6.14M

Категория:

Промышленность

Похожие презентации:

Управление скважиной. Часть 1

Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях

Предупреждение осложнений, аварий и брака при строительстве скважин

Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях

Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопрявлениях

Методы глушения скважины

Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях

Предупреждение ГНВП в процессе бурения скважины

Проектные решения для контроля и управления давлением в скважине. (Лекция 5.1)

Well Control. Управление скважиной

1.

Well Control
Управление скважиной
Часть 1
Начальник центра:
Димитров Дмитрий Александрович
Инструкторы-асессоры:
Матвеенко Денис Сергеевич
Трухов Иван Анатольевич
Хохловский Олег Олегович

Определение
ГНВП (газонефтеводопроявления) - это поступление пластового
флюида ( газ, нефть, вода или их смесь ) в ствол скважины, не
предусмотренное технологией работ при ее строительстве, освоении и
ремонте.

5.

Классификация ГНВП
Проявление
Выброс
Открытый фонтан
Грифон

6.

Классификация ГНВП
Проявление
Выброс
самопроизвольный
выход
флюида из пласта в ствол
скважины, не предусмотренный
технологией бурения.
Из пласта выходит – флюид.
На устье
раствора.
видим
- перелив
Открытый фонтан
Грифон

7.

Классификация ГНВП
Проявление
Выброс
Открытый фонтан
Грифон
кратковременное излияние на
поверхность бурового раствора,
газа, сопровождающееся иногда
вылетом
бурильного
инструмента
и
скважинного
оборудования.
Характерен только для газового
ГНВП.
Газ поднимается и расширяется
(закон Бойля-Мариотта), газ
ускоряется (закон Архимеда).
1
2

8.

Классификация ГНВП
Проявление
Выброс
Открытый фонтан
Грифон
После выброса – уровень
раствора снижается в скважине,
что
провоцирует
падение
давления на забое.
На забое выходит новая порция
газа – больше, чем в первый
раз.
1
2

9.

Классификация ГНВП
Проявление
Выброс
Открытый фонтан
это неуправляемое истечение пластовых флюидов
через устье скважины в результате отсутствия,
технической
неисправности,
негерметичности,
разрушения ПВО, а также затягивания процесса
герметизации устья.
От забоя до устья ствол скважины заполнен флюидом.
Фонтаны могут быть как газовые, так и нефтяные, и
водяные.
Грифон

10.

Классификация ГНВП
Проявление
Выброс
Открытый фонтан
внезапный прорыв на поверхность флюида (чаще
всего газа), движущегося под большим давлением
по затрубному пространству, цементному камню
или разломам ГП околоствольного пространства
скважины.
Обычно возникает при герметизации скважины и
неправильных действиях для снижения давления
в скважине.
Грифон

11.

Условия возникновения ГНВП
Горно-геологические
наличие по разрезу геологических
объектов (пластов),
характеризующихся различного рода
проницаемостью, и насыщенных
пластовым флюидом
Тип флюида
Опасность
возникновения
Сложность
ликвидации

12.

Условия возникновения ГНВП
Горногеологические
Наиболее опасный флюид - ГАЗ!
Более высокие
пластовые давления
Более стремительное
развитие проявления
Наличие миграции газа по стволу – дальнейший
рост давления в скважине
Газ может объединяться в крупные скопления
Взрыво и пожароопасность
Наиболее опасная примесь - СЕРОВОДОРОД!
Пластовое
давление
Пористость
Проницаемость

13.

Условия возникновения ГНВП
Горногеологические
Пористость
Пористость
–
свойство
породы,
характеризующее количество пустот пор,
трещин, каверн, в которых могут содержаться
пластовые флюиды (нефть, газ, вода или их
смесь)
Коэффициент пористости – отношение всех
сообщающихся (открытых) пор к объему
породы. Выражается в долях единицы,
процетнах.
Например, если вы добавите 90
литров воды в 350 литров гравия,
коэффициент
пористости
будет
составлять:
90 литров
------------------*100%= 25%
360 литров
Чем выше пористость – тем больше
флюида находится в горной породе

14.

Условия возникновения ГНВП
Горногеологические
Проницаемость
Проницаемость – физическое свойство пористых материалов, которое характеризует
способность протекание флюида через породу при приложении давления.
Проницаемость – основной критерий, по которому оценивается качество продуктивных
пластов. Многие породы (например, глина) имеют высокую пористость, но низкую
проницаемость.
Чем выше проницаемость – тем
больше флюида может выйти в
ствол скважины при начале ГНВП в
единицу времени

15.

Почему газ самый опасный?

16.

Условия возникновения ГНВП
Горногеологические
Закон БойляМориотта
Обоснование
опасности газа
Способность к
миграции
При увеличении объема газа –
снижается давление в нем и
наоборот.
С увеличением объема газа –
снижается его плотность –
увеличивается сила Архимеда
– увеличивается скорость
всплытия
Газ легче любого раствора – он
будет всплывать (даже в
закрытой скважине)

17.

Что происходит с притоком флюида в
скважине?

18.

Поведение различных флюидов
Буровой раствор
Водная основа
Флюид
Нефть
• Приток нефти при использовании
водного раствора не смешивается с
раствором,
поскольку
нефть
не
смешивается с водой.
• При
выкачивании
притока
через
затрубное пространство на устье, нефть
будет отделяться от воды.
• Объем притока будет увеличивать
незначительно (за счет выделения
растворенного газа).
Объем
Коэффициент растворимости газа

19.

Поведение различных флюидов
Буровой раствор
Нефтяная основа
Флюид
Нефть
• Сложно оценить объем притока (раствор
смешивается с раствором).
• Объем притока будет увеличивать
незначительно (за счет выделения
растворенного газа).
Объем
Коэффициент растворимости газа

20.

Поведение различных флюидов
Буровой раствор
Водная основа
Флюид
Газ
• Газ не смешивается с водой.
• Газ будет расширяться интенсивно по
мере подъема к устью скважины.
Объем

21.

Поведение различных флюидов
Буровой раствор
Нефтяная основа
Флюид
Газ
• Газ растворяется в растворе.
• Увеличения объема газа не заметна до
момента, пока не снизится давление на
пузырьки газа в столбе нефти.
• После достижения уровня давления
насыщения газ начинает выделяться из
раствора и интенсивно расширяться.
Наиболее непредсказуемый
случай
Объем
Коэффициент растворимости газа

22.

Как происходит миграция газа?

23.

Миграция газа в скважине
Устье
Кольцевой
Размер
пузырей
Снарядный
Скорость
подъема
Пузырьковый
Забой

24.

Миграция газа в скважине
Газ может находиться в скважине в
виде пузырьков, размер которых
значительно мал относительно общего
объема жидкости
(пузырьковый режим)
Скорость всплытия –
300-350 м/ч
У забоя – после выхода из
пласта в ствол скважины
Скорость подъема
нефти 60-70 м/ч

25.

Миграция газа в скважине
Газ может находиться в скважине в виде
пузырей, диаметр которых соизмерим с
диаметром трубы (снарядный режим
всплытия)
Скорость всплытия 600-900 м/ч
По мере подъема – пузыри
объединяются, а сила
Архимеда возрастает
Скорость подъема
нефти 60-70 м/ч

26.

Миграция газа в скважине
Газ может находиться в скважине в
кольцевом режиме, где газ занимает все
сечение затрубного пространства, что
характерно для выброса и фонтана
Скорость всплытия 1500-2000 м/ч
Отдельные пузыри
формируют сплошной
кольцевой поток газа
Скорость подъема
нефти 60-70 м/ч

27.

Условия возникновения ГНВП
Технические
средства
Не связанные напрямую с
предупреждением и ликвидацией
ГНВП (буровые насосы, система
СПО, система долива) – снижение
забойного давления
относительного пластового, то
есть создание условия
возникновения ГНВП
Системы противовыбросового
оборудования (ПВО) – долгая
герметизация, отсутствие
герметизации
Контрольно-измерительная
аппаратура для определения ГНВП
- несвоевременное (позднее)
обнаружение

28.

Условия возникновения ГНВП
Технологические
Неправильный выбор режимных
параметров из-за неосведомленности о
горно-геологических условиях (пример:
неправильный расчет плотности
раствора)
Ошибки исполнителей при проведении
работ (пример: неправильный замер
плотности раствора, неправильный
контроль долива)
Невыполнение технологических
требований, регламентов и предписаний
(пример: превышение скоростей СПО)

29.

Условия возникновения ГНВП
Технологические
Технические
Геологические
От сочетания этих факторов
зависит:
- Потенциальная опасность
возникновения ГНВП
- Возможное наличие осложнений
при ликвидации
- Масштаб возможных последствий

30.

Условие возникновения ГНВП

31.

Условие возникновения ГНВП
Основное условие возникновения ГНВП – превышение пластового
давления вскрытого горизонта над забойным.
P пл. > P заб
Забойное давление в скважине во всех
случаях
зависит
от
величины
гидростатического давления бурового
раствора заполняющего скважину и
дополнительных
репрессий,
вызванных проводимыми на скважине
работами (или простоями).
При отсутствии циркуляции –
забойное давление равно
гидростатическому, а при наличии
циркуляции к гидростатическому
давлению добавляются потери
давления в кольцевом пространстве

32.

Первичный контроль скважины
Основная задача первичного контроля скважины - не допустить попадания
пластовых флюидов в ствол скважины, что достигается поддержанием равного или
избыточного гидростатического давления над пластовым давлением.
Первичный контроль скважины - такое гидростатическое давление
бурового раствора в стволе скважины, которое уравновешивает давление
флюида разбуриваемого пласта.
Давление бурового
раствора
Давление пласта

33.

Линии защиты скважины
первая линия защиты предотвращение притока
пластового флюида в скважину за
счет поддержания достаточного
гидростатического давления
столба жидкости
вторая линия защиты - предотвращение
поступления пластового флюида в скважину за
счет использования гидростатического
давления столба жидкости и
противовыбросового оборудования
третья линия защиты (защита от открытого
выброса) – ликвидация
газонефтеводопроявлений стандартными
методами и обеспечение возможности
возобновления первой линии защиты
33

34.

Теория барьеров

35.

Теория барьеров
Основное назначение барьеров - предотвращение непреднамеренного
потока жидкости и газа из одного пласта в другой или на поверхность.
Скважинные барьеры должны быть определены перед началом любых
работ, посредством описания необходимых барьерных элементов и
определения специфических критериев их надёжности.
Примеры
барьеров
Гидростатические барьеры,
Обсадная колонна и цемент,
Противовыбросовое оборудование,
Устьевое и оборудование и колонные головки,
Шаровые краны,
Цементные пробки и т.д.
Барьерная
оболочка

36.

Теория барьеров

37.

Теория барьеров
В теории барьеров существуют также такие понятия
как первичный и вторичный барьер:
Первичный барьер — это первый объект который
предотвращает поток из источника.
Вторичный барьер — это второй объект который
предотвращает поток из источника.

38.

Теория барьеров
Требования к
барьерам
1. Барьер должен быть испытан (то есть отпрессован на
ожидаемое давление со стороны ожидаемого потока).

39.

Теория барьеров
Требования к
барьерам
2. Барьер должен быть наблюдаем (то есть любой момент
времени
имеется
возможность
удостовериться
в
работоспособности
барьера.
Например,
в
случае
гидростатического барьера необходимо иметь возможность
наблюдения за удельным весом и уровнем столба жидкости в
скважине).

40.

Теория барьеров
Требования к
барьерам
3. Барьер должен быть активируем (то есть иметь возможность
незамедлительной
активации.
Например,
в
случае
противовыбросового оборудования, должна быть возможность
активировать барьер любое необходимое время).

41.

Задание №2. Газирование раствора (с.1-2).
Задание №3. Теория барьеров и линии
защиты скважины (с.2-3).

42.

Давления в скважине и околоствольном
пространстве

43.

Гидростатическое давление
ГСВ
Глубина по
вертикали
ГСИ
Глубина по стволу (измеренная)
Формула для расчета гидростатического давления
Pгс= ρ x g x Hв
Плотность раствора (кг/л) x ГСВ (м) x g (0,0981) = Гидростатическое давление (бар)
Гидростатическое давление – это давление в любой точке ствола
скважины, создаваемое вертикальным столбом жидкости (раствора) выше
этой точки.

44.

Гидростатическое давление
Формула для расчета градиента давления:
Плотность раствора * Константа = Градиент давления
(кг/л)
* 0,0981
=
(бар/м)
Зная градиент давления и глубину всегда можно
определить давление.
Градиент давления (бар/метр) x ГСВ (м)=
Градиент давления – скорость
увеличения давления с глубиной
или средневзвешенное давление по
глубине.
Pгс
Давление
Г
л
у
б
и
н
а
P

45.

Гидростатическое давление
Диаметр и профиль ствола
скважины не влияет на давление.
Давление зависит только от
плотности раствора и глубины по
вертикали.
Если в задаче не указано наличие
обратного клапана в КНБК, то считаем, что
давления в скважине в статическом
положении
подчиняются
закону
сообщающихся сосудов.
Например,
при
закачке
утяжеленного
раствора
в
наблюдается.
пачки
колонну
Перелив через устье в
кольцевом пространстве
Снижение уровня в
бурильной колонне

46.

47.

48.

Гидростатическое давление
Задачи
Задача: Глубина скважины по вертикали составляет
2950 м. Плотность раствора в скважине – 1,12 кг/л.
Чему равно гидростатическое давление на забое?
Решение: 1,12*2950*0,0981 = 324 бар
Задача: Чему равен градиент гидростатического
давления?

49.

50.

51.

52.

53.

Гидростатическое давление
Задачи
Задача: Глубина скважины по вертикали составляет
2950 м, а по стволу – 3450 м. Плотность раствора в
скважине – 1,12 кг/л. Чему равно гидростатическое
давление на забое?
Решение 1: 1,12*2950*0,0981 = 324 бар
Глубина скважины по стволу не оказывает влияния
на гидростатическое давление!

54.

Задание №4. Переводы единиц (с.3-4).
Задание №5. Гидростатическое давление
(с.4-5).

55.

Забойное давление
Забойное давление - есть общее давление на забое скважины (или под
долотом) в любых условиях.
Рзаб=Ргс+Pкп
Рзаб. в зависимости от условий может
быть
равно
пластовому
давлению,
больше или меньше его: в нормальных
условиях бурения Рзаб>Рпл; при ГНВП ,
когда скважина закрыта Рзаб = Рпл.

56.

Забойное давление
Забойное давление - есть общее давление на забое скважины (или под
долотом) в любых условиях.
Рзаб=Ргс+Pкп
При отсутствии циркуляции в скважине
раствора – забойное давление равно
гидростатическому, а при наличии
циркуляции
потери
к
нему
давления
пространстве.
добавляются
в
кольцевом

57.

Циркуляционная система

58.

Потери давления
При циркуляции раствора по скважине, в
результате
контакта
раствора
с
различными
элементами
циркуляционной системы, создается трение.
В данной системе давление на насосах
равно:
210 бар при скорости 100 ходов в
минуту, и плотности бурового
раствора 1.2 кг/л
DRILLPIPE PSI
14 16 18
20
12
10 PSI X I00 22
8
24
6
26
4
2
28
0 30
100
SPM
Давление на стояке
характеризует сумму
гидравлических
сопротивлений
циркуляционной системы,
которые приходится
преодолевать насосу,
чтобы обеспечивать
циркуляцию раствора.
Сопротивления
направлены в
противоположную сторону
потоку жидкости.

59.

Потери давления
Факторы влияющие на потери давления
Внутренний
диаметр труб
Скорость насоса
Плотность, тип и вязкость
бурового раствора
Внешний диаметр
труб
Потери
давления
увеличиваться, если:
Форма открытого
ствола
-
Длина открытого
ствола
Места сужения
ствола
Объем бурового
раствора
Давление на забое
-
-
будут
Будет
уменьшаться
внутренний диметр труб
Будет уменьшаться зазор
кольцевого пространства
(увеличение
внешнего
диаметра труб)
Будут
иметь
место
сужения ствола скважины
Будет
увеличиваться
длина ствола скважины
Будет высокая репрессия

60.

Потери давления
Факторы влияющие на потери давления
Скорость насоса
Плотность, тип и вязкость
бурового раствора
С увеличением скорости работы насоса (расхода бурового
раствора) – будут возрастать гидравлические сопротивления,
следовательно, будет увеличиваться давление на стояке
насоса. Насосу будет требоваться больше усилий для
прокачки раствора. Зависимость – квадратичная.
С увеличением плотности и вязкости бурового раствора –
будут
возрастать
гидравлические
сопротивления,
следовательно, будет увеличиваться давление на стояке
насоса. Насосу будет требоваться больше усилий для
прокачки раствора. Зависимость – линейная.

61.

62.

Потери давления
Задачи
Скорость насоса
Задача: Раствор плотностью 1,12 кг/л прокачивается при скорости насоса 80 ходов в
минуту. Давление на стояке – 200 бар. Потери давления при прохождение через
буровой рукав – 5 бар, через бурильные трубы – 40 бар, через УБТ – 40 бар, через
долото – 100 бар. Потери давления в затрубе – 15 бар. Скорость работы насоса
изменили до 30 ход/минуту. Чему равны потери давления в затрубном пространстве и
новое давление на стояке насоса?
Новое давление на стояке = 200 бар x [30 ÷ 80]2 = 28 бар
Потеря затрубного давления при новой скорости насоса =
= 15 бар x [30 ÷ 80]2 =2,1 бар
При изменении скорости насоса и реологических
свойств бурового раствора – считаем, что потери
давления во всех элементах системы изменяются
пропорционально изменению давления на стояке.

63.

Потери давления
Задачи
Плотность раствора
Задача: Раствор плотностью 1,12 кг/л прокачивается при скорости насоса 80 ходов в
минуту. Давление на стояке – 200 бар. Потери давления при прохождение через
буровой рукав – 5 бар, через бурильные трубы – 40 бар, через УБТ – 40 бар, через
долото – 100 бар. Потери давления в затрубе – 15 бар. Изменилась плотность бурового
раствора до 1,30 кг/л. Чему равны потери давления в затрубном пространстве и новое
давление на стояке насоса?

64.

Потери давления
Задачи
Скорость насоса
Задача: Раствор плотностью 1,12 кг/л прокачивается при скорости насоса 80 ходов в
минуту. Давление на стояке – 200 бар. Потери давления при прохождение через
буровой рукав – 5 бар, через бурильные трубы – 40 бар, через УБТ – 40 бар, через
долото – 100 бар. Потери давления в затрубе – 15 бар. Изменилась плотность бурового
раствора до 1,30 кг/л. Чему равны потери давления в затрубном пространстве и новое
давление на стояке насоса?
Новое давление на стояке = 200 бар x [1,30 ÷ 1,12] = 232 бар
Потеря затрубного давления при новой скорости насоса =
= 15 бар x [1,30 ÷ 1,12] =17,4 бар
При изменении скорости насоса и реологических
свойств бурового раствора – считаем, что потери
давления во всех элементах системы изменяются
пропорционально изменению давления на стояке.

65.

Потери давления
210
Задачи
Задача: Раствор плотностью 1,12 кг/л прокачивается при
скорости насоса 80 ходов в минуту. Давление на стояке – 210
бар. Потери давления при прохождение через буровой рукав –
5 бар, через бурильные трубы – 40 бар, через УБТ – 40 бар,
через долото – 100 бар. Чему равны потери давления в
затрубном пространстве?

66.

Потери давления
210
205
Задачи
Задача: Раствор плотностью 1,12 кг/л прокачивается при
скорости насоса 80 ходов в минуту. Давление на стояке – 210
бар. Потери давления при прохождение через буровой рукав –
5 бар, через бурильные трубы – 40 бар, через УБТ – 40 бар,
через долото – 100 бар. Чему равны потери давления в
затрубном пространстве?
Действие 1: Прокачаем
буровой рукав. Из 210 бар
мы
потратим
на
сопротивления – 5 бар.
Значит
на
входе
в
бурильную колонну будет
давление – 210 – 5 = 205
бар.

67.

Потери давления
210
205
Задачи
Задача: Раствор плотностью 1,12 кг/л прокачивается при
скорости насоса 80 ходов в минуту. Давление на стояке – 210
бар. Потери давления при прохождение через буровой рукав –
5 бар, через бурильные трубы – 40 бар, через УБТ – 40 бар,
через долото – 100 бар. Чему равны потери давления в
затрубном пространстве?
Действие 2: Прокачаем
бурильные
потратим
трубы.
Мы
на
сопротивления – 40 бар.
Значит на входе в УБТ
будет давление – 205 – 40
= 165 бар.
165

68.

Потери давления
210
205
Задачи
Задача: Раствор плотностью 1,12 кг/л прокачивается при
скорости насоса 80 ходов в минуту. Давление на стояке – 210
бар. Потери давления при прохождение через буровой рукав –
5 бар, через бурильные трубы – 40 бар, через УБТ – 40 бар,
через долото – 100 бар. Чему равны потери давления в
затрубном пространстве?
Действие 3: Прокачаем
УБТ.
Мы
потратим
на
сопротивления – 40 бар.
Значит на входе в долото
будет давление – 165 – 40
= 125 бар.
165
125

69.

Потери давления
210
205
Задачи
Задача: Раствор плотностью 1,12 кг/л прокачивается при
скорости насоса 80 ходов в минуту. Давление на стояке – 210
бар. Потери давления при прохождение через буровой рукав –
5 бар, через бурильные трубы – 40 бар, через УБТ – 40 бар,
через долото – 100 бар. Чему равны потери давления в
затрубном пространстве?
Действие 4: Прокачаем
долото. Мы потратим на
сопротивления – 100 бар.
Значит
на
выходе
из
долота будет давление –
125 – 100 = 25 бар.
165
125
25

70.

Потери давления
210
205
Задачи
Задача: Раствор плотностью 1,12 кг/л прокачивается при
скорости насоса 80 ходов в минуту. Давление на стояке – 210
бар. Потери давления при прохождение через буровой рукав –
5 бар, через бурильные трубы – 40 бар, через УБТ – 40 бар,
через долото – 100 бар. Чему равны потери давления в
затрубном пространстве?
Действие 5: Оставшиеся
25 бар – распределяются
в виде потерь давления в
затрубном пространстве и
давят на забой.
165
125
25

71.

Потери давления
Из всех потерь давления в системе, только
потери затрубного давления будут влиять на
давление на забое.
Потери в затрубном
пространстве – это
сопротивление подъему
жидкости, а значит
дополнительное давление
на забой
Потеря затрубного
давления
!

72.

73.

74.

Эквивалентная плотность циркуляции
Эквивалентная плотность циркуляции – это условная
плотность, которую приобретает раствор в процессе
циркуляции за счет добавления потерь давления.
При циркуляции – давление на забой выше!
ЭЦП отражает потери
давления в кольцевом
пространстве
ЭЦП
–
это
условная
плотность,
жидкости,
которая бы создавала такое
же
гидростатическое
давление,
как
и
циркулирующий
по
скважине в данный момент
буровой раствор

75.

76.

Потери давления
Задачи
Задача: Глубина скважины по вертикали составляет
2950 м. Плотность раствора в скважине – 1,12 кг/л.
Давление на стояке при скорости насоса 80
ход/минуту составляет – 210 бар. Потери давления
при прохождение через буровой рукав – 5 бар, через
бурильные трубы – 40 бар, через УБТ – 40 бар, через
долото – 100 бар. Потери давления в затрубе – 25
бар. Чему будет равна ЭЦП?
Решение 1: ЭЦП = 349 бар (давление на забое) /
2950 *0,0981 = 1,21 кг/л
Решение 2: ЭЦП = 25 бар (потери давления в
затрубе) / 2950 *0,0981 + 1,12 = 1,21 кг/л
При выключении насосов – давление на забое
упадет, поскольку перестанут действовать
гидравлические сопротивления в затрубе.
В реальной скважине на ЭЦП будет еще влиять
концентрация шлама в буровом растворе в
затрубе. Но также она будет влиять и ни
гидростатическое давление бурового раствора.

77.

78.

Потери давления
Задачи
Задача: Глубина скважины по вертикали составляет
2950 м. Плотность раствора в скважине – 1,12 кг/л.
ЭЦП составляет 1,26 кг/л. Чему равны потери
давления в затрубе?
Потери
давления
в
затрубе
=
(1,26
–
1,12)*0,0981*2950 = 41 бар
Потери давления в затрубе характеризуются
разницей ЭЦП и реальной плотности бурового
раствора в скважине приведенной в глубине
скважины по вертикали.

79.

Тест насосов
Пониженная скорость циркуляции обычно осуществляется при
скорости насосов 30, 40 или 50 ходов в минуту, в зависимости от
политики компании
Каковы могут быть причины для вымывания притока на пониженной скорости
насоса?
Вязкость бурового раствора (чем
больше, тем выше потери давления)
Уменьшение потерь давления в
затрубе
Потребность в запасе времени для
регулирования дросселем
Учет пропускной мощности сепаратора
Снижение давлений в стволе скважины