AVmin = eS,

Эффективность обнаружения газопроявлений расходоме­ ром существенно зависит от подачи насосов. С увеличением подачи время обнаружения проявления при одном и том же притоке газа в скважину сокращается в соответствии с ра­ венством

Л0 2 = пд (?„

где Д<?„ Д02 — приращение расхода на выходе в некоторый момент соответственно при первой и второй подаче насоса, превышающей первую в п раз.

Газирование бурового раствора. Насыщение бурового рас­ твора газом может происходить по различным причинам — как связанным, так и не связанным с недоуравновешенностью пластового давления в скважине.

При увеличении в буровом растворе содержания газа вы ­ ше фонового следует принять меры по его дегазации и вы ­

явит** причины его поступления.

Гдцны переходной зоны часто загазованы, и их разбуривание сопровождается поступлением в раствор определенного количества газа. При этом газ может поступать как из выбуренй°й породы, так и из приствольной части массива, если в нем имеются пропластки повышенной песчанистости, линзы пес1Са и Другие локальные литологические разности, способ­ ные одерж ать флюиды под высоким давлением.

признак проявления, т.е. поступления газа из окружаю ­ щих пород вследствие недостатка противодавления со стороны £1сважины, — продолжающееся газирование раствора во вре^П промывки после прекращения бурения. Кроме того, в это!** ^Учае наблюдается повышение газосодержания раство-

^забойных пачках при прекращении циркуляции, напри-

мдля наращивания бурильной колонны. Это объясняется

с н > енИеМ АавлеНИЯ на газирующий пласт и увеличением вое^ани ГазиР°вания забойной порции раствора. Такое при-

породах. При этом прибегают к ступенчатому утяжелению бурового раствора, так как не исключается встреча с высо­ копродуктивным локальным скоплением газа, способным произвести выброс.

В мировой практике при достаточно хорошо изученных геологических условиях в некоторых случаях бурили при по­ стоянном газировании раствора. Отдельные линзы при этом разрежаются с непрерывной циркуляцией раствора, длящейся до нескольких суток. Считается, что концентрация газа до 70 % безопасна в отношении возникновения выбросов. Опыт бурения с постоянным газированием раствора имеется и в СНГ. Однако для осуществления такого бурения требуется перестраивать технологию буровых работ в соответствии с принципами "сбалансированного" бурения.

Газ может поступать в раствор вместе с выбуренной по ­ родой при проходке газонасыщенных пластов и наличии за ­ паса противодавления. В этом случае остановка бурения при­ водит к прекращению поступления газа в циркулирующий буровой раствор.

Часто выход газированного раствора наблюдается при восстановлении циркуляции после проведения спускоподъем­ ных операций. Причиной этого могут служить чрезмерное снижение давления во время подъема бурильной колонны или физико-химические превращения в буровом растворе, при­ водящие к поступлению определенного объема газа в скважину.

Наличие газа только в забойной пачке, наблюдаемое после спуска бурильной колонны и промывки, обычно не приводит к выбросу. Однако в случае снижения давления в бурильных трубах и расплескивания бурового раствора вымывать газо­ вую пачку следует при закрытом устье через регулируемый дроссель.

Если отмечается поступление газа в буровой раствор, то содержание его должно постоянно контролироваться. Для этого могут быть использованы станции контроля за бурени­ ем или газокаротажные станции. Сведения о концентрации газа, ее изменениях представляют основу для принятия обос­ нованного решения о дальнейшей технологии бурения.

Когда содержание газа контролируют по плотности буро­ вого раствора, то дебит газа в атмосферных условиях можно

Содержание газа в единице объема раствора в восходящем потоке газа, приведенное к нормальным условиям,

Появление газа в буровом растворе, хотя и снижает его плотность у устья, но, как было показано ранее, обычно не приводит к существенному падению давления на забое. По­ этому нет оснований рассматривать насыщение раствора га­ зом как причину выброса. Скорее наоборот, газирование раствора должно рассматриваться как признак появления ус­ ловий поступления газа в скважину.

Выход из скважины газированного раствора, сопровожда­ ющийся повышением уровня в приемных емкостях, требует повышения плотности бурового раствора и принятия мер по ликвидации начавшегося проявления.

Изменения давления на буровых насосах. Плотность плас­ товых флюидов, поступающих во время проявления в сква­ жину, ниже плотности бурового раствора. В связи с этим существовавший ранее баланс давлений в кольцевом прост­ ранстве и бурильных трубах нарушается. Особенно это ха­ рактерно для газопроявлений. Но поскольку кольцевое про­ странство и бурильные трубы представляют систему сооб­ щающихся сосудов, то происходит новое перераспределение давлений за счет снижения давления на буровых насосах.

В этом случае уменьшение давления в нагнетательной ли­ нии

Ар = дг7ф(р - рф),

где 7ф — высота столба флюида в кольцевом пространстве; р, рф — плотность бурового раствора и пластового флюида со­ ответственно.

Если в скважину поступил газ, то по мере его подъема вы ­ сота столба увеличивается в результате расширения и давле­ ние на насосах постоянно снижается. Снижение давления в случае поступления большой массы газа может быть сущест­ венным.

При высоких значениях пластового давления и продуктив­ ности пласта возможно не снижение, а повышение давления в бурильных трубах. Повышение давления в этих случаях возникает непосредственно в момент притока флюида и обусловлено быстрым изменением забойных условий и рос­ том гидродинамических сопротивлений в затрубном прост­ ранстве. Отмечается связь между увеличением давления на стояке в начальные моменты выброса и его интенсивностью.

знак проявления — увеличение объема бурового раствора в приемной емкости против расчетного объема вытеснения. Если вытесняемый объем превышает расчетный и в скважине не прекращается перелив, то это свидетельствует о поступле­ нии пластового флюида в ствол скважины. Объем вытесняе­ мой жидкости при спуске труб можно контролировать по объему бурового раствора в одной из приемных емкостей (остальные должны быть отключены от желобной системы). Увеличение объема в приемной емкости на 1 м3 по сравне­ нию с контрольным объемом указывает на начало проявле­ ния. Объем вытесняемой жидкости сверяется с контрольным после спуска каждых 10 свечей.

Изменение показателей свойств бурового раствора. При поступлении пластового флюида в ствол бурящейся скважины происходит изменение показателей свойств бурового раство­ ра: плотности, водоотдачи, вязкости, статического и динами­ ческого напряжения сдвига, удельного сопротивления, кон­ центрации хлоридов и др. Указанные здесь признаки имеют значение при слабых проявлениях, когда приток из пласта длительное время остается ниже разрешающей способности установленных средств распознавания выбросов или при их отсутствии. Следует иметь в виду, что причиной отклонения свойств буровых растворов от заданных значений могут быть и другие факторы. Поэтому более достоверно судить о проявлении можно по изменению нескольких показателей одновременно. Это следует также из того, что информатив­ ность перечисленных показателей различна.

Информация об изменениях показателей свойств бурового раствора поступает на поверхность с запаздыванием на вре­ мя, требующееся для продвижения забойных пачек к устью скважины.

4.1.2. ПРИЧИНЫ ПОСТУПЛЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ В СКВАЖИНУ ПРИ БУРЕНИИ

В процессе проводки скважины пластовые флюиды постоянно поступают в скважину, в том числе при превышении забойным давлением рмб пластового рПА. Систе­ матизация причин ГНВП представлена на рис. 4.3.

Конечно, поступление флюидов из пласта в скважину при превышении забойным давлением пластового практически не может привести К созданию предвыбросовой ситуации. Од-

Рис. 4.3. Систематизация причин газонефтепроявлений при бурении сква­ жин

нако даже незначительное по объему поступление газа из пласта может привести к некоторому снижению забойного давления и возникновению опасности пожара при дегазации бурового раствора на устье. Вместе с тем подобные поступ­ ления газа в буровой раствор при рмб > рПАочень часто дают повод для его утяжеления. Ниже рассмотрены причины по­ ступления в буровой раствор пластовых флюидов и показана целесообразность немедленного утяжеления раствора при первых признаках ГНВП.

Причинами поступления пластовых флюидов в скважину могут являться: капиллярный переток; переток за счет осмо­ са; поступление пластового флюида с выбуренной и обва­

лившейся породой; гравитационное замещение; диффузия газа; контракционный и фильтрационно-депрессионный эф ­ фекты.

Капиллярный переток. Обусловлен капиллярным противо­ током при поступлении фильтрата раствора в пласт. Однако поступление флюидов в скважину за счет капиллярного пере­ тока столь незначительно, что не может быть замечено. К ро­ ме того, переток может возникнуть при наличии поровых каналов диаметром до 1 мкм, капиллярное давление в кото­ рых способно вытеснить нефть или газ из пласта в скважи­ ну. В каналах большего диаметра капиллярные силы слишком малы, и флюиды оттесняются по ним фильтратом бурового раствора в глубь пласта.

Переток за счет осмоса. При осмотическом перетоке флюидов через полупроницаемую перегородку (в данном слу­ чае — фильтрационная корка) не происходит существенного накопления пластового флюида в стволе скважины, которое могло бы быть замечено на поверхности.

Поступление пластового флюида с выбуренной и обвалив­ шейся породой. Когда буровой раствор попадает на свежую поверхность породы, только что вскрытой долотом, то за тот короткий промежуток, за которым следует новый срез породы долотом, фильтрат бурового раствора не успевает вытеснить пластовые флюиды из открывшихся пор и трещин и протолкнуть их в пласт. Таким образом, обломки выбу­ ренной породы, выносимые раствором на поверхность, со­ держат пластовые флюиды.

В результате многочисленных наблюдений установлено, что при разбуривании газосодержащих пород повышение механической скорости проходки приводит к увеличению содержания газа в буровом растворе. Каких-либо признаков поступления жидких флюидов вместе с выбуренной породой практически не отмечено.

Содержание газа в буровом растворе (С, %) может быть рассчитано по формуле

где vM— механическая скорость проходки, м/с; D — диаметр скважины, м; С, — содержание газа в породе, %; рзаб, ру — соответственно забойное и устьевое давления, МПа; О — объемная скорость потока бурового раствора в затрубном пространстве, м3/с.

Данные о содержании газа в буровом растворе на выходе из скважины (ру = 0,1 МПа) для условий бурения долотом диаметром 215,9 мм при подаче насосов 25-10"3 м3/с в поро­ дах с открытой пористостью, равной 2 0 %, в зависимости от механической скорости проходки, представлены в табл. 4.1, где Арзаб — снижение забойного давления; рвых, рисх — плот­ ность бурового раствора на выходе из скважины и исход­ ная — при подаче в скважину; w — суммарный объем посту­ пившего в течение 1 ч газа, приведенный к забойным услови­ ям.

Видно, что при повышении механической скорости про­ ходки за счет поступления газа с выбуренной породой плот­ ность бурового раствора на выходе из скажины значительно снижается. Однако при этом почти не снижается забойное давление. Так, даже при 80%-ном содержании газа и р^б = = 100 МПа, последнее снижается всего на 2,7 МПа.

Таким образом, при ограничении механической скорости проходки надо исходить не из опасности снижения забойно­ го давления, а из возможной подачи дегазационной установ­ ки, а также необходимости предупреждения пульсаций буро­ вого раствора на устье вследствие выхода пузырьков газа из скважины.

Чтобы представить себе объем газа, который может по­ ступить из пласта с низкой проницаемостью при депрессии на пласт, рассмотрим следующий пример. Если предполо­ жить, что поступление газа обусловлено депрессией, равной 1 МПа, и вскрыт газоносный пласт толщиной 0,1 м с прони­ цаемостью МО-15 м2 и контуром питания не более 10 м, то в течение 1 ч в скважину может поступить всего 0 ,2 м3 газа.

Здесь О — количество газа, поступившего в единицу объ­ ема бурового раствора при разбуривании пород в единицу времени; D - диаметр долота; К — коэффициент кавернозности; vM — механическая скорость бурения; vp — скорость циркуляции глинистого раствора; п — коэффициент вскры ­ той пористости пород (он обычно меньше общей, но больше эффективной пористости); а —количество связанной в поро­ дах воды; Р — коэффициент проникновения фильтрата буро­ вого раствора (воды) (он определяется как отношение скоро­ сти vB проникновения фильтрата (воды) в породу на забое в направлении бурения к механической скорости vM бурения vH/v M); если vH> vw то поступление газа в скважину практиче­ ски исключается (за вычетом невытесненного газа и газа, за ­ ключенного в части закрытых пор); <рг, <рн, <рв — соответст­ венно газо-, нефте и водонасыщение (доли пористого прост­ ранства, занятые газом, нефтью, водой); vH, vB — объемы га­ за, содержащегося в растворенном состоянии в единице объ ­ ема нефти или воды, приведенного к условиям (температуре и давлению) пласта; <рн, vH — растворенный и конденсирован­ ный газ; Вг — объемный коэффициент газа, равный объему, занимаемому 1 м3 данного газа при температуре Т и давлении р пласта,

объема реального газа к объему идеального при одинаковых температуре и давлении.

При фг = 1 и фв = 0 формула (4.4) значительно упрощается. Если пренебречь отклонениями от закона Генри при вы ­ соких давлениях, величины vHи vBдля конкретной пластовой температуры можно приближенно определить по коэффици­ ентам растворимости газов в нефти и воде и по пластовому

давлению.

Пластовые флюиды в забойных условиях, попадая в буро­ вой раствор, остаются практически в тех ж е агрегатных со ­ стояниях, в которых они пребывали в породах. При подъеме вместе с глинистым раствором в результате уменьшения дав­ ления часть находившихся в состоянии конденсации углево­ дородов начинает переходить в газообразное состояние.

Подсчитаем весьма ориентировочно количество газа, попа­ дающее во время бурения газового объекта в скважину, при следующих допущениях: фг = 1; а = 0 ; р = 0 .

Примем диаметр долота равным 254 мм, скорость проход­ ки 5 м/ч, объемную скорость циркуляции 30 л/с при л = = 25 %. Будем считать, что газ представлен метаном, коэф ­ фициент растворимости которого в воде составляет 0,03. Примем, что растворимость метана в глинистом растворе равна 0,03 (хотя она будет, несомненно, меньше вследствие минерализации пластовыми водами, наличия твердой фазы и

Т .Д .).

Приблизительный расчет показывает, что при приведен­ ных данных и допущениях количество поступившего в сква­ жину газа составит 55 см3 за 1 ч. Если допустить, что поры пласта заполнены водой с растворенным в ней газом, коли­ чество газа, поступившее в скважину, будет значительно меньше 16 см3 за 1 ч. Естественно, с уменьшением скорости проходки vMв газовом горизонте до 2,5 м/ч скорость поступ­ ления газа в последнем случае снизится до 8 см3/ч.

При равномерной скорости проходки и известной подаче насосов можно определить снижение плотности бурового раствора на поверхности в результате одного цикла циркуля­ ции.

На рис. 4.4 показано снижение плотности бурового рас­ твора в зависимости от скорости проходки и подачи насосов (глубина скважины 1000 м) при начальной плотности раствора 1,2 г/см 3.

Часто газ попадает в скважину из глин.

Из формулы (4.4) следует, что количество поступающего в единицу времени газа пропорционально механической скоро­ сти бурения.

Однако данные практики весьма противоречивы, и коли­ чество газа в одних случаях больше, в других — меньше, х о ­ тя условия бурения примерно одинаковы. Так, по данным,

Рис. 4.4. График изменения плотности бурового раствора в зависимости от механичес­ кой скорости бурения и по­ дачи насосов, л/с:

фильтрация газа в скважину при скорости бурения 6 м/ч почти не происходила и, наоборот, при скорости в 10 раз меньшей количество поступающего в скважину газа было большим. Согласно М.Л. Сургучеву, при малых скоростях бурения (0,75—1,50 м/ч) газ в растворе не был обнаружен.

Столь противоречивые данные объясняются тем, что в приведенных экспериментах количество поступающего в скважину газа мало зависело от скорости бурения.

Результаты повышения содержания газа в буровом рас­ творе при увеличении скорости проходки в продуктивном газовом пласте следующие: долото диаметром 243 мм, объем­ ная скорость циркуляции бурового раствора 30 л/с, порис­ тость и коэффициент насыщения продуктивного горизонта соответственно составляют 2 0 и 0 ,8 %, пластовое давление

10,0 МПа.

Зависимость содержания газов С2 — С4, образующихся из газоконденсатов, в восходящем потоке бурового раствора (Н.И. Легтев) от скорости бурения продуктивного пласта имеет следующий вид:

Е.М. Геллером получены данные по ряду месторождений, на скважинах которых проводился газовый каротаж. Для по­ строения точек на газокаротажной диаграмме выбирался максимум, соответствующий максимуму одного из продук­ тивных горизонтов. Фактическое содержание газа в растворе О определялось как среднее арифметическое из всех точек этого максимума. Привязка интервала к определенной глуби­ не осуществлялась по электрокаротажу. Для этого интервала находились скорость бурения vMи средняя подача насосов. Определяли количество кубических сантиметров газа, посту­ пающего из выбуренных пород, на каждый литр бурового раствора, прошедшего через забой (рис. 4.5).

Полученная зависимость отношения фактического О и те­ оретического Оп содержания газа (0/О п) от механической скорости бурения vM характеризует действительный режим обогащения газом бурового раствора на забое бурящейся скважины.

Видно (см. рис. 4.5), что обогащение бурового раствора происходит не только за счет попадания газа из разбуренных

Рис. 4.5. Содержание газа в растворе в зависимости от скорости проходки. Елшанка: 1 - башкирский ярус, верхняя часть; 2 - угленосная свита; 3 - верейский горизонт; 4 - башкирский ярус, нижняя часть;

рыми незначительными отклонениями, так как О * Оп). В действительности при небольшой скорости проходки факти­ ческое количество газа в буровом растворе больше того, ко ­ торое можно извлечь из разбуриваемых пород. При механи­ ческой скорости 0 ,5 —0 ,6 м/ч зависимость достигает макси­ мального значения.

Избыточный газ сверх “теоретического1' мог проникнуть в скважину другими путями.

Увеличение плотности бурового раствора не всегда приво­ дит к предотвращению поступления пластовых флюидов в ствол скважины. Известны случаи, когда газ в небольших коли­ чествах поступает на забой при рисх = 2,20*2,30 г/см 3. Поступ­ ление рапы также не удается предотвратить повышением плотности бурового раствора. Известен случай, когда при Рисх = 2,50*2,55 г/см 3 рапа продолжала поступать в скважину.

Гравитационное замещение. Гравитационное замещение бурового раствора пластовыми флюидами возможно только при наличии в породе вертикальных трещин с раскрытием более 2 мм. Кроме того, такое замещение происходит при равенстве забойного и пластового давлений.

Предположение о том, что на практике может создаваться

ситуация, при которой рмб > Рпл» и ПРИ этом значительно возрастает скорость гравитационного замещения, неверно, потому что в таких условиях возникают поглощения бурово­ го раствора.

4.1.3. УСЛОВИЯ ВОЗНИКНОВЕНИЯ гн в п ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ОПЕРАЦИЯХ, ПРОВОДИМЫХ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

Современная технология предусматривает бу­ рение скважины, как правило, при рмб > р ПА. Однако соот­ ношение это нарушается по ряду причин:

вскрытие пласта с более высоким, чем ожидалось, пласто­ вым давлением;

падение рмб ниже проектного из-за нарушения технологии бурения;

нестабильность используемых буровых растворов; фильтрационный и контракционный эффекты; снижение уровня бурового раствора, вызванное его по ­

глощением; поломка обратного клапана.

Полностью избежать возникновения этих ситуаций при существующей практике буровых работ невозможно. Следо­ вательно, при проводке скважин всегда существует потенци­ альная опасность ГНВП. Проявления, обнаруженные заблаго­ временно, могут быть быстро ликвидированы. Трудоемкость работ по ликвидации ГНВП зависит в основном от количест­ ва поступивших в скважину пластовых флюидов и по мере его увеличения возрастает.

Основными причинами, по которым пластовое давление может быть выше забойного, что неизбежно приводит к ГНВП, являются:

уменьшение гидростатического давления за счет снижения плотности бурового раствора, поступления в циркулирующий раствор жидкости меньшей плотности, недостаточная дегаза­ ция бурового раствора;

падение гидростатического давления за счет снижения уровня бурового раствора в скважине (поглощение бурового

раствора, недолив раствора в скважину при подъеме буриль­ ной колонны);

отрицательное гидродинамическое давление, возникающее

при спускоподъемных операциях, усиливающееся за счет эффекта поршневания;

нестабильность бурового раствора (снижение плотности раствора, находящегося в скважине, за счет осаждения твер­ дой фазы);

эффекты фильтрации и контракции в сочетании с осо­ бенностями структурно-механических свойств бурового рас­ твора;

погрешности в определении пластового (порового) давле­ ния.

Условие, при котором возникает проявление в процессе бурения или промывки, может быть записано как:

Рпл ^ Рг Ргс* (4.5)

где р г — гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора; ргс — гидравлические потери в затрубном пространстве скважины.

Условие, при котором возникает проявление при подъеме колонны труб, может быть выражено формулой

где Ардп — гидродинамическое давление (отрицательная со ­ ставляющая), обусловленное подъемом колонны труб, МПа; Дрст — снижение статического давления на забой скважины, обусловленное выходом твердой фазы из взвешенного состо­ яния и временем нахождения бурового раствора в неподвиж­ ном состоянии, МПа; АЛ — глубина опорожнения затрубного

рой можно рассчитать снижение давления во время подъема колонны труб:

(4.7)

где <3Н — наружный диаметр труб, м.

Снижение давления против гидростатического при подъе­ ме колонны труб также может быть обусловлено изменением скорости подъема (обратный гидравлический удар) при пре­ одолении воздействия статического напряжения сдвига на этапе начала движения, а также в связи с гидравлическими потерями при движений колонны труб вверх с равномерной скоростью.

Для момента начала движения гидродинамическое давление может быть определено по формуле

(4.8)

Ap“ = 4 - 5 ^ r +pv'(,'~ v» ) 'r '

где vc — скорость распространения ударной волны по затрубному пространству скважины, м/с; v — достигнутая ско­ рость движения труб за время распространения ударной вол­ ны от забоя до устья скважины, м/с; v0 — начальная ско­ рость движения колонны труб, м/с; 1 — длина колонны труб, м; 5Т, SK — площадь поперечного сечения соответственно трубы и затрубного пространства, м2.

При равномерном движении колонны труб вверх сниже­

(в секундах), м3; X — коэффициент гидравлических сопротив­ лений.

Измерения на забое, сделанные с помощью телеметричес­ кой системы, показали, что при подъеме колонны труб с

ты по формуле (4.9) дают заниженные значения по сравне­ нию с фактическими измерениями. По-видимому, наиболь­ шее снижение давления при подъеме колонны труб наблюда­ ется в начальный момент движения.

При расчетах по предложенной формуле рекомендуется принимать скорость распространения ударной волны по затрубному пространству для обсаженного ствола, заполненно­ го водой, равной 1350 м/с, и буровым раствором — 1100 м/с.

Для необсаженного ствола, заполненного буровым раство­ ром, vc = 800 м/с.

ГНВП при спуске колонны труб обусловлены снижением гидростатического давления в неподвижной части бурового раствора в связи с понижением гидродинамического давления при торможении колонны труб.

Условие, при котором возникает проявление при спуске труб, может быть выражено формулой

где АрдС — гидродинамическое давление (отрицательная со­ ставляющая), обусловленное торможением при спуске колон­ ны труб.

Значение Арст по мере спуска труб уменьшается. Измерения значений гидродинамического давления при

спуске бурильной колонны показали, что за счет него общее давление в скважине может и увеличиваться, и уменьшаться. Анализ результатов исследований показал, что снижение дав­ ления не превышает 5 % значения гидростатического давле­ ния, рассчитанного по глубине погружения труб. При спуске труб со скоростью 1,0 —3,0 м /с гидродинамическое давление (отрицательная составляющая) следует определять по форму­ ле

где р' — гидростатическое давление на глубине погружения бурильной колонны.

При спуске труб со скоростью менее 1 м /с Ардс = 0,01 р '. При отсутствии циркуляции ГНВП обусловлены неста­

бильностью бурового раствора, в связи с чем условия их воз­ никновения можно выразить формулой

Снижение давления столба бурового раствора, находяще­ гося в покое, обусловлено нестабильностью свойств раствора в сочетании с фильтрационными и контракционными эф ­ фектами. По мере роста статического напряжения сдвига темп падения и значение забойного давления снижаются. На основании имеющихся результатов экспериментальных ис­ следований можно предложить следующую формулу для оп ­

где На — высота столба бурового раствора, остающегося в

покое.

Для случая 0 > 500 дПа за 1 мин снижение давления столба бурового раствора не происходит. Для уточнения предложен­ ных зависимостей необходимо провести дополнительные экспериментальные исследования.

Количество поступающего из пласта флюида в единицу времени в начальный момент проявления может быть оцене-