Размер скважины: расчет и подбор оптимального значения

Показатели работы долота

Производительность долота принято характеризовать длиной ствола скважины, пробуренного долотом до его полного износа. Этот показатель называется проходка на долото, обозначается H и измеряется в метрах.

Стойкость или долговечность долота, характеризующаяся временем механического бурения долотом до его полного износа, обозначается буквой T и измеряется в числах.

Показатели H и T первичные, по ним определяют другие, более сложные показатели.

Отношение H / T = v_м получило название механической скорости проходки (бурения), измеряется в м/ч и характеризует среднюю скорость разрушения горной породы.

Для характеристики общего темпа углубления скважины используется показатель, называемый рейсовой скоростью v_р:

v_р = H / (T + T_сп + T_в),

где T_сп — время на спуск и подъем инструмента для смены долота;T_в — время на вспомогательные работы, отнесенные к рейсу.

Наиболее общий интегральный показатель работы долота — себестоимость 1 м проходки. Однако из-за сложности расчета этот показатель пока не нашел широкого применения. Взамен используется показатель стоимости 1 м проходки по затратам, зависящим от времени. Этот показатель рассчитывается по формуле

C = (c_у · (T + T_сп + T_в) + c_д) / H

Критерии оптимизации имеют вид v_р → max и C → min. C → min.

В настоящее время сопоставление новых и применяемых (базовых) вариантов долот и режимов их работы регламентируется типовой методикой ВНИИБТ, которой предусматриваются параллельные испытания вариантов и их сравнение по критерию C → min. Для принятия решения проводится оценка статистической значимости различия вариантов одним из методов статистики.

Как самостоятельно определить уровень грунтовых вод на участке в закладки 10

Выбор буровой установки

Выбор марки буровой установки производят в зависимости от принятой конструкции скважины. Установка должна обеспечивать бурение на заданную глубину и с заданными начальным и конечным диаметрами. Кроме того , буровая установка должна обеспечивать крепление ствола скважины обсадными трубами.

Выбор способа бурения и типа буровой установки в значительной степени характеризует основные технико-экономические и качественные показатели выполняемых работ.

На эффективность строительства скважины оказывает влияние не только способ бурения, но и технология вскрытия и освоения пласта.

Необходимо свести к минимуму кольматацию пласта и обеспечить получение максимальных для данных гидрогеологических условий удельных дебитов. Поэтому под выбором способа бурения мы понимаем также выбор типа буровой установки и технология вскрытия и освоения водоносного пласта.

Для выбранного разреза скважины глубиной 120 м. наиболее целесообразно применить буровую установку УРБ-3АМ предназначенную для бурения роторным способом с прямой промывкой забоя вертикальных скважин для водоснабжения в районах, доступных автотранспорту.

Основные технические параметры буровой установки УРБ-3АМ:

— грузоподъемность, т. -13

— основной способ бурения — вращательный с промывкой

— рекомендуемая глубина бурения, м. — 600, трубами диаметром 60мм.

— рекомендуемые диаметры скважин, мм

начальный — 394

конечный 194

— транспортная база — МАЗ-500

— силовой привод, тип — дизель А-41Г

— мощность, л.с. — 90

— частота вращения, об/мин — 1750

— мачта — секционная складная

— высота до оси кронблока, м. — 18

— длина бурильной трубы/ свечи, м. — 6/12

— механизм вращения — ротор

— проходное отверстие стола, мм. — 410

— частота вращения, об/мин. — 75, 150, 285

— механизм подъема — лебедка

— диаметр каната, мм. — 18

— емкость барабана, м. — 150

— буровой насос — НБ-32

— подача максимальная, л/с. — 12,25

1.7 Возможные осложнения

В процессе строительства скважин на Западно-Серафимовском месторождении возможны следующие виды осложнений : осыпи и обвалы стенок скважины; поглощение бурового раствора; нефтегазоводопроявления; прихваты бурильной колонны, вызванные потерей устойчивости стенок скважины и т.д.

Наибольшее число прихватов, вызванных обвалами, происходит в глинистых породах вследствие их способности быстро набухать под действием фильтрата промывочной жидкости. Среди технологических факторов, способствующим обвалам и осыпям можно отметить низкое качество промывочной жидкости, большое время воздействия промывочной жидкости на породы, склонные к обвалам. Краткие сведения о прихватоопасных зонах, а также осыпях и обвалах, приведены в таблицах 1.4 и 1.5.

Поглощение бурового раствора может возникнуть, если в горной породе имеются раскрытые трещины, каверны и другие полости, а также, если под влиянием давления, создаваемого на стенки скважины, раскрываются естественные микротрещины. При поглощении статический уровень жидкости непостоянен. Если при снижении уровня жидкости обнажаются неустойчивые породы, то колебания давления и периодические осушение и увлажнение могут стать причиной обваливания. Краткие сведения о поглощении бурового раствора на Западно-Серафимовском месторождении приведены в таблице 1.6.

Нефтегазоводопроявления являются наиболее опасными осложнениями, которые могут привести к разрушению устья и бурового оборудования, возникновению пожаров и взрывов, стать причиной загрязнения окружающей среды и человеческих жертв. Сведения о возможных нефтегазоводопроявлениях в условиях Западно-Серафимовского месторождения представлены в таблице 1.7.

Таблица 1.4 Сведения о прихватоопасных зонах

Отдел, ярус, горизонт	Интервал, м	Вид прихвата	Буровой раствор, при использовании которого произошел прихват	Допустимое время оставления бурильной колонны без движения, мин.	Условия возникновения прихвата
	от	до		вязкость, сек.	плотность, кг/м3	водоотдача, см3/30 мин.	смазы-вающие добавки, %
Майкоп	570	1981	затяжки, заклинка инстру-мента	< 30	< 1,14	> 8	—	5-10	Нарушение технологии бурения скважины. Многократное хождение инструмента в разуплотненных глинистых образованиях.
Хадум	1981	2051
Белая свита	2051	2076
Бурая свита	2076	2086
Зеленая свита	2086	2281
Верхний мел	2496	2621
Нижний мел	2621	3130

Таблица 1.5 Сведения об ожидаемых осыпях и обвалах стенок скважины

Отдел, ярус, горизонт	Интервал, м	Минимально допустимая величина градиента гидростатического давления, при котором породы сохраняют устойчивость, МПа/100 м	Интервал проработки для восстановления скважины	Условия возникновения осложнений
	от	до		толщина, м	скорость, м/ч
Майкоп + Хадум + + Белая свита + + Бурая свита + + Зеленая свита + + Палеоцен	800	2150	1,20	—	25-30	Несоблюдение заданных параметров бурового раствора, простои скважины, не связанные с технологией строительства скважин
Палеоцен + + Верхний мел + + Нижний мел	2150	3130	1,09	—	25-30

Таблица 1.6 Возможные поглощения бурового раствора при разбуривании скважины Западно-Серафимовского месторождения

Отдел, ярус, горизонт

Интервал, м

Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч

Глубина статического уровня при максимальном его снижении, м

Имеется ли потеря циркуляции, да/нет

Градиент давления поглощения,

МПа/100 м

Условия возникновения поглощения (повышение плотности бурового раствора, гидродинамическое давление и т.п.)

от

до

при вскрытии

после изоляцион-ных работ

Четвертичная система + + плиоцен + + Неогеновая система + + Майкоп

700

нет сведений

да

1,3-1,4

—

При несоблюдении параметров бурового раствора

Таблица 1.7 Возможные нефтегазоводопроявления при разбуривании скважины Западно-Серафимовского месторождения

Отдел, ярус, горизонт	Интервал, м	Вид проявляемого флюида (вода, нефть, газ)	Объем притока пластового флюида при проявлении, м3/мин.	Плотность пластового флюида при проявлении, кг/м3	Условия возникновения пластового проявления
	от	до
Нижний мел	3050	3085	газоконденсат	полное замещение газом	0,964	Нарушение технологии бурения скважины

Основные закономерности разрушения горных пород шарошечными долотами

Зависимости начальных характеристик разрушения горных пород от осевой нагрузки на долото

Рис. Зависимости интенсивности (1), энергоемкости (2) и коэффициента динамичности (3) разрушения мрамора от безразмерной нагрузки при бурении на стенде долотом 215,9С-ГВ

В реальных условиях бурения повышение нагрузки на долото должно быть не непрерывным, а дискретным, соответствующим минимумам энергоемкости разрушения. Эти нагрузки на долото являются оптимальными в пределах каждой области разрушения.

Влияние частоты вращения долота на начальную механическую скорость проходки

Рис. Влияние частоты вращения долота на интенсивность разрушения горных пород

Отсюда следует, что с ростом пластичности горных пород отрицательное влияние частоты вращения долота на интенсивность разрушения горных пород увеличивается.

Влияние колебаний бурильного инструмента проходки на механическую скорость

Поэтому задачи снижения вредного влияния и полезного использования энергии колебаний инструмента весьма актуальны. С этой целью разрабатываются амортизаторы, калибраторы и резонаторы. Первые два устройства предназначены для снижения отрицательного влияния колебаний, а последнее для ее полезного использования.

Калибраторы уменьшают амплитуду поперечных колебаний нижней части бурильного инструмента и повышают устойчивость работы долот, а именно обеспечивают вращение долота вокруг их геометрической оси и расчетное взаимодействие вооружения с горной породой.

Амортизаторы включаются в компоновку нижней части бурильного инструмента и поглощают значительную часть энергии колебаний, распространяющихся вверх по бурильному инструменту, снижая его износ и проявление усталостных эффектов. Изменение режима работы бурильного инструмента приводит и к повышению равномерности нагружения породоразрушающих инструментов, что, в конечном счете, обеспечивает улучшение показателей их работы.

Влияние промывочной жидкости на механическую скорость бурения

Промывочные жидкости предназначены для очистки забоя от выбуренной горной породы (шлама), выноса шлама из скважины, охлаждения, очистки и смазывания скважинных инструментов, регулирования напряжений в стенках скважины, создания противодавления пластовым флюидам, а также для обеспечения работы гидравлических забойных двигателей.

Одновременно промывка является третьим важнейшим фактором, определяющим режим работы породоразрушающих инструментов и их показатели. От количества жидкости, ее свойств и организации потоков на забое зависят полнота и своевременность очистки забоя, эффективность гидродинамического воздействия и степень проявления дифференциального давления.

Отсюда следует, что на показатели работы долота существенное влияние оказывают:
удельный расход промывочной жидкости (бурового раствора), который часто называют объемной скоростью, так как измеряется в м/с;
скорость истечения бурового раствора из промывочных отверстий или насадок долота;
форма и расположение промывочных отверстий;
организация и режим течения раствора относительно забоя;
показатели свойств бурового раствора.

Основные параметры скважин

Скважины на воду обладают двумя важнейшими параметрами:

Диаметр. Зависит от типа используемого насосного оборудования, его размеров, максимальных габаритов, конструкции. Диаметр скважины должен быть достаточным для установки трубы, фильтра, обеспечения необходимого объема поступления чистой воды.
Глубина. Зависит от объема перекачиваемой воды, уровня ее загрязненности, сферы применения, мощности насосного оборудования.

В результате оптимальный размер шахты определяется расчетом с учетом глубины погружения и окружности трубы.

На оптимальные размеры шахт влияет несколько ключевых факторов, а именно:

Тип почвы. Если почва песчаная, то шахта должна быть достаточно большой глубины чтобы не закачивать загрязненные грунтовые воды. Также с такой проблемой сталкиваются владельцы участков на суглинке с незначительным уровнем фильтрации, при этом все химикаты и загрязнители попадают в глубокие грунтовые горизонты.
Рельеф местности. Глубина шахты, а соответственно и ее объем, напрямую зависит от глубины погружения насоса. Если шахта бурится в горной пересеченной местности, без предварительной геологической разведки не обойтись. Ведь водные горизонты, поставляющие пригодную для питьевых нужд воду, могут залегать на значительной глубине, и тогда придется не только подбирать оптимальный насос, но и рассчитывать внутреннюю окружность шахты.
Поставленные задачи. Для производственных нужд достаточно неглубокой шахты и поставляемой ею неочищенной воды, не подходящей для питья.

Скважина большого диаметра более производительная

При одной и той же мощности водоносного пласта скважина с большей площадью фильтровой зоны будет более производительна, то есть, чем больше диаметр фильтра скважины (скважность фильтра), тем больше воды можно добывать из скважины за единицу времени

Скважина с погружным насосом

Зазор между стенкой эксплуатационной колонны и погружным насосом должен быть не менее 6 мм, то есть, насос наружным диаметром 100 мм нужно опускать в скважину, внутренний диаметр которой не может быть менее 106 мм. Четыре дюйма (100 мм) – это наиболее популярный размер насосов для скважин. Моделей с такими размерами на рынке насосного оборудования больше всего.

Существуют и более узкие насосы (76 мм). Их можно монтировать в скважине с эксплуатационным диаметром 90-100 мм. Недостаток этих насосов – высокая цена по сравнению с четырехдюймовыми.

Снижение стоимости бурения скважины за счет уменьшения ее диаметра скажется в дальнейшем на увеличение расходов на приобретение насосного оборудования и обслуживание скважины. Самые популярные размеры эксплуатационных труб:

стальные – 127 мм;
пластиковые – 125 мм.

Скважина под насосную станцию

Инновационным предложением на рынке насосного оборудования на настоящий момент считаются самовсасывающие насосы с выносным эжектором, который погружается в скважину. Такая станция способна поднять воду с глубины до 50 м. В этом случае, выбирая диаметр скважины, следует учесть размеры эжектора. В среднем модели выносных эжекторов имеют наружный диаметр от двух до четырех дюймов (50-100 мм), поэтому под такое насосное оборудование следует выбирать стандартный диаметр трубы 125-127 мм.

Преимущества и недостатки узких стволов

Говоря о малых скважинах, подразумевают стволы диаметром 50-110 мм. Выгоднее всего использовать их на участках, где водоносный слой находится не ниже 9 метров от поверхности грунта. Вода из таких источников поднимается на поверхность при помощи стандартных насосов или переносных насосных станций.

Для скважин шириной 50 мм применяют самовсасывающие насосы центробежного действия. Использовать такое оборудование возможно только на малой глубине. Если же глубина превышает 9 метров, насосная станция попросту не сможет поднять воду на необходимый уровень.

Для диаметра выше 70 мм подойдут трехдюймовые насосы, отличающиеся высокой производительностью и не менее высокой стоимостью.

Для скважин диаметром 80-110 мм – насосные станции, оснащенные эжектором – устройством, ускоряющим процесс подъема воды к поверхности земли. С его помощью можно за короткий срок выкачать крупный объем воды со дна скважины глубиной 50 метров.

Таким образом, скважины малого диаметра оказываются наиболее выгодными в плане бурения и используемого оборудования, однако их максимальная производительность достигается только на сравнительно малой глубине. Впрочем, если поблизости нет химических или перерабатывающих предприятий, а насос оборудован хорошим фильтром, взятая вода будет вполне чистой и пригодной к употреблению.

Устройство нефтяной скважины:

Отличительной особенностью нефтяной скважины считается соотношение ее длины и диаметра – первый параметр всегда в несколько раз больше. Так, длина – это расстояние от расположенного на земле устья до забоя (нижней части), измеряемая по оси ствола. Глубина нефтяной скважины – это проекция длины ствола на вертикальную ось. Если разработка проводится вертикально, эти показатели идентичны, в остальных случаях (наклонные, искривленные скважины) они отличаются друг от друга.

Первым этапом добычи нефти считается проектирование будущей нефтяной скважины. Разработка конструкция выполняется с учетом таких требований:

– возможность получения свободного доступа к нижней части ствола всех необходимых геофизических приборов, оборудования;

– прочное крепление стенок ствола, исключающее его обрушение;

– качественное разделение проходимых пластов, исключение возможных перетеканий ископаемого и водных горизонтов из пласта в пласт;

– наличие возможности герметизации устья.

Для пород, легко поддающихся разрушению водой, где чаще всего и залегает нефть, требуется дополнительное укрепление стволов. В этом случае схема будущей нефтяной скважины слегка меняется: рядом со стволом добавляются колонны обсадных труб, расположенных концентрически, т.е. их размеры могут быть разными, но с единым центром.

Строительство – бурение нефтяной скважины происходит поэтапно:

Бурение шурфа. Пробивают колодец до начала устойчивых горных пород, в среднем это 4-8 м. В него устанавливают трубу и укрепляют ее при помощи бутовых камней, залитыми бетонным раствором, которыми заполняют пространство между внешней стороной трубы и грунтом. Так образуется направление.
Создание кондуктора. Представляет собой участок из обсадных труб, которыми укрепляется следующая часть скважины – новый, более глубокой, но менее широкий шурф. Длина его колеблется в пределах от 50 до 400 м, а диаметр составляет не более 90 см. Как и в первом случае, пространство вокруг заливают цементом для большей устойчивости. Установка кондуктора позволяет перекрыть водоносные горизонты и мягкие виды горных пород, чье наличие осложняет процесс добычи.
Установка промежуточной колонны обсадных труб. Ее создают в ситуациях, когда нет возможности сразу пробурить скважину до нефтесодержащих пластов: имеются сложные горизонты или продуктивные пласты, которые на данном этапе добычи не планируются для разработки. Установка промежуточной колонны проводится по аналогии с кондуктором, при необходимости (слишком глубокое залегание породы) их может быть несколько.
Установка эксплуатационной колонны. Это последняя в этапе бурения колонна обсадных труб. Ее задача – перекрыть продуктивный пласт и обеспечить поступление «черного золота» в эксплуатационную трубу. Пространство вокруг нее также подлежит цементированию (бетонное кольцо), т.к. это позволяет избежать утечки нефти в другие пласты и предотвратить возможное проникновение воды в непосредственно продуктивный пласт.

После создания конструкции скважины проводится непосредственно вскрытие пласта для извлечения из него полезного ископаемого. Практически в 90 % случаев это проводится бурением до подошвы продуктивного пласта. После в нижней части эксплуатационной колонны и бетонном кольце вокруг него пробивается несколько отверстий, через которые в скважину поступит нефть. Для этого используют специальные аппараты-перфораторы.

В оставшихся 10 % случаев разрабатываемая порода представлена плотным слоем и укрепление призабойной зоны цементом не требуется. Возможен другой вариант – не опускать эксплуатационную колонну до подошвы пласта, достаточно сделать это до ее кровли. Такой метод называется открытым забоем.

Диаметр бурения скважины: почему это важно

Под диаметром скважины подразумевается внутренний размер эксплуатационной колонны, в которую опускается насосное оборудование, водоподъемный трубопровод и прочая аппаратура. При этомнепосредственное бурение грунта осуществляется буром большего размера, особенно при обустройстве двухколонной скважинной конструкции.

Обустройство скважины с двумя колоннами

С точки зрения производительности и обслуживания, высокийпоказательдиаметра трубы для скважиныявляется более предпочтительным. Во-первых, увеличивается объем фильтровой зоны, а значит, при одинаковой мощности водоноса можно откачивать больше воды за единицу времени (хотя основополагающим параметром остается дебит источника). Во-вторых, появляется возможность использовать более габаритное (и более мощное) оборудование, а также существенно упрощается процесс ремонта и обслуживания конструкции.

С другой стороны: большой диаметр – высокая цена. При увеличении ширины бурения в два раза стоимость работ увеличивается почти в три

Поэтому очень важно сделать расчет таким образом, чтобы удовлетворить и финансовые, и потребительские запросы

Разработка нефтяных скважин. Этапы разработки нефтяной скважины:

Разработка нефтяного месторождения – длительный и сложный процесс. Прежде чем начать работы по бурению скважины, проводится тщательная подготовительная работа, включающая в себя несколько этапов: разведка, необходимая для оценки перспективности разработки, оценка технических параметров планируемой скважины, определение размеров забоя и прочее. При составлении проектной документации учитывается количество всех объектов, подлежащих разработке, последовательность, в которой будет проводится добыча, определяются методы бурения, позволяющие провести максимально эффективное освоение выбранного горизонта.

Сама же скважина разрабатывается в такой последовательности:

освоение нефтяной скважины. На этом этапе происходит наиболее интенсивная добыча «черного золота». Давление в пласте снижено до минимального, обводненность тоже имеет самые низкие показатели. По мере необходимости количество скважин увеличивается, коэффициент же нефтеотдачи сохраняется в пределах 10 %. В среднем освоение скважины длится около 5 лет.
обеспечение необходимого уровня добычи нефтяной скважины. Достигается поддержанием данного параметра в пределах от 3 до 17 % (показатель рассчитывается индивидуально для каждого конкретного пласта и зависит от вязкости полезного ископаемого). Продолжительность этапа колеблется от года до семи лет, количество скважин постепенно увеличивается за счет использования резервов, при этом истощенные выработки закрываются. Последнее обусловлено увеличением обводненности – она увеличивается до 65 %, повышается и нефтеотдача, в среднем до 30-50 %.
снижение добычи нефтяной скважины. Нефтеотдача снова падает до показателей, не превышающих 10 %. Число резервных скважин стремится к нулю, обводненность нефти повышается до 85 %. Этап снижения – наиболее сложный при разработке скважины, т.к. требует снижения скорости откачки полезного ископаемого. В среднем продолжительность этапа составляет 3 года, а выработка перспективного слоя за это время может достигнуть 90 %.
завершающий этап разработки нефтяной скважины. Отбор полезного ископаемого не превышает 1 %, обводненность достигает 98 %. Добыча нефти прекращается, а сами скважины закрываются. Завершающий этап наиболее длительный, т.к. рентабельность выработки сохраняется даже с такими низкими добывающими показателями, а это легко может продлить его на пару десятков лет.

Водоносные слои

Расчет диаметра скважины ↑

После определения глубины залегания водоносного слоя выбирают оборудование, которое будет из него добывать воду, и только после этого определяют необходимый диаметр скважины. Рассчитывается этот показатель так:

Умножаем на два толщину стенок обсадной колонны, которая будет установлена.
Прибавляем к полученному значению 4 мм (минимальный зазор для свободного движения насоса по трубе).
Прибавляем к этому показателю внешний диаметр оборудования (указан в тех. паспорте).

Полученные значения – оптимальные диаметры скважин на воду для каждого конкретного случая.

Риск падения уровня вод в артезианской скважине ниже, чем в скважине на песок

Бурение скважины, диаметр которой позволяет установить в нее погружной насос, целесообразнее, несмотря на более высокую стоимость. Для полноценной эксплуатации такого гидротехнического сооружения на разных этапах можно использовать различные варианты оборудований. Помимо этого, такой диаметр упрощает ремонт и техническое обслуживание источника, так как позволяет применить более широкий спектр технологий.

Выбор эксплуатационной колонны и долот для бурения

При предварительной разведке месторождений подземных вод широко применяются обсадные трубы стальные, бесшовные, муфтовые

Трубы муфтового соединения позволяют сократить время на обсадку эксплуатационной фильтровой колонны, что важно при сооружении скважин на воду. Для бурения и сооружения скважины выбирают эксплуатационную колонну диаметром 168 мм, толщиной стенки 7 мм муфтового соединения

Минимальный расчетный диаметр бурения для размещения эрлифта определяя по формуле

(3.11)

где: Дм — диаметр муфты водоподъемной трубы Д=121

2 — зазор между водоподъемными трубами эрлифта и обсадной колонны, необходимо для размещения приборов при проведении геологоразведочных исследований

Dвн=121+25=146мм

Для размещения эрлифта выбираем эксплуатационную колонну 168мм, толщиной стенок 7мм, диаметром муфты 188 мм.

Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну определяют по формуле

(3.12)

где Дмэ — диаметр муфты эксплутационной колонны, мм

— зазор между скважиной и муфтой

Ддэ =188+30=218 мм.

Выбираем долото диаметром 244 С-ГНУ.

Геологический разрез представлен породами мягкой и средней твердости, т.е. III — V категории по буримости, поэтому выбираю трех шарошечное долото типа М и С диаметром 349 мм для бурения под кондуктор, обсаживается кондуктор трубами диаметром 273 мм. Для бурения под фильтровую колонну диаметром 168 мм выбирают трех шарошечное долото 244 С — ГНУ.

Г — гидромониторная промывка;

Н — на одном подшипнике скольжения;

У — маслонаполненные опоры.

Техническая характеристика обсадной трубы

Наружный диаметр трубы — 168 мм;

Толщина стенки — 7,0 мм;

Вес 1 метра трубы с муфтами, кг:

короткая резьба — 29,82;

длинная резьба — 30,02;

Общая длина резьбы, мм:

короткая резьба — 79,38;

длинная резьба — 98,42.

Как подобрать оптимальный диаметр?

Диаметр скважины – это сечение эксплуатационной колонны (обсадной трубы). Чем шире сечение, тем больше площадь фильтра и выше производительность соответственно. Но и расходы на бурение при этом возрастают также. Потому при расчете оптимальной величины окружности шахты необходимо учесть максимально возможное потребление воды, подобрать насос и материал трубы.

Окружность шахты также зависит от финансовых возможностей заказчика и типа используемого оборудования. Для обычного глубинного насоса с небольшой производительностью окружность можно принять и поменьше. А вот для насосной станции – уже значительно большую, ведь объемы перекачиваемой воды будут весьма значительны.