Применение установок струйных насосов при добыче нефти

метки: Струйный, Пласт, Добыча, Нефть, Месторождение, Давление, Насос, Жидкость

Применение установок струйных насосов впервые было начато на нефтяных месторождениях США в 40-х годах. А в СССР применение струйных насосов началось в 1958 году в Азербайджане. В основном эти насосы использовались для промывки скважин от песчаных пробок.

В 1968 году в МИНХ и ГП им. И.М. Губкина была разработана установка УЭЦН-УСН, предназначенная для повышения эффективности и оптимизации подъема жидкости за счет максимального использования энергии газа.

В настоящее время разработкой, испытанием и промышленным внедрением насоса данного типа занимаются отечественные фирмы (ОКБ БН, «НАМ и К ⁰ », «СОНТЕКС» и др.).

Преимущества струйного насоса заключаются в отсутствии подвижных механических деталей, малой критичностью к содержанию механических примесей и вязкости добываемой жидкости. Применение данных технологий позволяет эксплуатировать сложные геологические объекты (пласты, содержащие высоковязкие нефти, рыхлые коллектора).

Но есть и отрицательные стороны при применении струйных насосов: высокая цена оборудования (в 2,2 раза дороже, чем ШСНУ, и в 1,5, чем УЭЦН, при прочих равных условиях); необходимость привлечения для обслуживания персонала высокой квалификации.

1. Геолого-технологические условия Серафимовского месторождения

1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения

В истории нефтегазодобывающего управления «Туймазанефть» ОЦДНГ-1 особо выделяются три даты. 16 мая 1932 года из скважины, пробуренной близ деревни Ишимбаево бригадой мастера М.И. Коровинова, ударил фонтан нефти. Ровно через семнадцать лет, весной 1949 года, бригадой мастера А. Джебраилова было открыто крупное нефтяное месторождение, названное Серафимовским. Наконец, в 1952 году, решением Министерства нефтяной промышленности на базе Серафимовского и Константиновского месторождений был создан трест «Октябрьскнефть».

Общие сведения о месторождении

Одним из основных объектов разработки являлось и является Серафимовское месторождение, приуроченное по запасам к крупным. Серафимовское месторождение расположено на территории Туймазинского района республики Башкортостан и приурочено к восточным склонам Белебеевской возвышенности. Схематическая карта представлена на рисунке 1.

Крупнейшими населенными пунктами являются города Октябрьский и Туймазы, поселки Серафимовский, Субханкулово, станция Кандры. В 19 км к северу-западу от Серафимовского расположен город Октябрьский, в 18 км к северу — железнодорожная станция Туймазы и в 24 км к северу-западу — железнодорожная станция Уруссу.

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение

... месторождения, находящиеся на различной стадии освоения нефтегазоконденсатный месторождение нефтепровод Структурная карта месторождения Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное ... тектонически экранированная - локализована на севере месторождения в районе выклинивания пласта В5, ... год. История месторождения Среднеботуобинское месторождение было открыто в 1970 году и на протяжении последующих 15 лет ...

Территория расположения месторождения обладает сравнительно хорошо развитой транспортной сетью и линиями электропередач. Основными путями сообщения являются железная дорога Уфа — Ульяновск с веткой Уруссу — Октябрьский и автодороги, соединяющие города Октябрьский, Бугульма, Туймазы, Уфа, поселки Уруссу и Серафимовский, имеются внутри промысловые дороги с гравийным и асфальтовым покрытием.

Наиболее крупными реками являются река Ик, Усень с ее притоками: Самсык, Бишинды, Кармалы. Имеется карстовое озеро Кандры-Куль. Речные долины делят территорию на отдельные гряды и блоки высотой до 460 м и крутизной скатов от нескольких до 10-15 градусов.

Климат района континентальный. Он характеризуется продолжительной морозной зимой с температурой до — 45°С в январе месяце и довольно жарким летом с температурой до + 35 °С в июле месяце. Среднегодовая температура + 3 °С. Преобладающими ветрами являются южные и юго-западные. Максимальная скорость ветра достигает 15-20 м/с. Снежный покров достигает 1,5-2 метра и лежит с ноября по апрель. Глубина промерзания почвы достигает порядка 1,8 метра. Годовая сумма атмосферных осадков колеблется от 273 до 348 мм.

Район Серафимовского месторождения расположен в лесостепной части Башкирии. Древесная растительность занимает около 25% площади.

Основными полезными ископаемыми является нефть. Из других полезных ископаемых можно отметить строительные материалы: глина, гравий, известняк, которые употребляются для приготовления кирпича, глинистого раствора и др..Также значительную роль играют залежи пресных вод, содержащихся в верхней части осадочного разреза на глубине до 150-170 м.

1 — Мустафинское; 2 — Нурское; 3 — Амировское; 4 — Михайловское; 5 — Копей-Кубовское; 6 — Туймазинское; 8 — Субханкуловское; 9 — Серафимовское; 10 — Саннинское; 11 — Каргалинское; 12 — Ташлы-Кульское; 13 — Петропавловское; 14 — Солонцовское; 15 — Кальшалинское; 16 — Троицкое; 17 — Стахановское; 18 — Абдулловское; 19 — Суллинское;20 — Ермекеевское; 21 — Илькинское; 22 — Усень-Ивановское.

Рисунок 1 — Схематическая карта. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Серафимовское месторождение расположено в западной части Башкирии на территории Туймазинского района.

В его строении принимают участие рифейские, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения; Леонидовская, Серафимовская, Константиновская и Болтаевская структура.

Леонидовская и Серафимовская структуры почти сливаются, прогиб между ними неглубокий. Константиновская структура отделена от Серафимовской грабенообразным прогибом.

Серафимовское месторождение многопластовое. Основным продуктивным горизонтом является песчаный пласт Д ₁ пашийского горизонта, средняя глубина залегания пласта — 1690 м.

Пласт Д ₁ «с» (средний) является основной частью пашийского горизонта, а пласт Д₁ «в» (верхний) представлен двумя тонкими невыраженными по площади пропластками. Оба пласта сложены кварцевыми мелкозернистыми песчаниками, переходящими иногда в крупнозернистые алевролиты.

Общая толщина песчано-алевролитовых пород колеблется от 3,2 до 22,0 м. Песчаные коллектора в некоторых скважинах представляют один монолитный пласт, достигающий толщины 19 м.

Отметки ВНК колеблются в пределах 1740-1770 м. Первоначальный режим работы залежи — упруго-водонапорный, текущий — жеско-водонапорный.

Начальное пластовое давление 17 МПа, текущее 15-17 МПа. Пластовая температура 38 ^о С.

По керну пористость коллекторов пласта Д ₁ «в» составляет 17,1 %, а проницаемость — 0,178 мкм² , пористость коллекторов Д₁ «с» равна 19%, а проницаемость — 0,25 мкм² .

Физико-химическая характеристика пластовой жидкости и газов

Свойства нефти

Изучение свойств пластовых нефтей проводились в лаборатории БашНИПИнефть и в УЦНИПРе. Пробы отбирались по общепринятой методике в пластовых условиях при давлениях выше давления насыщения. Давления насыщения в среднем по пласту Д ₁ равно 9,2 МПа, по пласту Д_II — 9,0 МПа, а по пласту Д_IV — 9,75 МПа.

Нефть пласта Д ₁ — смолистая, парафинистая, относится к категории легких и подвижных. По пласту Д_II глубинные пробы отобраны только по основной залежи на Константиновской площади. Нефть несколько легче и менее вязкая, чем по пласту Д₁ . Свойства и состав пластовых и разгазированных нефтей приведены в таблицах 1-4.

Таблица 1 — Свойства пластовых нефтей

Показатели	Горизонты
	Д 1	Д II
Давление насыщения, МПа	9,22	9,00
Удельный объем при Р нас	1,0082	1,0087
Коэффициент сжимаемости	9,83	10,2
Плотность, г/см	0,788	0,779
Вязкость, мПа*с	2,43	1,78
Объемный коэффициент	1,15	1,16
Газосодержание, м 3 /м3	52,0	51,8

Таблица 2 — Состав пластовой нефти

Компоненты	Содержание
	Д 1	Д II
N 2	4,46	3,91
CH 4	13,29	12,39
C 2 H6	5,3	7,01
Продолжение таблицы 2
C 3 H8	8,85	9,62
С 4 Н10	1,34	1,73
С 5 Н12	1,09	0,71
С 6 Н14 + высшее	9,4	8,08

Таблица 3 — Свойства поверхностных нефтей

Показатели	Горизонты
	Д 1	Д II
Удельный вес, г/см 3	0,853	0,848
Кинематическая вязкость, мм 2 /с	15	15
Парафина, %	4,46	4,88
Асфальтенов, %	8,9	8,4
Селикогенов, %	8,0	10,9
Серы, %	1,5	1,13

Таблица 4 — Состав поверхностных нефтей

Компоненты	Содержание
	Д 1	Д II
C 2 H6	0,34	0,58
C 3 H8	2,60	0,70
С 4 Н10	1,02	1,38
С 5 Н12	0,91	0,52
С 6 Н14 + высшее	13,47	12,81

Свойства пластовой воды

На химический состав поверхностных и грунтовых вод оказывает влияние источники, бьющие из отложений татарского, казанского и кунгурского ярусов, выходящих местами на поверхность.

Пластовая вода залежей Серафимовской группы месторождений насыщена растворимыми в ней минеральными солями. Воды различных пластов по химическому составу и степени минерализации колеблются от 756 до827 мг.экв/л.

Из микроэлементов в водах обнаружены: J2, NH4, К, Fe. Удельный вес воды колеблется от 1,1745 до 1,1943 г/см ³ , в среднем удельный вес воды пласта Д₁ равен 1,1847 г/см³ , пласта Д_II — 1,1889 г/см³ .

На основании проведенных исследований было показано, что при атмосферном давлении в области исследованных температур плотность всех минерализованных вод выше плотности чистой воды, при увеличении давления плотность минерализованных вод возрастает линейно.

Вязкость девонской воды в пластовых условиях равна 1,6 сПз, а плотность 1,18 г/см ³ . По классификации Сулина эти воды относятся к хлоркальциевому типу.

Свойства газа

Добываемый газ является попутным. Все газы относятся к категории жирных, содержат достаточное количество тяжелых углеводородов, газы девонских нефтей не содержат сероводорода и углекислоты.

Выход газа на Серафимовском месторождении сравнительно высок и составляет 8,9-9,8 %. Количество азота в девонских пластах сравнительно небольшое: 12,9-9,9 %. Количество метана изменяется от 33,9 до 34,9 %.

Содержание редких элементов по пласту Д ₁ : среднее значение гелия составило 0,068 %, а по пласту Д_II — 0,068 %.

Состав газа приведен в таблице 5.

Таблица 5 — Состав газа, растворенного в нефти

Компоненты	Содержание
	Д 1	Д II
N 2	12,86	9,9
CH 4	34,9	33,94
C 2 H6	16,48	18,6
C 3 H8	22,7	21,8
Продолжение таблицы 5
С 4 Н10	1,6	2,42
nС 5 Н12	0,73	1,0
nС 6 Н14 + высшее	3,22	4,2

1.2 Динамика и состояние разработки месторождения

Анализ показателей разработки

Серафимовское месторождение разрабатывается с 1949 года. Разработка основного пласта Д ₁ в первое время осуществлялась по проекту составленному в 1951 году совместно с ВНИИ и УфНИИ. Принятая для разбуривания сетка скважин — 30 га/скв.

В 1953 году был составлен уточненный проект разработки Серафимовского месторождения. По этому документу предусматривалось сплошное разбуривание залежи по сетке 20 га/скв.

Залежи нефти пласта Д ₁ на Серафимовском месторождении были разбурены согласно проектам разработки в основном в 1956-1958 годах.

В 1978 году был составлен последний уточненный проект разработки, и предполагалось бурение 34 скважин, из них 14 эксплуатационных, 5 оценочных, 15 резервных оценочных, при общем фонде 618 скважин.

Серафимовское месторождение включает залежи пласта Д ₁ , Д_II , Д_III , Д_IV , на долю которых приходится 79,9% балансовых запасов нефти месторождения. Максимальная годовая добыча нефти была достигнута в 1957 году.

В течение длительного периода эксплуатации залежи преобладал фонтанный способ добычи нефти (до 1963 года), затем по мере обводнения продукции добывающих скважин, растет удельный вес добычи нефти механизированным способом.

С 1971 года залежь горизонта Д ₁ Серафимовского месторождения вступает в позднюю стадию разработки. Начинается остановка законтурных нагнетательных скважин, продолжается отключение обводненных добывающих

скважин. Годовая добыча за период с 1971 по 1989 год падает в 10 раз,

а добыча жидкости всего в 1,3 раза (рисунок 2).

Горизонты Д ₁ и Д_II отработали по четыре года на естественном водонапорном режиме, затем была реализована законтурная система заводнения. Это позволило обеспечить значительный безводный период разработки.

В настоящее время, в процессе разработки залежей нефти, проводится регулирование объемов закачиваемой в пласт воды по отдельным участкам, осуществляется перенос (приближение) фронта нагнетания к зоне отбора жидкости, что способствует росту и стабилизации пластового давления в центральных частях залежей и более эффективному использованию пластовой энергии.

Несмотря на объективные трудности, заключающиеся в большой разбросанности остаточных запасов по многочисленным месторождениям и по разрезу, низкую продуктивность, большую выработанность по девонским залежам и не большую величину в целом по управлению достигнуты неплохие результаты. В частности, годовой темп отбора нефти составил 4,09 % от остаточных извлекаемых запасов, что практически равно средней величине нефтегазодобывающего управления «Туймазанефть». Обводненность добываемой продукции является невысокой по сравнению с показателями обводненности других месторождений нефтегазодобывающего управления «Туймазанефть». По вышеуказанным причинам действующий фонд добывающих скважин характеризуется низкими средними дебитами нефти и жидкости (1,8 т/сут).

Нагнетательный фонд скважин характеризуется низкой проницаемостью, средняя величина которой на 2005 год по Серафимовскому месторождению — 81 м ³ /сут. Средний по нефтегазодобывающему управлению «Туймазанефть» — 92,6 м³ /сут.

Анализ основных показателей разработки Серафимовского месторождения позволил обосновать наиболее рациональное местоположение горизонтальных скважин, боковых стволов для бурения, выбор скважин для внедрения технологий по увеличению нефтеотдачи месторождения.

Рисунок 2 — Динамика показателей разработки АНК БАШНЕФТЬ ООО Башнефть-Добыча НГДУ «Туймазанефть» ОЦДНГ-1 с 1952 по 2003 год

Анализ фонда скважин

На Серафимовском нефтяном месторождении пробурено 289 скважин, из которых добывающий фонд составляет 246, а фонд нагнетательных скважин — 43 единицы. Характеристика фонда скважин ОЦДНГ-1 представлена в таблицах 6 и 7.

Таблица 6 — Характеристика фонда скважин

Показатели	Количество скважин
Всего действующих	176
Глубиннонасосных	172
Всего бездействующих	6
Прочие из-за отсутствия оборудования	4
В ожидании КРС и в капитальном ремонте	1
Нерентабельные	1
Всего нефтяных скважин	182
Продолжение таблицы 6
В консервации разведочные	1
В консервации нерентабельные	15
Контрольные и пьезометрические	24
Дающие техническую воду	1
В ожидании ликвидации и ликвидированные	27
Всего нагнетательных	39
Действующих	39
Всего пробуренных скважин	289

Таблица 7 — Фонд нагнетательных и добывающих скважин

Фонд добывающих скважин
Действующий фонд	176
ЭЦН	4
ШГН	172
Бездействующие	6
В КРС и ожидании КРС	1
Нерентабельные	1
Прочие	4
Эксплуатационный фонд	182
В консервации	16
В том числе нерентабельные	15
Пьезометрические	22
Ожидающие ликвидации	2
Ликвидированные после бурения	13
Ликвидированные эксплуатационные	9
В том числе наблюдательные	2
Контрольные	24
Итого в фонде добывающих	246
Фонд нагнетательных скважин
Продолжение таблицы 7
Действующий фонд	39
В том числе внутриконтурные	36
Эксплуатационный фонд	39
Ликвидированные	3
Водозаборные	1
Итого в фонде нагнетательных	43
Всего пробуренных скважин	289
Средний дебит
1 добывающая скважина:	19,9
Нефть/жидкость, т/сут	6,1
1 ЭЦН: нефть/жидкость, т/сут	9/80,1
1 ШГН: нефть/жидкость, т/сут	1,7/4,4

2. Обзор технологий по литературной базе

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/kursovaya/struynyie-nasosyi-dlya-dobyichi-nefti/

Применение установок струйных насосов впервые было начато на нефтяных месторождениях США в 40-х годах. К 1975 году в скважинах уже работало около 200 струйных насосов с глубиной спуска в диапазоне от 580 до 2900 м и добычей жидкости от 33 до 160 м ³ /сут..

В настоящее время фирмы США применяют струйные насосы при опробовании пластов и освоении скважин (фирма «TricoIndustries»), при добыче нефти с высоким газовым фактором и механическими примесями (фирма «DresserIndustries»), при эксплуатации горизонтальных скважин и добыче тяжелых нефтей на морских месторождениях (фирмы «JetProductionSystems», «КОБЕ», «NationalOilWell», «Guiberson») и для очистки скважин от песчаных пробок (фирма «Nowsco»).

Применение струйных насосов в нефтяной промышленности СССР началось в 1958 году в Азербайджане. В основном эти насосы использовались для промывки скважин от песчаных пробок.

В 1968 году в МИНХ и ГП им. И.М. Губкина была разработана установка УЭЦН-УСН, предназначенная для повышения эффективности и оптимизации подъема жидкости за счет максимального использования энергии газа. В институте были разработаны установки для форсированного отбора жидкости, а также струйные насосные установки с наземным приводом для подъема жидкости из скважин в осложненных условиях эксплуатации (низкие динамические уровни, высокий газовый фактор, наличие механических примесей в добываемой жидкости, гидратообразование).

Первые образцы таких

насосов были установлены в скважинах в 1969 году на промыслах

Западной Сибири в НГДУ «Шаимнефть».

В настоящее время разработкой, испытанием и промышленным внедрением насоса данного типа занимаются отечественные фирмы (ОКБ БН, «НАМ и К ⁰ », «СОНТЕКС» и др.).

В качестве примера в таблицах 10 и 11 приведены технические характеристики отечественных УСН и условия их эксплуатации.

Таблица 10- Установка струйных насосов ЗАО «НАМ и К ⁰ »

Производительность, м 3 /сут	До 300
Давление рабочей жидкости, МПа	До 20
Давление на выкиде из насоса, МПа	10-26
Коэффициент подмешивания	0,2-1,2
Рабочая жидкость	Нефть, вода, водонефтяная смесь
Максимальная температура, °С	140
Диаметр НКТ, мм	73
Диаметр скважины, мм	146, 168
Диаметр насоса, мм	107
Масса без пакера, кг	50
Длина с пакером, мм	3900
Срок службы, лет, не менее	8
Средняя продолжительность смены струйного аппарата, ч	Не более 3
Внутренний диаметр, мм:
сменной насадки	2-6
сменной камеры смешения	3-8

Таблица 11 -Установка струйных насосов ОКБ БН

Диаметр насоса, мм	90
Глубина спуска, м	До 1000
Расход рабочей жидкости, л/с	1,6-1,85
Давление рабочей жидкости, МПа	8-17
Продолжение таблицы 11
Рабочая жидкость	Нефть, вода
Давление рабочей жидкости у сопла, МПа	4-9
Оптимальное значение подпора инжектируемой жидкости от давления рабочей жидкости у сопла, %	7,5
Коэффициент инжекции	0,56-0,64
Отношение давлений (струйного и поверхностного насосов) 0,498 КПД, %	30,8-31,8

Описание технологического процесса

Освоение скважин струйными насосами — это ответственный технологический процесс по вызову притока из пласта скважины.

Основными задачами является освоение струйным насосом вводных из бурения скважин, добывающих скважин с низкопроницаемыми коллекторами, а также скважин действующего фонда с очисткой призабойной зоны пласта при выполнении ГТМ (кислотные обработки, перфорированные и т.д.) и получения фильтрационно-емкостных свойств пласта.

Струйный насос в настоящее время является единственным способом

мгновенного создания, непрерывного поддержания, регулирования депрессии и вызова притока.

Вызов притока при помощи струйных аппаратов обеспечивают путем снижения давления в подпакерной зоне до размеров, меньших гидростатического. Это значение следует поддерживать на протяжении запланированного времени.

Принцип работы всех УСН заключается в следующем. Рабочая жидкость под высоким давлением подается в сопло и истекает с высокой скоростью (до 300 м/с).

При этом создается область разрежения и добываемая жидкость через горловину всасывается в диффузор. Диаметр диффузора в несколько раз (4-6) больше диаметра сопла, и поэтому скорость жидкости быстро падает.

В струйных аппаратах происходит смешение и обмен энергии двух потоков с разными давлениями, в результате чего образуется смешанный поток с переменным давлением. Поток, соединяющийся с рабочим потоком из камеры низкого давления, называется инжектированным. В струйных аппаратах происходит превращение потенциальной энергии потока в кинетическую, которая частично передается инжектированному потоку.А после происходит обратный процесс перехода кинетической энергии жидкости в потенциальную энергию ее подъема на поверхность.

Струйный насос имеет рабочие характеристики, подобные характеристикам электропогружного насоса. На рисунке 5 приведен пример таких характеристик, которые зависят от давления в сопле. При заданном размере сопла различным размерам горловины соответствуют разные характеристики. Обычно характеристические кривые довольно пологие, особенно при большом диаметре горловины, что говорит о высокой зависимости между подачей струйного насоса и давлением на приеме или выкиде.

Давление всасывания 3,4 МПа, размер сопла 0,0052 см ² , расход через сопло 97 м³ /сут при давлении 27,6 МПа и 127 м³ /сут при давлении 41,4 МПа

Рисунок 5 — Рабочие характеристики струйного насоса

Использование струйных аппаратов позволяет проводить:

— полный комплекс по испытанию скважин за одни СПО, даже при кислотной обработке;

— воздействие на призабойную зону многократными мгновенными депрессиями и репрессиями;

— проведение кислотных обработок призабойной зоны с удалением продуктов реакции;

— закрытие скважины на забое позволяет сократить время на проведение ГДИ и повысить точность определения ФЕС пласта за счет минимизации влияния ствола скважины;

— вызов притока созданием управляемой депрессии любой величины;

— очистку ПЗП от продуктов проникновения буровых и цементных растворов;

— возможность сочетать операции по вызову притока с проведением на забое стандартных замеров методами ПГИ;

— оценка добычных возможностей испытываемых объектов, и изучение характера работы пласта.

Установки струйных насосов обладают рядом существенных преимуществ по сравнению с другими способами эксплуатации:

— простота и компактность скважинного оборудования;

— отсутствие движущихся частей, кабеля и насосных штанг;

— высокая надежность скважинного оборудования, большой межремонтный период работы;

— простота регулирования отбора продукции скважины;

— замена насоса без подземного ремонта;

— подача в скважину необходимых реагентов и тепловой энергии с рабочей жидкостью;

— доступ на забой без подъема скважинного оборудования;

— создание требуемых депрессий на пласт;

— проведение гидродинамических исследований в скважине и оптимизация отбора жидкости;

— добыча нефти из малодебитных скважин — менее 10 м ³ /сут (сравнительные данные граничных условий применения различных способов эксплуатации и преимущества УСН приведены в таблицах 10-11);

— минимальные затраты на подъем жидкости при дебитах до 150 м ³ /сут;

— эксплуатация скважин в осложненных условиях (высокая температура, высокий газовый фактор, высокое давление насыщения нефти газом, большая вязкость откачиваемой продукции, большая глубина, соле- и парафиноотложения, высокое содержание песка, низкая проницаемость коллектора, нестабильный приток жидкости из пласта, большая кривизна скважины вплоть до горизонтали).

Струйный насос (рисунок 6):

1) Работает по принципу сопла (трубки Вентури);

2) Рабочая жидкость поступает в сопло под высоким давлением;

3) После сопла поток направляется в камеру смешения;

4) Между соплом и камерой смешения происходит резкое падение давления, что приводит к всасыванию пластовой жидкости в насос;

5) Рабочая и пластовая жидкости перемешиваются в камере смешения и замедляют скорость, проходя через диффузор;

6) Скорость потока падает, а давление растет до требуемого напора для подъема жидкости на поверхность;

7) Размеры сопла и камеры смешения определяются при помощи программы подбора струйных насосных установок.

Рисунок 6 — Принцип работы струйного насоса

Часто при морском бурении рабочей жидкостью является морская вода.

Подача рабочей жидкости может осуществляться буровыми насосами. Обычное давление 130-200 атм. Типичная производительность 480-800 мі/сут. Программное обеспечение моделирует размеры сопла и камеры смешения и прогнозирует требования к рабочей жидкости.

Также с помощью струйных насосов применяется закачивание скважин

Рисунок 7 — Стандартное сопло одинарного уплотнения