальное значение РДИН критически влияет на состояние процесса бурения, как динамической системы, находящейся в неустойчивом состоянии. Превышение максимального критического значения РДИН при бурении и СПО приводит к гидроразрыву пластов и поглощению бурового раствора. Снижение РДИН до минимального критического значения приводит к нефтегазоводопроявлениям (НГВП), обвалообразованию неустойчивых горных пород. Содержательный смысл целевой функции РДИН придает критерий оптимальности ЭПЦ (ECD).
Фильтрационные процессы буровых растворов
Для получения сведений о свойствах буровых растворов, используемых при бурении на месторождениях Самарской области, были проведены исследования фильтрации полимер-глинистого, известкового и известково-глинистого раствора Lime Asphaltene Enriched System при высоких давлениях (2-5 МПа). Также были проведены исследования свойств фильтрационных корок данных буровых растворов.
В лабораторных условиях были приготовлены полимер-глинистый и известковый растворы. Известково-глинистый раствор Lime Asphaltene Enriched System был отобран из ЦСГО при бурении скважины № 3104 Мухановского месторождения. Составы исследованных буровых растворов представлены в таблице 3.1.
Фильтрация известково-глинистого раствора Lime Asphaltene Enriched System через керамический фильтр 850 мД с использованием пресс - фильтра
Изменение объема фильтрата известково-глинистого раствора
Приведённые графические зависимости показывают, что при давлениях 0,5; 2,5; 4; 5 МПа в течение 30 мин. закупоривания порового пространства фильтрационных дисков 775 и 850 мД достичь не удалость.
При аппроксимации полученных значений фильтрации буровых растворов можно сделать вывод, что объём фильтрации при постоянном давлении находится в линейной зависимости от времени проведения эксперимента. Это указывает на проявление свойств ньютоновской вязкости исследуемых растворов. Увеличение толщины фильтрационной корки характеризуется нелинейным поведением. При давлении 3 МПа отмечена стабилизация увеличения толщины фильтрационной корки на уровне примерно 2-3 мм. График изменения толщины фильтрационной корки известкового, известкого-глинистого и полимер глинистого раствора представлены на рисунке 3.6.
Изменение толщины фильтрационной корки известкового, известково-глинистого и полимер-глинистого раствора
При этом необходимо отметить, что корректно измерить толщину фильтрационной корки полимер-глинистого и известкового раствора весьма затруднительно по причине нелипкости фильтрата (осадка) и его легкого удаления с поверхности керамического фильтра при промывке под слабой струёй воды. Полученный фильтрат (осадок) данных растворов характеризуется как рыхлая и неэластичная структура, которая хорошо удаляется с твердой поверхности керамического фильтра при механическом воздействии на неё.
В результате экспериментальных исследований установлено, что фильтрационные корки исследуемого известкового и полимер-глинистого раствора имеют рыхлую и неэластичную структуру, которая хорошо удаляется с поверхности керамического фильтра при механическом воздействии на неё после снятия высокого давления.
Фильтрационная корка исследуемого известково-глинистого раствора Lime Asphaltene Enriched System – это цельная, плотная и эластичная структура, которая плохо удаляется с поверхности фильтра после снятия высокого давления (3 - 5 МПа). Физические свойства фильтрационных корок полимер-глинистого, известкового, известкого-глинистого раствора представлены на рисунке 3.7.
Физические свойства фильтрационных корок полимер-глинистого (а), известкового (б) и известково-глинистого раствора (в)
Установлено, что физические свойства фильтрационных корок, получаемых в условиях, приближенных к забойным давлениям при репрессии на пласт 3-5МПа, имеют ключевое значение для прогнозирования и предупреждения образования дифференциальных прихватов.
Таким образом, буровые растворы с цельной, плотной, эластичной и непроницаемой фильтрационной коркой являются наиболее эффективными промывочными жидкостями при вскрытии пластов-коллекторов.
1. Апробация методики исследования буровых растворов и свойств их фильтрационных корок на пресс – фильтре HPHT позволила сделать вывод об удовлетворительном качестве моделирования процесса фильтрации бурового раствора через проницаемую среду керамического диска, что свидетельствует о корректности проведения эксперимента.
2. Фильтрационные корки известкового и полимер-глинистого растворов имеют рыхлую и неэластичную структуру, которая хорошо удаляется с поверхности керамического фильтра при механическом воздействии на неё после снятия высокого давления (3 - 5 МПа).
3. Фильтрационная корка известково-глинистого раствора Lime Asphaltene Enriched System представляет цельную, плотную и эластичную структуру, которая плохо удаляется с поверхности фильтра при механическом воздействии на неё после снятия высокого давления (3 - 5 МПа).
4. Физико-химические свойства фильтрационных корок, получаемых в условиях, приближенных к забойным (репрессия на пласт 2-5 МПа), имеют ключевое значение для прогнозирования и предупреждения образования дифференциальных прихватов.
5. Создание плотной внешней и непроницаемой внутренней фильтрационной корки в пласте-коллекторе является обязательным условием для предупреждения образования дифференциального прихвата в условиях чередования проницаемых и непроницаемых пластов.
6. Разработанный метод исследования фильтрационных процессов с использованием пресс – фильтра HPHT позволяет моделировать забойные давления для выбора типов буровых растворов и физико-химических свойств фильтрационных корок.
Геолого-технологические параметры процесса бурения
По результатам исследования 22 инцидентов, связанных с дифференциальными прихватами бурильного инструмента, установлены стратиграфические горизонты на месторождениях Самарской области, где наиболее часто происходят данные осложнения. Результаты исследования представлены на рисунке 4.16.
Большинство инцидентов происходит в среднем и нижнем карбоне, а также в среднем девоне, где имеются высокопроницаемые пласты-коллектора. Также зафиксированы случаи дифференциального прихвата бурильного инструмента в пермской системе в проницаемом кунгурском ярусе P1k.
В ходе анализа проектной и рабочей документации, геолого-технических нарядов на строительство скважин установлено, что в большинстве случаев, где имели место прихваты бурильного инструмента, проницаемые водо- и нефтенасыщенные пласты карбона и девона не указывались в разделе «Возможные осложнения при бурении» как прихватоопасные зоны.
В результате исследования геолого-технологических параметров 63 скважин на 10 месторождениях Самарской области было установлено, что математическая модель ЭПЦ позволяет прогнозировать возникновение инцидента, связанного с дифференциальным прихватом бурильного инструмента не только на скважинах Западно-Коммунарского месторождения, но и на скважинах других 9 месторождений, расположенных в Самарской области. Это связано с наличием ряда важных параметров, входящих в математическую модель ЭПЦ, и настройки данной модели на динамическое описание процесса бурения. В таблицах 4.13, 4.15, 4.17, 4.19 представлены результаты расчетов гидродинамического давления при бурении по скважинам, где были случаи дифференциального прихвата бурильного инструмента в сравнении со скважинами, пробуренными без осложнений на различных месторождениях Самарской области.
В таблице 4.12 представлены результаты расчетов значений ЭПЦ при бурении карбонатно-терригенных пластов карбона в интервале 1090-1380 м. на Южно-Орловском и Кулешевском месторождениях.
В результате исследования значений гидродинамической репрессии на карбонатно-терригенные пласты карбона установлено, что репрессия на стенки скважины не должна превышать 1-1,5 МПа для скважин глубиной до 1400 м. в условиях чередования непроницаемых и проницаемых карбонатно-терригенных пластов с начальными пластовыми давлениями.
В таблице 4.14 представлены результаты расчетов значений ЭПЦ при бурении в интервале 1428-2080 м. по 5 месторождениям.
В результате исследования значений гидродинамического давления на терригенно-карбонатные пласты карбона установлено, что репрессия на стенки скважины не должна превышать значения 1,5-2 МПа для скважин глубиной 1400-2100 м. в условиях чередования непроницаемых и проницаемых карбонатно-терригенных пластов с начальными пластовыми давлениями.
В таблице. 4.16 представлены результаты расчетов значений ЭПЦ при бурении карбонатно-терригенных пластов карбона в интервале 2295-2603 м. для 3 месторождений.
В результате исследования значений гидродинамического давления на карбонатно-терригенные пласты карбона установлено, что репрессия на стенки скважины не должна превышать 2-3 МПа для скважин глубиной 2100-2600 м. в условиях чередования непроницаемых и проницаемых карбонатно-терригенных пластов с начальными пластовыми давлениями.
В таблице 4.18 представлены результаты расчетов значений ЭПЦ при бурении карбонатно-терригенных пластов девона в интервале 2782-3190 м. для Семеновского и Михайловско-Коханского месторождений.
В таблице 4.19 представлены результаты расчетов параметров гидродинамического давления при бурении карбонатно-терригенных пластов девона в интервале 2782-3190 м. для Семеновского и Михайловско-Коханского месторождения.
