Технология бурения нефтяных и газовых скважин

СОДЕРЖАНИЕ

Введение 5

I. Общая часть 6

1.1. Общие сведения о  районе буровых работ и о деятельности бурового предприятия 6

1.2. Геологическая характеристика  участка работ 7

1.2.1. Физико-географические  условия района работ 7

1.2.2. Литолого-стратиграфическая  характеристика района работ 8

1.2.3. Возможные осложнения  при бурении 10

II. Проектная часть 11

2.1. Выбор и обоснование  способа бурения 11

2.2. Проектирование конструкции  скважины, обоснование и расчет  профиля проектной скважины 13

2.3. Выбор промывочного  агента для бурения скважины 17

2.3.1. Расчет плотности  бурового раствора 17

2.3.2. Выбор состава промывочного  агента 18

2.3.3. Расчет количества  реагентов в буровом растворе 19

2.4. Техника бурения 28

2.4.1. Определение максимальной массы бурильной колонны 28

2.4.2. Буровое оборудование 31

2.5. Технология бурения 40

2.5.1. Выбор породоразрушающего инструмента 40

2.5.2. Расчет осевой нагрузки на долото 42

2.5.3. Расчет количества промывочной жидкости 42

2.5.4. Частота вращения долота 46

2.6. Цементирование скважины 51

2.6.1. Расчёт цементирования обсадных колонн 51

2.6.2. Выбор цементировочного оборудования 55

2.7. Вскрытие продуктивных горизонтов 58

2.8. Опробование и испытание 59

2.9. Освоение скважины 60

III. Экология, охрана окружающей среды и рекультивация земельного участка 61

3.1 Общие сведения 61

3.2 Рекультивация земельного  участка 64

IV. Техника безопасности и противопожарные мероприятия 67

Заключение 69

Литература 70

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Бурение скважин является важнейшим средством поисков  и разведки всех видов полезных ископаемых. Буровые работы играют важную роль при разведке, разработке и эксплуатации месторождений углеводородного  сырья.

Становление любого промысла начинается с создания фонда разведочных, эксплуатационных и нагнетательных скважин. Именно использование буровых  скважин обеспечило бурный рост нефтегазовой промышленности. К 2000 г. мире построено  более 5 млн скважин на нефть и газ.

Буровые скважины – довольно дорогостоящие сооружения, стоимость  которых может достигать нескольких сотен миллионов рублей, поэтому  правильность выбора технологических  решений на всех этапах строительства  определяет экономическую эффективность  разработки месторождения в целом.

Целью настоящего курсового  проекта является разработка технологических  решений по сооружению вертикальной скважины на нефть глубиной 3050 м на Восточно-Прибрежном месторождении Краснодарского края.

 

I. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. Общие сведения  о районе буровых работ и  о деятельности бурового предприятия.

В административном отношении  площадь Прибрежная входит в состав Славянского района Краснодарского края. Ближайшие населенные пункты –  ст. Черноерковская и х. Прорвенский. Связь между городами и поселками осуществляется сетью автомобильных дорог с твердым покрытием. Кроме того, широко развиты проселочные грунтовые дороги, проезжие только в сухую погоду. Ближайшая железнодорожная станция – г. Темрюк.

ООО «Кубаньгазпром» - предприятие по добыче, хранению и транспортировке газа и газового конденсата. Входит в структуру ОАО «Газпром».

 Компания «Кубаньгазпром» была образована в 1965 году на базе 11 газоконденсатных месторождений. С 1982 года Кубаньгазпром ведет бурение в прибрежных плавнях Азовского и Черного морей.

 В 1999 году предприятие  «Кубаньгазпром» было преобразовано в общество с ограниченной ответственностью.

 В настоящее время  деятельность Кубаньгазпром направлена на реализацию экологических проектов.

Основные направления  деятельности Кубаньгазпром:

 • Добыча и подготовка  газа, газового конденсата и нефти;

 • Эксплуатация магистральных  трубопроводных систем;

 • Переработка жидких  углеводородов в моторное топливо;

 • Хранение газа  в подземных хранилищах.

 Сегодня в состав  ООО «Кубаньгазпром» входит 6 филиалов по добыче и транспортировке нефти и газа, 7 компрессорных станций, 2 подземных хранилища газа. Общество обслуживает 60 газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. 

1.2. Геологическая  характеристика участка работ.

1.2.1. Физико-географические  условия района работ.

Район буровых работ расположен в Юго-Западной части Краснодарского края в левобережье реки Кубань, на Северо-западном склоне главного кавказского  хребта.

В геоморфологическом отношении  район месторождения является низменной  прибрежной местностью с отдельными песчаными грядами, плавнями и лиманами.

Рельеф района представляет собой равнину, слегка наклоненную  в сторону Азовского моря. Преобладающими формами рельефа являются сухие  русла и прирусловые гряды  бывших ериков, межрядовые понижения.

Карта района буровых работ  изображена на рисунке 1.

Рисунок 1 - Карта района буровых работ.

Климат района умеренно-континентальный, мягкий. Зима короткая, относительно мягкая и влажная, с осадками смешанного типа. Устойчивого снежного покрова, как правило, не образуется. Смягчающее влияние на климат оказывает Азовское море. Безморозный период длительный. Заморозки начинаются лишь во второй половине ноября, тогда же средняя суточная температура воздуха устойчиво переходит через +10оС. Температура воздуха в зимний период – 0–5оС. Максимальная температура в зимний период достигает –25оС. Среднегодовая температура воздуха в районе расположения месторождений +10,9оС.

Лето продолжительное, с  середины мая до конца сентября, очень теплое, сухое и солнечное. Весна теплая и дождливая. Продолжительность  осени около 2,5 месяцев.

Среднегодовое количество осадков  колеблется в пределах 300–450 мм. Относительная  влажность воздуха составляет в  среднем 75–85%. Число дней с туманами в году достигает 45–55, максимальное количество туманов приходится на октябрь  и апрель месяцы. Преобладают ветры  восточных, северо-восточных и юго-западных направлений.

1.2.2. Литолого-стратиграфическая  характеристика района работ.

Апшерон-четвертичные отложения

Апшерон-четвертичные отложения в районе Песчаной площади сложены лиманно-дельтовыми образованиями, светло-бурыми и палевыми лессовидными суглинками и супесями, чередующимися с прослоями песков, глин, ракушечников. Общая толщина апшерон-четвертичных отложений на Прибрежной площади составит около 100 м. Углы падения пород 0–1°.

Плиоценовые отложения

Куяльник

Лиманные отложения куяльника составляют большую часть «надрудных слоев», представленную тремя литологическими разностями: нижняя – тремя мощными монолитными песчано-алевритовыми пачками; средняя – глинистая, с тонкими прослоями алевролитов; верхняя – чередованием значительных пачек песчаников (от 5 до 25 м) и пестроокрашенных глин (0,5 до 10 м). Толщина куяльника в разрезе Прибрежной площади составит 460 м. Углы падения пород 0–1°.

 

Киммерий

Верхняя часть киммерия представлена монолитной песчано-алевритовой пачкой (около 202,5 м), относящейся к низам «надрудных слоев». По колонковым скважинам Приморско-Петровской площади, пески и алевролиты кварцевые, мелкозернистые, местами в подошве пачки встречается галька, или конгломерат, с включением карбонатных желваков и линз лигнита континентального генезиса. Общая толщина киммерия по площади ожидается 540 м, углы падения 1–3°.

Миоценовые отложения

Понт

Глины верхней части понта темно- и светлосерые, с частым миллиметровым чередованием светлосерых алевролитов, мергелей и известковистых глин. Они являются покрышками для газовых залежей на ряде соседних площадей (Элитная, Мечетская и другие).

Меотис

По данным бурения соседних площадей (Вост.-Черноерковская, Терноватая, Вост.-Прибрежная и др.) меотические отложения на Прибрежной площади будут представлены мощными пластами песчаников (IY-YII горизонты) с тонкими прослоями глин. Песчаники преимущественно мелкозернистые, в подошве средне- и мелкозернистые.

Сармат

В районе проектируемых работ  сармат представлен морскими отложениями  и делится на три отдела: верхний, средний и нижний.

Верхний сармат

В районе Прибрежной площади  верхнесарматский разрез в верхней части разрез сложен глинами с пластами песчаников (аналог YIIIa горизонта) в кровле. В нижней части верхний сармат представлен «червячковой свитой», сложенной частым чередованием тонких слоев мергелей и известняков светло-серых, плотных.

 

Средний сармат

Породы среднего сармата  сложены карбонатными глинами с  редкими прослоями доломитизированных мергелей. Глины темно-серые и серые, известковистые, слюдистые с облием раковин криптомактр. Толщина среднего сармата в районе Прибрежной площади составит 175 м.

Нижний сармат

На Прибрежной площади  породы нижнего сармата будут  представлены глинами темно-серыми, неизвестковистыми с редкими слоями доломитов, сидеритов и алевролитов. В кровле нижнего сармата прослеживается пласт песчаника (2м), характеризующийся газопроявлениями (Восточно-Черноерковская и Терноватая пл.). Толщина нижнего сармата на проектной площади составит  190 м. Общая толщина сарматских отложений на Прибрежной площади составит 610 м, углы падения пород составят 3-10°.

Конка

Конкские отложения в районе Прибрежной площади будут представлены известковистыми глинами темно-серыми с тонкими прослоями доломитизи-рованных мергелей, плотными с раковинами моллюсков (Терноватая скв.3). Предполагаемая толщина конки составит в разрезе 100 м, углы падения 5-30°.

Караган

Породы карагана на площади Прибрежной представлены глинами темно-серыми стонкими прослоями доломитов, сидеритов, алевролитов, мергелей, с пластами нефтеносных песчаников в кровле.Толщина конкских и караганских отложений в районе Прибрежной площади предполагается 255 м, углы падения пород от 5 до 30°.

1.2.3. Возможные  осложнения при бурении.

При бурении скважины возможны такие осложнения как обвалы и  осыпи. На интервале от 1000 м возможен прихват бурильной колонны, а  при вскрытии продуктивного пласта газо- и нефтепроявления.

 

II. ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор и обоснование  способа бурения.

Бурить скважины можно  механическим, термическим, электроимпульсным  и другими способами (несколько  десятков). Однако промышленное применение находят только способы механического  бурения - ударное и вращательное. Остальные пока не вышли из стадии экспериментальной разработки. Ударный  способ более 50 лет не применяется  на нефтегазовых промыслах России, следовательно, на проектируемой скважине применяем вращательное бурение.

При вращательном бурении  разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под  действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего  момента скалывает ее.

Существует две разновидности  вращательного бурения - роторный и с забойными двигателями.

При бурении с забойным двигателем долото привинчено к валу, а бурильная колонна - к корпусу  двигателя. При работе двигателя  вращается его вал с долотом, а бурильная колонна воспринимает реактивный момент вращения корпуса  двигателя, который гасится невращающимся ротором (в ротор устанавливают специальную заглушку).

При роторном бурении мощность от двигателей передается через лебедку  к ротору - специальному вращательному  механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает  бурильную колонну и привинченное к ней долото. Бурильная колонна  состоит из ведущей трубы и  привинченных к ней с помощью  специального переводника бурильных  труб.

Основное требование к  выбору способа бурения нефтяных и газовых скважин – необходимость  обеспечения успешной проводки ствола скважины (при возможных осложнениях) с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинами и соответствующих экономических расчетов. При отсутствии таких показателей этот выбор рекомендуется делать с учетом геолого-техничесих условий бурения проектируемых скважин, глубины, профиля и конструкции скважины.

Учитывая опыт эксплуатационного  бурения на соседних площадях и опыт разведочного бурения на проектируемой  площади, для забуривания под направление, кондуктор предусматриваем применять роторное бурение (ротор Р700).

Для забуривания технической колонны предусматривается турбобур ТБ-195М, диаметр обсадных труб 194 мм, глубина спуска 2150м. Для бурения эксплуатационной колонны применим турбобур ТШ-127, диаметр бурильных труб 127, глубина спуска 3050 м.

 

2.2 Проектирование  конструкции скважины, обоснование  и расчет профиля проектной  скважины.

Конструкции забоев нефтяных скважин определяется литологическими  и физическими свойствами продуктивных пластов и местоположением скважин  на залежи. Если в подошве нет  воды, лучше вскрывать пласт в  нефтяной части залежи на всю его  мощность.

При этом скважину заканчивают  несколько ниже продуктивного пласта и устанавливают колодец со стенок скважины, или песок, поступающий  из пласта. Оптимальные условия притока  жидкости и газа в скважину дает вскрытие пласта на всю мощность без  закрепления трубами (совершенная  скважина). При этом последнюю обсадную колонну цементируют выше кровли продуктивного пласта.

Выбором правильной конструкции  скважины в интервале продуктивного  пласта решаются следующие задачи:

  1. Обеспечиваются наилучшие условия для дренирования.
  2. Задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт, обеспечивающего длительную безводную добычу.
  3. Изоляция продуктивного пласта от близлежащих водоносных горизонтов.
  4. Защита продуктивного пласта от вредного влияния тампонажного раствора при цементировании или всемерное снижение этого влияния на проницаемость породы-коллектора.
  5. Проведение технологических операций по повышению нефтеотдачи.

Учитывая физико-механические свойства пород проектного разреза, геолого-технические условия проводки, возможные осложнения и опираясь на опыт ранее пробуренных на соседних площадях скважин, принимаем диаметр эксплуатационной колонны, которая окончательно образует ствол скважины, равным 127 мм.

Диаметр муфты под колонну 127 мм: Dм=141,3 мм. По ПБ 08-624-03 «Правила безопасности нефтяной и газовой промышленности» минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных колонн и скважины для диаметра 127 мм составляет 15мм. Следовательно, диаметр долота для эксплуатации равен:

Dд=Dм+2δ,          (2.1)

где δ - минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных колонн и скважины.

Расчетный диаметр долота вычисляется по формуле (2.1):

Dд=141,3+215=171,3

Диаметр долота, максимально приближенный к расчетному, принимаем по ГОСТ 20692—2003 "Долота шарошечные": Dд=171,4 мм.

Чтобы пропустить долото диаметром 171,4 мм через техническую колонну  обсадных труб, минимальный диаметр  последней должен быть:

Dкол = 171,4 + 6 =177,4 мм

Принимаем диаметр обсадной колонны D=193,7 мм, диаметр муфты Dм=215,9 мм.  По ПБ 08-624-03 «Правила безопасности нефтяной и газовой промышленности» минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных колонн и скважины для диаметра 193,7 мм составляет 25мм. Следовательно, диаметр долота для эксплуатации равен:

Dд=215,9+225=265,9

Диаметр долота максимально  приближенный к расчетному, принимаем по ГОСТ 20692—2003 "Долота шарошечные": Dд=269,9 мм.

Чтобы пропустить долото диаметром 269,9 мм через кондуктор, минимальный диаметр кондуктора должен быть:

Dкол = 269,9 + 6 =275,9 мм

Принимаем диаметр обсадной колонны D=298,5 мм, диаметр муфты Dм=323,9 мм.  По ПБ 08-624-03 «Правила безопасности нефтяной и газовой промышленности» минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных колонн и скважины для диаметра 193,7 мм составляет 35 мм. Следовательно, диаметр долота для эксплуатации равен:

Dд=323,9+235=393,9

Диаметр долота максимально  приближенный к расчетному, принимаем по ГОСТ 20692—2003 "Долота шарошечные": Dд=444,5 мм.

Чтобы пропустить долото диаметром 444,5 мм через напрвление, минимальный диаметр направления должен быть:

Dкол = 444,5+6=450,5 мм

Принимаем диаметр обсадной колонны D=473,1мм, диаметр муфты Dм=508 мм.  По ПБ 08-624-03 «Правила безопасности нефтяной и газовой промышленности» минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных колонн и скважины для диаметра 508 мм составляет 45мм. Следовательно, диаметр долота для эксплуатации равен:

Dд=508+242=592 мм

Диаметр долота максимально  приближенный к расчетному, принимаем по ГОСТ 20692—2003 "Долота шарошечные": Dд= 630 мм.

Схема конструкции скважины приводится на рис. 2:


 Эксплуатационная колонна

 

Техническая колонна

Кондуктор

Направление

Lн

Lк

Lт

Lэ

 

Ædн


Ædк

Ædт

 

 

 

 

 

 

 


 

 

 

Ædэ

Рисунок 2 - Схема проектной конструкции скважины.

Конструкция скважины представлена в таблице 1.

Таблица 1

Конструкция скважины

Название

колонны

Диаметр

колонны, мм

Диаметр долота (расширителя), мм

Глубина спуска

колонны, м

Направление

473

630

20

Кондуктор

299

444,5

1100

Техническая

194

269,9

2150

Эксплуатационная

127

171,4

3050


 

2.3. Выбор промывочного агента для бурения скважины.

2.3.1 Расчет плотности  бурового раствора

Плотность бурового раствора выбираем, исходя из условий создания противодавления, препятствующего  притоку в скважину пластовых  флюидов и предотвращения гидроразрыва наиболее слабых пластов с последующим поглощением. И рассчитываем по следующим формулам:

Величину ρб.р., кг/м3, необходимую для создания противодавления на пласт, можно вычислить из выражения

,         (2.2)

где Рпл – пластовое давление, Па,

,        (2.3)

здесь Ка – коэффициент аномальности (принимают значения Ка=1,0-2,0);

Рв – гидростатическое давление столба воды, Па;

Н – высота столба воды в скважине, м;

ρв – плотность воды, кг/м3;

g – сила тяжести, Н/кг;

DРS – суммарная репрессия на пласт, Па,

,         (2.4)

здесь ∆Рmin – минимальное превышение гидростатического давления раствора над пластовым (репрессия), МПа;

,         (2.5)

здесь КСПО – коэффициент, учитывающий колебания гидростатического давления при спускоподъемных операциях (СПО), КСПО=0,9 при диаметре скважины Dc≤215,9 мм и КСПО=0,3 при Dc>215,9 мм.

Интервал от 0 до 1100 м (под направление Æ473 мм и кондуктор Æ299 мм).

Данный интервал представлен  глинистыми отложениями с прослоями  песка. Возможны обвалы стенок.

Принимаем: Ка=1,05; ΔРmin=1,0 МПа;  КСПО=0,3, т.к. диаметры колонн D>215,9 мм.

ΔР′ = КСПО × Ка = 1,05×0,3 = 0,31 МПа;

ΔРΣ = ΔРmin + ΔР’ = 1,0+0,31=1,31 МПа;

Рп.л = ρ×g×H×Ка = 1000×9,81×1100×1,05 = 11,3 МПа;

ρб.р. = (Рп.л.+ ΔРΣ) / g×H = (11,3×106 + 1,31×106) / 9,81×1100 = 1150 кг/м3.

Интервал от 1100 до 2150 м (под  техническую колонну Æ194 мм)

Интервал представлен  мощными слоями глины с прослоями  песчаника. Возможны обвалы стенок.

Принимаем Ка=1,4; ΔРmin=1,5 МПа; КСПО=0,9, т.к. диаметр колонны D<215,9 мм.

ΔР′ = КСПО × Ка = 1,4×0,9 = 1,3 МПа;

ΔРΣ = ΔРmin + ΔР’ = 1,5 + 1,3 = 2,8 МПа;

Рп.л = ρ×g×H×Ка = 1000×9,81×2150×1,4 = 29,5 МПа;

ρб.р. = (Рп.л.+ ΔРΣ) / g×H = (29,5×106 + 2,8×106) / 9,81×2150 =1620 кг/м3.

Интервал от 2150 до 3050 м (под эксплуатационную колонну Æ127 мм)

Интервал представлен  слоями песчаника и глины. Бурение  идет без осложнений.

Принимаем Ка=1,7; ΔРmin=1,5 МПа; КСПО=0,9, т.к. диаметр колонны D<215,9 мм.

ΔР′ = 1,7×0,9 = 1,53 МПа;

ΔРΣ = 1,5 + 1,53 =3,03 МПа;

Рп.л = 1000×9,81×3050×1,7 =50,9 МПа;

ρб.р. = (50,9×106 + 3,03×106) / 9,81×3050 = 2130 кг/м3.

2.3.2 Выбор состава  промывочного агента

Выбираем тип промывочной  жидкости, соответствующий условиям бурения в каждом интервале.

Интервал от 0 до 1100 м (под направление и кондуктор).

Данный интервал представлен  песчаниками светло- серыми, разнозернистыми, слабосцементированными, внизу глинами мягкими слабоизвестковистыми СаСО3  до 10 %.

Промывка скважины будет  осуществляться глинистым раствором  следующего состава: глина, вода, УЩР, КМЦ.

Параметры раствора:

плотность – 1,15 г/см3;

условная вязкость – 21 с;

статическое напряжение сдвига – СНС1/10=5-10/10-15 дПа;

водоотдача – 10 см3/30 мин;

водородный показатель рН=10-11;

Интервал от 1100 до 2150 м.

При углублении скважины предусматриваем  добавлять в раствор химические реагенты-ингибиторы, позволяющие укрепить стенки скважины, так как на последующих  интервалах возможны осыпи, обвалы, сальникообразования и поглощения. Поэтому до глубины 2150 м будем применяться буровой раствор следующего состава: глина, вода, УЩР, КМЦ, барит.

Параметры раствора:

плотность – 1,62 г/см3;

условная вязкость – 30-40 с;

СНС1/10 , 15-20/30-40 дПа;

Водоотдача – 13 см3/30 мин;

рН = 10-11;

Интервал от 2150 до 3050 м.

При углублении скважины предусматриваем  добавлять в раствор химические реагенты-ингибиторы, позволяющие укрепить стенки скважины, так как на последующих  интервалах возможны осыпи, обвалы, сальникообразования и поглощения. Поэтому до глубины 3050 м будем применяться буровой раствор следующего состава: глина, вода, УЩР, КМЦ, барит.

Параметры раствора:

плотность – 2,13 г/см3;

условная вязкость – 30-40 с;

СНС1/10 , 15-20/30-40 дПа;

Водоотдача – 8 см3/30 мин;

рН = 10-11;

2.3.3 Расчет количества  реагентов в буровом растворе.

Для интервала 0-1100.

Расчет количества воды и глины.

Произведем расчет количества воды и глинопорошка для приготовления бурового раствора с плотностью ρ=1150кг/м3.

Определим количество глинопорошка для приготовления 1 м3 глинистого бурового раствора по формуле:

(2.6)

где ρгл – плотность глинопорошка, равная 2,6 г/см3

ρв – плотность воды, равная 1,0 г/см3

n – влажность глинопорошка в долях единицы, принимаем равную 0,08. 

Объем глинопорошка для приготовления 1м3 бурового раствора:

(2.7)

 

Объем воды для приготовления 1м3 бурового раствора:

(2.8)

 

Общий объем бурового раствора (с учетом запаса), требуемый для  проводки скважины в заданном интервале  определяется по формуле:

Vб.р=Vпе+Vж +αVскв        (2.9)

Vпе – объем приемных емкостей буровых насосов, принимаю 35 м3

Vж – объем желобной системы, принимаю 6 м3

Vскв – объем скважины.

α – числовой коэффициент, учитывающий запас бурового раствора, равный 1.5.

Объём бурового раствора под  колонну считается по следующей  формуле:

Vскв=H·S,          (2.10)

где H - длина интервала, м; S - площадь поперечного сечения.  
          (2.11)

 

Vб.р=35+6 +1,5∙170=296 м3

Общий объем глинопорошка для приготовления бурового раствора для проводки всего интервала:

(2.12)

 

Количество глинопорошка, необходимое для бурения интервала:

Q=          (2.13)

Q= 25,8∙2,6=67,1 т

Общее количество воды, необходимое  для приготовления бурового раствора для проводки всего интервала:

(2.14)

  м3

Определим количество УЩР.

Определим количество бурого угля (влажностью n=15%) и каустической соды (плотностью 1,16 г/см3) для обработки глинистого раствора химическим реагентом УЩР-15-3. Объём бурового раствора циркулирующего по скважине  равен 296 м3.

Количество влажного бурого угля, потреблённого для приготовления 1 м3 химического реагента заданного состава, равно:

(2.15)

где K - процентное содержание сухого бурого угля в реагенте по рецепту;

 N - объём реагента, который необходимо приготовить;

 n - влажность бурого угля.

Примечание. В названии реагента УЩР-15-3 цифры 15 и 3 обозначают, что в 1000 см3 реагента содержится 150 г сухого бурого угля и 30 г кристаллической каустической соды, остальное - вода.