Бурение скважин. 2

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ  И НАУКИ 

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

САХАЛИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Технический нефтегазовый институт

Кафедра нефтегазового  дела

 

 

 

 

 

                          

 

 

 

                            Контрольная работа по дисциплине:

                                                         Бурение .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                              Выполнил:       Федотов Е. В.

Проверил:  ст. преподаватель

                                                                                                         Новиков Д.А.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                 г.  Южно-Сахалинск , 2013 г.

 

                                                  Содержание:

 

1.  Определить понятие «поглощение бурового раствора». Причины, меры предупреждения и ликвидации. Стр.3-4.
2. Назначение и общее устройство и принцип действия бурового насоса. Стр.5-7.
3. Способы  заканчивания скважин. Стр.7-13.
4. Список литературы. Стр.14.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.Определить понятие «поглощение бурового раствора». Причины, меры предупреждения и ликвидации.

 

Причины поглощения промывочной жидкости

  Поглощения промывочной жидкости зависят от геологического строения месторождений, где ведется бурение скважин. Это обусловлено перебуриванием сильно трещиноватых пород, зон тектонических нарушений, интервалов с большими кавернами, пустотами и т. д.

   Технологические причины поглощения промывочной жидкости связаны с правильностью выбора конструкции скважины (например, с уменьшением диаметра ствола скважины снижается количество теряемой жидкости в единицу времени); выбором способа промывки, вида очистного агента и параметров последнего (плотности и реологических свойств); скоростью потока промывочной жидкости по стенкам скважины; частотой вращения бурового инструмента в скважине; длительностью работы в открытом стволе скважины (при расширении ствола, перебуривании отдельных интервалов в зонах поглощений и др.); изменением перепада давления на пласт.

   Гидростатическое давление Рст определяется весом столба промывочной жидкости.

Из практики бурения скважин  на газ и нефть известно, что  для возбуждения поглощения жидкости иногда достаточно развития репрессии на пласт, равной 3,6_*10^-3 Па.

  Поглощение промывочной жидкости может обусловливаться гидроразрывом пласта, т. е. искусственным формированием трещин (каналов ухода) в первоначально монолитных породах или раскрытием ранее имевшихся трещин. При утяжелении бурового раствора значительно увеличивается его удельный вес, а следовательно, и его репрессия на пласт. При достижении ее определенного значения раскрываются естественные и образуются новые трещины (гидроразрыв пласта), происходит поглощение новых порций бурового раствора.

  К горно-техническим причинам поглощений относят вскрытие скважинами старых горных выработок, искусственных трещин, связанных с инженерной деятельностью человека, к организационным причинам — низкую профессиональную квалификацию бурового персонала.

  Встречающиеся зоны поглощения можно подразделить по строению на три основные группы:

   а) интервалы с широко распространенной системой микротрещин (степень раскрытия трещин не превышает 150—200 мкм);

   б) горизонты, сложенные породами с макротрещинами (степень раскрытия до нескольких десятков сантиметров, часто это трещины тектонических нарушений горных пород);

   в) зоны, в которых одновременно развиты макро- и микротрещины. Последний случай особенно часто встречается на практике и является наиболее сложным при ликвидации поглощения промывочной жидкости.

  Для характеристики поглощающих зон и выбора метода их изоляции важно знать интенсивность поглощения. С целью определения интенсивности поглощения можно непосредственно измерить расход промывочной жидкости.

 Расход промывочной жидкости в процессе бурения скважин можно измерить по степени ее выхода на поверхность и потерям в процессе бурения.

 Поглощение промывочной жидкости повышает стоимость буровых работ, может привести к аварии, а в ряде случаев делает невозможным продолжение сооружения скважины.

   Оценка и прогнозирование зон поглощений промывочной жидкости

Основные задачи исследования поглощающих  пластов:

  1) изучение литологических особенностей пород в зоне поглощений, а также их пористости, трещиноватости и кавернозности;

 2) определение глубины и мощности зоны;

3) выявление количества поглощающих  горизонтов;

4) оценка раскрытия трещин;

5) измерение пластового давления;

6) определение скорости и направ,-ления  движения жидкости между пластами;

 7) оценка интенсивности поглощения проницаемой зоны;

8) определение фактического диаметра  скважины в исследуемом интервале;

9) определение минерализации пластовых  вод, температуры окружающих пород.

   Это позволяет: прогнозировать  возможность встречи скважиной  поглощающих пластов; правильно  выбирать методы предупреждения и ликвидации фильтрации жидкости из скважины в пласт; экономно расходовать материалы; гарантировать успех проводимых мероприятий по предупреждению и ликвидации поглощений.

  Изучение зон поглощений проводится по проектным, фактическим материалам и, по возможности, с учетом всех видов информации, получаемой при бурении скважин: геологической, гидрогеологической, геофизической, буровой (по приборам и личным наблюдениям бурильщика), а также с помощью специальных исследований в скважине, выполняемых силами буровой бригады — оперативный вид и проводимых геофизическими или гидрогеологическими отрядами — специальный.

 

Меры по ликвидации поглощения

1.Среднее, 30—60 м3: Применение растворов с повышенными структурными свойствами, высокой водоотдачей, недиспергированной твердой фазой, аэрированных, с наполнителями (волокнистыми, пластинчатыми, чешуйчатыми, зернистыми, гранулярными и т. п.); задавливание соляробентонитовых растворов; применение сжатого воздуха, пен, эжекторных и эрлифтных снарядов

2.Полное, 60—100 м3: Применение растворов с наполнителями, закачивание гипсовых и цементно-гипсовых растворов, использование различных паст, БСС(быстросхватывающихся смесей), затирка БСС в стенки скважины.

3.Полное и катастрофическое, >100м3: Задавливание различных паст, БСС с наполнителями и без них; тампонирование; задавливание и затирка смесей различных вяжущих материалов (естественных и искусственных), доставляемых в зону поглощения в разрушаемых капсулах; смолизация; битумизация, торпедирование; замораживание; намывание песка; установка в скважине специальных эластичных оболочек (сетчатых или тканевых из синтетических материалов) с последующим цементированием; установка труб «впотай», обход осложненной зоны новым стволом скважины; бурение скважины без выхода промывочной жидкости на поверхность.

   Известные технологические приемы борьбы с поглощением промывочной жидкости могут быть объединены в три основные группы: снижение интенсивности поглощения путем регулирования свойств промывочной жидкости; тампонирование нетвердеющими смесями; тампонирование твердеющими смесями.

  Для предотвращения гидроразрыва пласта требуется, чтобы давление на забое было меньше давления гидроразрыва Рр на 5—6 %.

 

 

 

2.Назначение , общее устройство и принцип действия бурового насоса.

 

Назначение:

   Буровые насосы выполняют следующие функции: нагнетание бурового раствора в бурильную колонну для обеспечения циркуляции в скважине в процессе бурения и эффективной очистки забоя и долота от выбуренной породы, промывки, ликвидации аварий, создания скорости подъема раствора в затрубном пространстве, достаточной для выноса породы на поверхность, подвод к долоту гидравлической мощности, обеспечивающей высокую скорость истечения (до 180 м/с) раствора из его насадок для частичного разрушения породы и очистки забоя от выбуренных частиц; подвод энергии к гидравлическому забойному двигателю.

  Для обеспечения высокой эффективности бурения, особенно на больших глубинах, полезная мощность насосов должна обеспечивать наивыгоднейшее сочетание трех максимумов: гидравлической мощности на долоте, гидравлической силы струи и скорости раствора в затрубном пространстве для выноса выбуренной породы.

 

Устройство:

   Насосы состоят из двух основных частей: гидравлической и трансмиссионной. Конструкции насосов довольно разнообразны, но отдельные их элементы однотипны. Особенно это относится к трансмиссионной части. Коренной вал трансмиссионной части трехпоршневого насоса имеет три кривошипа, а двухпоршневого— два. Гидравлические части различаются числом цилиндров и клапанов и их расположением. В трехпоршневом насосе одностороннего действия в отличие от двухпоршневого насоса двустороннего действия нет камеры со штоком и уплотняющего сальника, что не только упрощает конструкцию, но и исключает износ штока и облегчает эксплуатацию насоса, так как не надо подтягивать и менять сальники и изношенные штоки. Кроме того, зеркало цилиндра со стороны коренного вала открыто и позволяет его интенсивно обмывать.

  Конструкция трехпоршневых  насосов:

  Общий вид трехпоршневого насоса НБТ-600,показан на рис. VII.7. Гидравлическая часть его состоит из всасывающего коллектора и всасывающего компенсатора-колпака 2, гидравлической коробки 3, в которой размещены три цилиндра с поршнями 9, втулками и клапанами 6 и 7, сбрасывающей линии, предохранительного клапана, нагнетательного коллектора 4 с компенсатором высокого давления 5. Вращение трансмиссионного вала 14 от двигателя передается клиноременной или цепной передачей. Гидравлическая коробка 3 прикреплена к станине 12 при помощи болтов. Насос смонтирован на раме-салазках.

   Буровой раствор поступает  в нагнетательную камеру из  всасывающего коллектора 1 через  всасывающий клапан 6, при ходе  влево поршня 9 со штоком. Последний  соединен быстросъемным хомутом с контрштоком, который соединен резьбой с ползуном 10. При ходе вправо поршень выталкивает раствор из камеры через нагнетательный клапан 7 в напорный коллектор 4.

   Трансмиссионная часть насоса состоит из вала 14 с зубчатой шестерней, передающей вращение зубчатому колесу, укрепленному на коренном валу 11. На этом валу смонтированы на роликоподшипниках шатуны 15, соединенные пальцем с ползуном 10.Станина насоса 12 имеет съемную крышку 13. Втулки цилиндров крепятся к гидравлической коробке быстросъемным соединением, а крышки клапанов—зажимами.    Механизмы насоса смазывают с помощью насоса 8.

 

 

 

 

Принцип действия бурового насоса:

 

   Насос одностороннего действия работает следующим образом (рис. VII,3, а). Через трансмиссию 1 от двигателя вращение передается коренному валу с кривошипами 2, на которых смонтированы шатуны 3, соединенные с ползунами 4. Кривошипно-шатунный механизм преобразует вращательное движение коренного вала в возвратно-поступательное ползуна 4, штока 5 и поршня 6.Поршень движется в цилиндре 7, в нижней части которого расположен всасывающий 10, а. в верхней нагнетательный 8 клапаны.    Полость всасывающего клапана через трубопровод соединена с приемным резервуаром, наполненным раствором, а нагнетательного — с напорной линией.

   При движении поршня вправо в рабочей камере 9 создается разряжение (рис. VII.3, б), в результате которого возникает разница давления под и над клапаном, последний открывается и в камеру засасывается раствор. В этот период нагнетательный клапан закрыт под действием разности давлений над и под клапаном, так как в нагнетательном трубопроводе давление выше, чем в рабочей камере.

   При ходе поршня влево в камере повышается давление, всасывающий клапан закрывается. Как только давление внутри камеры станет выше давления во всасывающем трубопроводе, нагнетательный клапан откроется, так как давление в камере будет

выше давления в нагнетательном трубопроводе. Происходит выталкивание жидкости из камеры. Затем цикл повторяется.

   Нетрудно заметить, что скорость поршня во время хода меняется от нуля в мертвой точке до максимума. Наибольшую скорость поршень имеет, когда кривошип перпендикулярен к шатуну. Поскольку нагнетание жидкости происходит за счет вытеснения ее из рабочей камеры поршнем, очевидно, количество жидкости, вытесняемой в единицу времени — подача насоса,— будет изменяться по тому же закону, что и скорость поршня.

 

 

 

 

 

 

3.Способы  заканчивания скважин.

Методы оценки пласта, такие как  каротаж в скважинах, отбор кернов и опробование пластов, позволяют  определить, будет ли проводиться  заканчивание данной скважины для промышленной добычи. Кроме того, при этом выясняются некоторые характеристики потенциально продуктивных пластов, необходимые для выбора наиболее приемлемого метода заканчивания данной скважины. Возможны следующие варианты заканчивания скважины: обсаживанием, без спуска обсадной колонны и многозабойное. В 90% случаев применяется заканчивание обсаживанием. Этот метод подразделяется на:

• обычное заканчивание скважины с перфорируемой обсадной колонной; 
• заканчивание скважины со стационарным оборудованием; 
• многопластовое заканчивание скважины; 
• заканчивание с отсеканием песка; 
• заканчивание с отсеканием воды или газа.

Далее мы рассмотрим различные варианты заканчивания скважин, методы их осуществления  и достоинства.

 

Обычное заканчивание скважины.

   Данный метод заключается в спуске обсадной колонны или трубы с поверхности до низа скважины или до подошвы фрагмента породы, который был определен как коммерчески продуктивный. Затем обсадную колонну цементируют непосредственно на месте. Такую колонну труб часто называют эксплуатационной обсадной колонной, так как через нее осуществляется добыча нефти. 

   Колонну закрепляют, закачивая вниз цемент внутри колонны, за цементом следует пробка, которую вытесняют водой. Цемент при этом опускается в нижнюю часть обсадной колонны. Затем он возвращается вверх и распространяется вокруг внешней части обсадной колонны — в пространстве, которое называется кольцевой зазор. За цементом следует скребковая пробка. Она плотно укладывается в обсадной колонне, поэтому при вытеснении пробки водой цемент соскребается со стенок трубы. Пробка задерживается в нижней части обсадной колонны башмаком либо ограничителем. Башмак удерживает цемент от распространения вверх во внешнем кольцевом пространстве. Когда цемент затвердевает, труба оказывается зафиксированной.

   Одной из функций цемента является изоляция водоносных пород, находящихся выше или ниже продуктивного пласта. Прочность цемента контролируют и после затвердевания до требуемого состояния проверяют герметизацию. Время затвердевания цемента до заданных показателей зависит от состава цементной смеси, а также от температуры и давления в нижней части скважины.

   Для контроля цементирования записывают диаграмму качества связи цемента по его слою. Положение верха цементной колонны можно оценить на основании размера пробуренной скважины и внешнего диаметра обсадной колонны. Некоторые скважины, особенно неглубокие, могут быть зацементированы по всей высоте от низа обсадной колонны до поверхности.

   Принципиально важным аспектом при заканчивании скважины с перфорированной обсадной колонной является процесс перфорации. Перфорация — проделывание отверстий на трубе и в цементе — производится для обеспечения контакта (сообщения) между стволом скважины и окружающим скважину пластом породы. Для выполнения данной операции чаще всего применяют два типа скважинных перфораторов. Пулевой перфоратор — это многоствольное «огнестрельное оружие», сконструированное для внесения в скважину. Перфоратор располагают на заданной глубине и приводят в действие электрическим выключателем с пульта управления на поверхности. Перфорация, т.е. проникновение сквозь трубу, цемент и пласт горной породы, осуществляется на большой скорости снарядами или пулями. В зависимости от потребностей компании-разработчика за один раз может выстреливаться либо только одна пуля, либо несколько.

   Другой распространенный тип скважинного перфоратора представляет собой кумулятивный (беспулевой) перфоратор, который часто называют «реактивное ружье». По этому методу проникновение сквозь обсадную колонну происходит с помощью газового заряда, возникающего в результате сгорания химического топлива в сопле и выстреливающего с большой скоростью (почти 10 000 м/с). Такой заряд создает давление на мишень около 280 000 кг/см2.

  Инструменты данного типа подразделяются, кроме того, на перфораторы одноразового и многоразового использования. Многоразовый перфоратор состоит из цилиндрического стального корпуса, который напоминает фрагмент трубы, при этом заряды располагают по периметру корпуса. Одноразовые перфораторы изготавливают из материалов, которые распадаются после выстрела на мелкие фрагменты. Корпус перфоратора обычно стальной, Но оболочка заряда может быть алюминиевой, пластмассовой или керамической. Корпус перфоратора одноразового использования извлекают из скважины после выстреливания газового заряда.

   При пробивании пластов плотных пород и при наличии нескольких обсадных колонн предпочтительны кумулятивные перфораторы по сравнению с пулевыми. Для более мягких пород пулевые перфораторы не уступают беспулевым или даже превосходят их. Для операции перфорирования в скважине важное значение имеет правильное измерение глубины. Точное размещение перфораторов достигается использованием муфтового локатора совместно с радиоактивным каротажем. Интервал для перфорирования выбирается на основании диаграммы радиоактивного каротажа, при этом измерения проводят по отношению к муфтам обсадной колонны, которые обнаруживают с помощью   детектора, прикрепленного к перфоратору.

   Более благоприятной для перфорирования является ситуация, когда давление в стволе скважины ниже, чем в пласте горной породы. В таком случае буровой мастер имеет возможность сразу удалить обломки породы, которые образуются при перфорировании и, оставаясь на месте, могут ограничить проницаемость.

   Свабирование. После перфорирования обсадной колонны продуктивный пласт открыт в ствол скважины, и флюид может поступать внутрь колонны и подниматься на поверхность. Однако обсадная колонна может оказаться заполненной буровым раствором. Если дело обстоит именно так, то скважину очищают свабированием. При этом в скважину погружают систему насосно-компрес-сорных труб, достигающих продуктивного пласта.

   При свабировании в эту систему труб опускают на проволочном канате резиновый поршень, снабженный запорным клапаном. По мере опускания данной конструкции в скважину жидкость поднимается в пространство над поршнем. Однако при подъеме поршня жидкость не может пройти обратно из-за клапана. Таким образом, резиновый поршень выносит на поверхность всю собравшуюся над ним жидкость.

Cо стационарным оборудованием.

   При заканчивании скважины со стационарным оборудованием монтаж системы труб и оборудования устья скважины проводится для данной скважины только единожды. Все операции по заканчиванию и ремонту осуществляются с помощью специальных инструментов малого размера внутри насосно-компрессорных труб. Перфорирование, свабирование, вторичное цементирование (герметизация протечек в обсадной колонне), заполнение гравием (ствол скважины заполняется гравием для предотвращения обрушения стенок и поступления песка) и другие операции по заканчиванию и ремонту должны проводиться через насосно-компрессорные трубы. Преимуществом данного метода является его экономическая выгода.

   Рассмотрим это на примере вторичного цементирования. В этом случае секцию трубы помещают в скважину с помощью проволочного каната и опускают внутри на-сосно-компрессорной колонны до ее нижней части. После проведения вторичного цементирования обедненных участков избыток цемента выводится из скважины за счет циркуляции. Секция трубы удаляется, после чего можно проводить такие операции, как, например, перфорирование на новом участке выше по стволу скважины, используя специальный скважинный перфоратор для работ в колонне насосно-компрессорных труб.

   При обычном повторном заканчивании в скважину подают буровой раствор до тех пор, пока давление не понизится, затем насосно-компрессорные трубы вынимают и снова опускают в скважину с цементировочным пакером, далее их снова нужно удалить и внести перфоратор, после чего провести перфорацию обсадной колонны и, наконец, следует в последний раз смонтировать насосно-компрессорную колонну для добычи нефти. При заканчивании скважины со стационарным оборудованием все эти дорогостоящие операции не нужны. Однако при стационарном заканчивании применяются менее эффективные инструменты малого размера, которые чаще выходят из строя, чем инструменты нормального размера, используемые при обычном заканчивании.

Многопластовое  заканчивание скважины.

   В некоторых случаях внутри одной скважины обнаруживается несколько продуктивных горизонтов. Многопластовое заканчивание скважины позволяет одновременно проводить добычу из двух или более горизонтов. Часто это является результатом деятельности органов государственного регулирования, которые раздельно проводят классификацию нефти. Кроме того, это может быть необходимо для регулирования работы коллектора — пласт с высоким давлением и пласт с низким давлением.

   Наиболее распространенным является заканчивание в двух горизонтах. Заканчивание в трех и более горизонтах проводится значительно реже. Легко обнаружить один недостаток этого метода: чем больше операций по заканчиванию, тем более сложным (и дорогостоящим) оказываются скважинное оборудование и инструменты, необходимые для достижения и поддерживания отдельных пластов. Проблемы усугубляются, если один или более горизонтов требуют механизированной добычи (насосы и т.д.).     Многопластовое заканчивание скважин в нефтяной промышленности было вынужденной мерой. Экономия за счет отсутствия необходимости бурить отдельную скважину для каждого продуктивного горизонта, как правило, сводится к нулю в результате возникающих дополнительных проблем, связанных с добычей нефти и ремонтными работами. Экономия на начальном этапе не всегда приносит прибыль.

В целом выбор метода определяется общей экономической эффективностью данного варианта по сравнению с  вариантом отдельной скважины для  каждого пласта. Многопластовое заканчивание может оказаться более выгодным по сравнению с бурением отдельных скважин в результате принятых арендных обязательств. Применение данного метода может, кроме того, ускорить разработку месторождения. Иногда в период нехватки материалов стоимость стальных труб резко возрастает. В результате дальнейшего технического прогресса этот метод заканчивания станет, по-видимому, более распространенным.

Заканчивание  с отсеканием песка.

Если скважина расположена в  неуплотненном (рыхлом) песчанике, заканчивание значительно усложняется по сравнению  с описанными выше вариантами. Вынос песка может разрушать оборудование и ствол скважины и засорять выкидные линии до такой степени, что эксплуатация скважины становится невыгодной. При низкой скорости отбора нефти вынос песка может быть незначительным или вообще отсутствовать, однако при высокой производительности скважины поток нефти часто выносит большие количества песка.

Известны две технологии заканчивания с предотвращением попадания  песка: использование обсадных колонн-хвостовиков  с щелевидными отверстиями или  с перфорацией, а также заполнение скважины материалом типа гравия. Принцип, лежащий в основе обоих методов, — отверстия, через которые будут проходить флюиды, должны иметь соответствующий размер. В этом случае песок образует пробку и не попадает в скважину.

Первой стадией является получение образца песчаного пласта и определение размера его частиц. Это помогает правильно выбрать размер щелей или перфорации и размер гранул инертного материала-заполнителя. На основании этих данных после монтажа хвостовик с щелевидными отверстиями или с перфорацией помещают в скважину посредством системы трубок и с помощью пакера закрепляют подвески на уровне продуктивного горизонта. Это можно проделать как в обсаженной, так и в открытой (необсаженной) скважине.

Известны разные способы заполнения гравием, они также используются как при наличии перфорированной обсадной колонны, так и без нее. В этом случае щели и отверстия обсадной колонны-хвостовика служат только для предотвращения попадания гравия. Таким образом, размер щелей может быть больше, чем в предыдущем варианте, и обычно он лишь немного меньше, чем размер частиц заполнителя. Толщина слоя заполнителя, как правило, составляет 4—5 диаметров частиц. Как отмечалось выше, песок из пласта образует пробку в порах гравийного фильтра, а гравий не может пройти в скважину из-за наличия хвостовика.

Заканчивание  с отсеканием воды и газа.

В целом нефтепереработчики стремятся  получить как можно меньше других продуктов одновременно с нефтью. Вода до продажи должна быть отделена от сырой нефти — и чем больше объем воды, которую придется отделять, тем меньше останется нефти на продажу. Желательно также снизить объем добываемого газа либо совсем исключить его (кроме тех случаев, когда скважина ведет в газовый коллектор). В нефтяном коллекторе газ играет роль той силы, которая выталкивает флюиды в ствол скважины. Поэтому имеет смысл сохранять его как можно дольше — это увеличивает продолжительность эксплуатации месторождения.

Во многих коллекторах поверх нефтеносной  зоны располагается газоносная, либо снизу находится зона воды, либо вместе и то и другое. В этих случаях заканчивание скважины нужно провести таким образом, чтобы не допустить попадания в нее свободного газа или воды. Следовательно, важное значение приобретает правильный выбор горизонта в пределах интересующей зоны.

   Для добычи из скважины необходимо создать депрессию — градиент давления между скважиной и зоной дренирования, т.е. областью вокруг скважины, содержащей углеводороды. Градиент давления направлен горизонтально и вертикально. Таким образом, депрессия, создаваемая скважиной, воздействует на все три пластовых флюида: нефть, газ и воду. В результате все они перемещаются к скважине. Вода имеет более высокую плотность, чем нефть, а нефть — более высокую, чем газ. Эти различия в плотности создают противоположный градиент, который не дает воде подниматься выше ее статического уровня. Если текущий отбор из скважины невелик, то граница раздела нефть — вода (граница между горизонтами нефти и воды) будет просто подниматься, пока не достигнет равновесного положения, в котором противоположно направленные градиенты равны по величине. В случае границы между нефтью и газом наблюдается обратная ситуация. Граница нефть — газ будет опускаться, пока не уравняются два противоположно направленных градиента.