Раздатка.Инструкция. понятие о гнвп. Выбросе и открытом фонтане гнвп

• Название: понятие о гнвп. Выбросе и открытом фонтане гнвп
• Дата: 21.05.2018
• Размер: 123.5 Kb.
• Имя файла: Раздатка.Инструкция.doc
• Тип: Документы; #44480

- /-

1. ПОНЯТИЕ о ГНВП. ВЫБРОСЕ и ОТКРЫТОМ ФОНТАНЕ

ГНВП - это поступление пластового флюида (газ, нефть, вода или их смеси) в ствол скважины не предусмотренное технологией работ при её строительстве, освоении или ремонте.

ВЫБРОС - кратковременное, интенсивное вытеснение из скважины порции промывочной жидкости энергией расширяющегося газа.

ОТКРЫТЫЙ ФОНТАН - неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины в результате отсутствия, разрушения или негерметичности запорного оборудования или грифонообразования.

2. ВОЗМОЖНЫЕ ПОСЛЕЛСТВИЯ ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ

1. 
   Потеря скважины.
   
2. 
   Потеря оборудования.
   
3. 
   Непроизводительные материальные и трудовые затраты.
   
4. 
   Загрязнение окружающей среды
   
5. 
   Внутрискважинные перетоки, в результате которых происходит загрязнение недр и истощение месторождение.
   
6. 
   Человеческие жертвы.
   

3. ОСНОВНОЕ УСЛОВИЕ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГНВП

ГНВП возникает в основном за счет снижения забойного давления (Р_заб) ниже пластового (Рпл.) Рзаб < Рпл В зависимости от проводимых работ на скважине, забойное давление меняется. Основную часть Р₃аб составляет гидростатическое давление столба промывочной жидкости в скважине.

4. ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ

Величина гидростатического давления (Р_г = ^кгс/_см ) определяется величиной столба жидкости ( Ь = м ) и её плотностью ( у = ^1^ )

Ь Рг = у — 10

Плотность рабочей промывочной жидкости определяется исходя из необходимого для проведения

работ гидростатического давления - Р_г

Р¹

у=-^хЮ

Н

Н-глубина залегания продуктивного горизонта.

Необходимое для проведения работ Р_г должно превышать Р^ скважины на величину Л Р.

Р^=Р_пл +АР; у = Рпл^+А^хЮ

п АР-берется из Правил безопасности п. 2.7; 3.3 Выводы:

Чтобы не создавались условия для ГНВП при проведении работ, не допускается снижение плотности промывочной жидкости. Правила безопасности п. 2.7; 3.7 допускает колебание плотности не более 0,02 ^ф/_см³

5. ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ

В зависимости от проводимых работ гидростатическое давление в скважине может измениться и к нему могут добавиться положительное или отрицательные динамические составляющие Р_заб.

5.1. Работы, проводимые с промывкой скважины

5.1.1. При прямой промывке:

* заб *г * гск

Ргск - гидравлическое сопротивление кольцевого пространства - Р_гск = — -г- — ч- — I Р_ге

ч5 6 1)

Р_ГС-гидравлическое сопротивление скважины при промывке(давление на насосе)

р = р +р

¹ ГС ^х ГСТ ^г ГСК

Р_гст-гидравлическое сопротивление труб (включая перепад на долоте и исключая перепад на турбобуре при турбинном бурении).

5.1.2. При обратной промывке:

4^5^6

5 ' 6 ' 7

|\

* заб "г ' "|

4 5 61 _ _ П 1 1

Р_гс реальна для скважин с

Величина соотношения: Р_гст = | —5 5— / Б*«. и Р_гек =

.5 6 1)15 6 7У

конструкцией: при бурении - диаметр ствола скважины В = 0,194 и 0,245 м

и бурильными трубами с с!_н от 0,102 до 0,127 м; при ремонте - эксплуатационные колонны Б_к от

0,140 до 0,168 м и при НКТ в них 0,06 и 0,073 м.

Величина Р_гс зависит:

1. 
   От глубины нахождения труб при промывке - Ь
   
2. 
   От площади поперечного сечения кольцевого пространства при прямой, и от площади сечения труб при обратной промывке — 8
   
3. 
   От производительности насоса - О
   
4. 
   От плотности промывочной жидкости - у
   

5. От вязкости и СНС (статического напряжения сдвига) промывочной жидкости
Выводы: Если при промывке необходимо поднять забойное давление необходимо увеличить Р_г
т.е. поднять у промывочной жидкости. При отсутствии возможности увеличить у, необходимо
увеличить О насоса. При механическом бурении у промывочной жидкости в затрубном
пространстве будет возрастать за счет находящейся в ней выбуренной породы. Будет
увеличиваться и Р_г. При прекращении поступления выбуренной породы в затрубное пространство
Р_г будет снижаться.

5.2 Забойное давление при остановках без промывки.

* заб *г ^*ст

АР_СТ - снижение гидростатического давления (Р_г) за счет седиментации промывочной жидкости, и явлений контракции и фильтрации.

Седиментация - осаждение частиц из промывочной жидкости при остановке её движения. Контракция - смачивание поверхности вводимых в промывочную жидкость частиц (барита, бентонитовой глины, цемента и др.).

Фильтрация - уход воды из промывочной жидкости в горизонт через корку глинистового раствора.

Для глинистых растворов нормальной структуры ДР_СТ = (0,02 * 0,05) Р_г для цементных растворов АР может быть значительно больше. Выводы:

1. Значительное снижение вязкости и СНС глинистового раствора приводит к увеличению
седиментации и снижению Р_заб

2. 
   Недопустимо оставлять длительное время скважину без промывки, т.к. может возникнуть ШВДзасчет-ЛР_ст
   
3. 
   После спуска обсадных колонн и их цементажа (при наличии в открытом стволе горизонта с возможным ГНВТТ) должна быть обеспечена возможность герметизации устья.
   

5.3 Забойное давление при подъёме труб

Ь Р_заб = Р_г-ЛР_дп-АР_ст-у —

ЛР_ДП - эффект поршневания. Создаётся движением труб находящихся в скважине. Зависит от длины труб и их диаметра. ЛР_ДП увеличивается при наличии КНБК (долота, центраторов, УБТ), а также намотанных сальников или сужении ствола скважины, а также подъёма труб с сифоном. Эффект поршневания зависит в значительной степени от:

1. 
   Скорости подъёма труб
   
2. 
   Вязкости и СНС промывочной жидкости
   

Эффект поршневания имеет место и в тех случаях когда скважина заполнена водой, а поднимаются трубы со "свободным концом".

ЛР_СТ-седиментация в зоне скважины из которой извлечены трубы. При подъёме АР_СТ= 0,02 Р_г Р_г - гидростатическое давление столба жидкости в скважине из которой извлечены трубы.

Ь

у снижение Р_г за счет извлечения труб из скважины.

10 ^

Ъ - снижение уровня на устье.

п ^Ь

При непрерывном дол иве у— -отсутствует.

Выводы:

1. 
   Чтобы не допускать при подъёме труб повышенного эффекта поршневания, необходимо перед подъёмом выровнять вязкость раствора и СНС и не производить подъём на повышенной скорости.
   
2. 
   Если невозможно снизить до нормы вязкость и СНС подъём должен производиться на пониженной скорости.
   

1. 
   Долив при подъёме труб должен осуществляться своевременно.
   

3. 
   Возникший при подъёме труб сифон должен быть ликвидирован. При невозможности ликвидации (забито долото) подъём должен производиться на минимальной скорости и с постоянным доливом.
   
4. 
   При подъёме труб с повышенным поршневанием (при подъёме наблюдается перелив на устье) подъём должен производится с промывкой, вращением труб ротором и выбросом их на мостки через шурф.
   

5.4 Забойное давление при спуске труб Р_заб=Р_г±ДР_дс-ДР_ст + АР_ДС - обратный эффект поршневания, ведущий к увеличению давления на забой -АР_ДС - снижение Р_заб происходящее за счет

1. 
   Гидроразрыва пласта и падения уровня в скважине, вызванных высоким +Р_ДС
   
2. 
   Снижение Р_забпри скорости спуска свыше 1 ^м/_сек и резком торможении.
   

Выводы: чтобы при спуске труб Р_заб не снизилось ниже Рщ, и не возникло ГНВП скорость спуска должна быть ограничена.

6. Причины возникновения условий для ГНВП
6.1 Технологические причины

Снижение забойного давления ниже пластового за счет:

1. 
   Снижения у (плотность) промывочной жидкости
   
2. 
   Недолива при подъёме труб
   
3. 
   Поршневания при подъёме труб
   
4. 
   Сифона при подъёме труб
   
5. 
   Гидроразрыва пласта и снижения уровня при спуске труб
   
6. 
   Скорости спуска свыше 1^м/_сек и резкого торможения
   
7. 
   Спуска колонны труб без заполнения её промывочной жидкостью
   
8. 
   Установки жидкостных ванн
   

Р. Седиментации, фильтрации и контракции при остановках без промывки.

6.2 Ошибки при проектировании Снижение забойного давления ниже пластового за счет:

1. 
   Неправильного определения у промывочной жидкости из-за ошибок в определении Р_ш горизонта или глубины его залегания
   
2. 
   Наличия в открытом стволе зон несовместимости.
   

Выводы: при работе на скважине с возможными ГНВП исполнители должны не допускать перечисленных технологических причин ГНВП и помнить, что ГНВП может возникнуть и при полном соблюдении требований технологии за счёт ошибок при проектировании. Контроль за появлением признаков ГНВП должен быть постоянным.

7. ГНВП при забойном давлении, превышающим пластовое

Поступление флюида в ствол скважины при Р_заб > Р^ происходит за счёт:

1. 
   Действия капиллярных сил, диффузии и осмоса
   
2. 
   Выхода газа из выбуренной породы газового горизонта, поднимающейся по стволу скважины.
   

Выводы:

1. 
   При вскрытом горизонте с возможным ГНВД не допускается длительная остановка скважины без промывки, даже в тех случаях, когда Р_заб значительно > Р_т
   
2. 
   При выходе газированного раствора необходимо установить причину его появления и после этого принимать меры по ликвидации.
   

8. Факторы, влияющие на интенсивность ГНВП

1. 
   Величина депрессии на пласт
   
2. 
   Коллекторные свойства пласта и степень его вскрытия
   
3. 
   Вид флюида
   

9. Основные свойства газов

9.1 Основные св-ва газов

Определяются законом Клапейрона - Менделеева

Т2

V - объём газа - м³

Р - давление газа в этом объёме - ^кгс/_сн²

Т - температура газа в этом объёме по Кельвину ("О" по Кельвину = - 273° по Цельсию)

2 - коэф. сжимаемости газов. Определяется по номограмме Брауна ("Спутник нефтяника")

РД 39-0147009-544-87 объединяет величины Т и 2 в один коэффициент

К =

ТплТ^ТШ _ -^л

1,2, К,

Тщ, и 2пл-для проявившего горизонта

Т, и 2, - для любого сечения скважины

Величина К определяется по номограмме в зависимости от глубины горизонтов и их

эквивалентных давлений - р_эк

Для проявившего горизонта с глубиной Н и имеющего Рщ,

Р рассчитывается р_эк= —^хЮ и определяется по номограмме - Кщ,

Н

я « И*¹⁰

Для любого сечения ствола рассчитывается р, = ±—^

к

где [Р]-допустимое давление в зоне этого сечения, ап-глубина его нахождения, и

определяется по номограмме К,

ту-

Расчётная величина для сечения К = —— для устья К, = 1

К

Для неглубоких скважин с низким температурным градиентом ( ниже 3 - 4 С на 100 м ) можно применять закон Бойля - Мариотта.

Р х V = соп5{ 9.2 Растворимость газов В воде и глинистом растворе нефтяные газы растворяются слабо. Так при давлении 100 ^т/_ш^ги Т = 60°С в \м³воды растворяется 1 м³метана, а при Т= 100° С — 1,9 м³. Растворимость нефтяных газов в нефти может составлять сотни кубометров в зависимости от давления.

9.3 Скорость подъёма газа по стволу скважины

9.3.1 Скорость подъёма газа в скважине составляет в среднем 300 7_час

Фактическая скорость может превышать среднюю в 3 — 4 раза, но в некоторых случаях газ вообще не поднимается по стволу скважины.

9.3.2 Скорость подъёма зависит:

1. 
   От размера пузыря газа. Чем больше размер, тем больше скорость подъёма. При размере меньшем критического газ подниматься не будет.
   
2. 
   От кривизны скважины. Чем больше кривизна тем меньше скорость подъёма.
   

9.3.3 Размер пузыря газа зависит от диаметра пор продуктивного горизонта, и от вязкости
жидкости заполняющей скважину. При увеличении вязкости увеличивается диаметр отрыва
пузыря от стенки скважины.

АР

9.3.4 Примерная скорость подъёма определяется по формуле У= х ]0, где

17 ДР — изменение давления на устье скважины за время X- час у — плотность промывочной жидкости в скважине

Разница между расчётной скоростью и фактической может быть значительной, т.к. при подъёме газа может происходить частичное поглощение промывочной жидкости, которое повлияет на изменение устьевого давления.

9.4 Давление насыщения

Давление насыщения — это давление, при котором начинается выделение газа растворенного в нефти. Опасность представляет поступившая в скважину нефть с большим газовым фактором и с давлением насыщения значительно меньшим пластового давления.

-3-

10. Устьевые давления после герметизации скважины при газопроявлении.

Когда ГНВП возникло при промывке и газ не поступил в трубы. Давление на устье в трубах — Р_изт определяется

Н

"иЗТ ^_ "пл " У Т

Давление на устье в затрубном пространстве — Р_изк определяется

Н - Ь
Ризк⁼ Рпл — где п_газ — высота порции газа в затрубном пространстве.

Выводы:

1. 
   Давление в затрубном пространстве будет всегда выше, чем давление в трубах, т.к. над газом в затрубном пространстве столб жидкости меньше чем в трубах.
   
2. 
   Для определения пластового давления проявившего горизонта необходимо брать Р_изт
   

и

*пл "ют "^ У

3. 
   Давление в затрубном пространстве на устье скважины зависит от объёма поступившего газа. Давление в трубах на устье от объёма поступившего газа не зависит ( в тех случаях, когда газ не поступил в трубы ).
   
4. 
   Если газ поступил и в трубы, пластовое давление определяется после выдавливания газа из труб кратковременными закачками промывочной жидкости. Давление в трубах берётся как расчётное, когда после закачки и остановки насоса давление в трубах останется таким же, как и перед закачкой.
   

11. Изменение давления в скважине при подъёме газа от забоя к устью.

11.1 Устье скважины загерметизировано

При подъёме газа в загерметизированной скважине газ расширяться не может. Это приводит к тому, что давление на устье в трубах и затрубном пространстве, а так же на забое и по всему стволу скважины будет непрерывно расти и достигнет максимальной величины, когда газ подойдёт к устью. Выводы:

1. 
   Необходимо определять допустимые давления не только для устья и ПВО, но и для слабого участка ствола скважины и не допускать роста давления сверх его величины.
   
2. 
   Для определения Р^ необходимо строить график роста давления в трубах после герметизации устья. Берётся Р_изт когда прекращается рост давления по прямой. Скорость выравнивается Р_заб к Рпл при газопроявлении зависит от коллекторных свойств проявившего горизонта и может колебаться от 5 до 15 и более минут.
   
3. 
   В тех случаях когда Р_изт своевременно не взято и оно увеличилось за счёт подъёма газа по стволу скважины, расчётная величина Р_изт определяется путём кратковременных стравливаний давления с затрубного пространства, с контролем роста давления в трубах после стравливания в течении 10. При стравливании давления на устье снижается и забойное давление. Пока оно не снизится до Рщ, роста давления в трубах в течении 10 мин. остановки не будет. После снижения Р₃аб < Рпл начнётся поступление газа в скважину и появится рост давления в трубах на устье. Это давление берётся за расчётное.
   

11.2 Устье скважины открыто По мере подъёма газа по стволу скважины, давление на него будет снижаться и соответственно увеличиваться его объём. Наиболее интенсивное увеличение объёма происходит при подходе газа к устью скважины. С какой интенсивностью происходит увеличение объёма газа, с такой же интенсивностью происходит снижение Р_заб

Выводы: Необходимо как можно раньше обнаружить подъём газа по стволу скважины и своевременно загерметизировать устье, иначе может произойти выброс, или после герметизации забойное давление снизится до такой величины, что поступит новая порция газа.

11.3 Устье скважины закрыто и ведётся вымыв поступившего газа с поддержанием

постоянным Р^„ц Для этого необходимо работой дросселя поддерживать постоянное давление в трубах. В поднимающемся газе давление будет снижаться. Давление на устье в затрубном пространстве будет расти и достигнет максимальной величины, когда газ подойдёт к устью. В любом сечении скважины по мере приближения к нему давление растёт, после прохождения остаётся постоянным.

Выводы: Регулирование давления при вымыве газа должно осуществляться работой дросселя при неизменной производительности насоса.

12. Раннее обнаружение ГНВП

Раннее обнаружение необходимо для скважин в стволе которых имеются слабые сечения, т.е. участки ствола допустимое давление в которые [ Р ] меньше пластового давления — Р^ проявившего горизонта. Обнаружение считается ранним, в тех случаях, когда после герметизации устья количество поступившего на забой флюида - У₀ не будет превышать величину предельного объёма - У_пр - определенного для слабого сечения. Слабым сечением считается горизонт в скважине у которого допустимое давление ниже Рщ, проявившего горизонта. Если раннее обнаружение не выполнено, то при вымыве поступившего газа невозможно выполнение необходимых условий:

1. 
   И поддержание Р_заб постоянным и превышающим - Рщ,
   
2. 
   И не допускать роста давления в слабом сечении скважины выше допустимой величины-[Р] Одно из условий будет нарушено.
   

13. Допустимые давления

13.1 Для открытого ствола скважины

[Р]_Ф=0,95Р_Ф Ргр-давление гидроразрыва для горизонта - ^кгс/_см² [ Р ]гр - допустимое давление на горизонт с Р^- ^шс1^

V"изк _|гр и,уэ гф - у

[ Ризк ]гр - допустимое давление на устье для горизонта с Ргр-*™/,»,²

Ь - глубина нахождения горизонта с Р^, - м

у-плотность промывочной жидкости в скважине - ^ф/_сн³

13.2 Для обсаженной части ствола скважины

1 " -|тр ">" "опр "■ Уопр

10 [ Р ]тр^_ допустимое давление для глубины Ь - колонны (кондуктора) - ""Ус,² Р_опр - давление опрессовки - ""/с² у_опр - плотность промывочной жидкости в колонне при опрессовке

Для устья скважины и ПВО — к = 0

I*изк _|тр ^— "а" ^о_Пр - [у — и,УУопр )

[ Ризк ]тр - допустимое давление на устье для сечения на глубине Ь-м

у-плотность промывочной жидкости на данный момент - ^м³

Давление опрессовки (Р_опр) определяется согласно п. 2.10.3 Правил безопасности по ожидаемому

давлению на устье, (Р_ож) когда скважина полностью заполнена флюидом.

*ОЖ *Ш1 Уфл

10 Уф_Л - плотность флюида Н-глубина горизонта с возможным ГНВП

При ликвидации фонтана может возникнуть потребность поднять давление и выше Р_ож на ДР. Р_ож + АР - и должно быть допустимым давлением для устья - [ Р ]тр

[Р],
[Р],р = 0,9Р_опр откуда Р_опр =

0,9 13.3 Для цементного камня за колонной или кондуктором

[Р]цк⁼ 0,95Р_опр + у_опр—^- Ь_к-глубина спуска колонны (кондуктора)

[Р„зк]цк = 0,95Р_опр - -Ну-0,9у_ОПр)

Давление опрессовки (Р_0Пр) определяется согласно п. 2.10.4 Правил безопасности по ожидаемому давлению в зоне камня Р_ож когда скважина при загерметизированном устье полностью заполнено флюидом.

_Р = _Р . -. ^Н ' ^Ь*

^А ож ¹пл /фл _

Давление опрессовки составит Р_опр = Р_ож - у_опр—^

Выводы: Величина допустимого давления на устье для слабых сечений ствола в значительной степени зависит от плотности промывочной жидкости заполняющей скважину. При изменении у - необходимо пересчитать [Р_изк]- При наличии на скважине слабого участка должны определяться величины [Р] и

I. "изк! •

14. Предельный объём

Предельный объём - это такой объём поступившего на забой скважины газа, при вымыве которого с поддержанием работой дросселем постоянного давления в трубах. Давление в пачке газа при подходе её к слабому участку скважины не превысит допустимое давление для этого

10ГР1х8хК
участка. У_пр = ( [ Р_юк ] - Р_изт - АР')

кУ-Угаз / пл

[ Р ] - допустимое давление в зоне слабого участка - ^1^

8 - площадь сечения кольцевого пространства в зоне слабого участка - м²

К - коэффициент, учитывающий изменение Т по стволу скважины и коэффициента сжимаемости

2 (пункт 9.1)

у-плотность промывочной жидкости в скважине - ^1^

у_газ - плотность газа при давлении равном [Р] (схема 2)

Р„л - пластовое давление проявившего горизонта - ^ктс/_см²

[ Ризк ] - допустимое давление на устье для слабого участка - ""Уем²

Ризт - избыточное давление в трубах зафиксированное через 10-15 мин. после герметизации устья

кгс/ 2 'см

АР'- дополнительное давление создаваемое прикрытием дросселя 5-10атм. - ""Ус² У_пр определяема для скважин в стволе которых имеются слабые участки. У_пр необходимо знать для:

1. 
   Выбора способа ликвидации ГНВП.
   

1. 
   Для определения возможности допуска роста давления в затрубном пространстве -выше [ Р_изк ] при вымыве газа с постоянным давлением в трубах. При У₀ < У_пр рост давления выше [ Р_юк ] - допускается, за исключением [ Р ] = [ Р_изк ] -определённого для самого устья.
   

75. Признаки ГНВП

Признаки могут быть прямые и косвенные. Прямые - появляются только в результате возникновения ГНВП. Косвенные - могут появиться и по другим причинам.

15.1 При бурении и других работах проводимых с промывкой.

Прямые признаки:

1. 
   Увеличение уровня промывочной жидкости в приёмной ёмкости
   
2. 
   Усиление потока выходящей из скважины промывочной жидкости
   
3. 
   Увеличение газосодержания в промывочной жидкости
   

Косвенные признаки:

1. 
   Снижение давления на насосе
   
2. 
   Изменение параметров промывочной жидкости
   
3. 
   Увеличение механической скорости проходки (при бурении )
   
4. 
   Увеличение крутящего момента на роторе (при бурении)
   

15.2. При подъёме труб из скважины: Прямой признак: Уменьшение объёма доливаемой в скважину жидкости по сравнению с расчётным объёмом.

15.3. При спуске труб в скважину:

Прямой признак: Увеличение объёма вытесняемой из скважины жидкости по сравнению с расчётным объёмом.

15.4. При остановках без промывки:

Прямые признаки:

1. 
   Наличие перелива на устье скважины
   
2. 
   Наличие давления на устье, если оно загерметизировано
   

Выводы: При появлении первого и второго прямых признаков при промывке работа должна быть прекращена и устье загерметизировано. При появлении третьего (повышение газосодержания) - определяются причины, производится дегазация и в зависимости от интенсивности принимаются

меры по ликвидации проявления. При появлении косвенных признаков работа не останавливается, а усиливается наблюдение за возможным появлением прямых признаков. При появлении признаков при проведении СПО проводятся действия, согласно требований, по ликвидации ГНВП.

16. Технические средства обнаружения ГНВП

Буровая установка должна быть укомплектована станцией контроля параметров бурения. При отсутствии станции должны иметься приборы определяющие начало ГНВП.

16.1 При бурении или других работах связанных с промывкой

1. Для определения прямых признаков:

• 
  Уровнемер - сигнализатор на приёмных ёмкостях
  
• 
  Желобной расходомер
  
• 
  Приборы определения газосодержания
  

2. Для определения косвенных признаков:

• 
  Манометр в поле зрения бурильщика
  
• 
  Набор приборов для контроля за параметрами промывочной жидкости (ареометр, вискозиметр, приборы для определения СНС и водоотдачи).
  
• 
  Контрольная станция, а при её отсутствии наносятся метки на квадратной штанге и определяется время бурения от метки до метки
  
• 
  Моментомер
  

16.2 При подъёме труб из скважины

1. 
   Доливная ёмкость с уровнемером
   
2. 
   Таблица объёмов долива по количеству извлекаемых труб из скважины
   

При установке доливнои ёмкости на землю и осуществлении долива насосом устье скважины соединяется с доливнои ёмкостью.

16.3 При спуске труб в скважину 1. Ёмкость, в которую вытесняется промывочная жидкость, должна иметь уровнемер.