Как найти пластовое давление формула

Под пластовым
давлением будем понимать давление на
забое остановленной на определенный
период времени скважины. Методы расчета
пластового давления различны для
различных категорий скважин по
обводненности и базируются на использовании
ряда показателей, скважины, получаемых
в процессе ее эксплуатации.

По обводненности
скважины делятся на безводные и
обводненные. К безводным будем относить
только те скважины, в продукции
которых полностью
отсутствует вода и скважины при проведении
подземного ремонта не были заглушены
водой (или вся вода глушения вынесена
на поверхность).

К обводненным
будем относить все скважины, в продукции
которых содержится вода при стационарном
режиме их работы независимо от места
рассмотрения продукции (на поверхности,
в подъемнике, в интервале «забой—прием»).
Таким образом, скважину, в продукции
которой на поверхности вода отсутствует,
но которая была заглушена водой и в
интервале «забой — прием» имеется
вода при стационарной ее работе, будем
считать обводненной.

Для безводной
скважины пластовое давление р_пп
рассчитывают по формуле:

где h — высота
столба нефти в скважине, отсчитываемая
от забоя скважины, м;

— средняя плотность нефти в остановленной
скважине, кг/м3.

Высота столба
нефти

где

—
глубина скважины, м;

—
статический уровень жидкости, м. Если
при остановке скважины давление на
устье больше атмосферного, то пластовое
давление

где р_у
— давление на устье остановленной
скважины, МПа.

Среднюю плотность
нефти можно рассчитывать, принимая
линейный закон ее распределения в
функции давления:

В обводненной
скважине, которая не глушилась водой
(или другой жидкостью глушения) при
эксплуатации, возможны следующие
условия: вся вода, поступающая из пласта
с продукцией, выносится на дневную
поверхность и не накапливается в
интервале «забой — прием»; поступающая
из пласта с нефтью вода частично выносится
на дневную поверхность, а частично
накапливается в интервале «забой —
прием».

В этих условиях
проверяется возможность накопления
воды в интервале «забой — прием»
в процессе эксплуатации скважины.

Условия полного
выноса накопленной в интервале «забой
— прием» воды, поступающей с продукцией
из пласта, следующие:

или

где Re_H
— приведенное число Рейнольдса по
нефти; Re_HПР
— предельное приведенное число Рейнольдса
по нефти, равное 1600 и при котором вся
вода, поступающая из пласта, выносится
с интервала «забой — прием»
(накопления воды в этом интервале при
эксплуатации скважины не происходит);
Н_СП —
глубина спуска подъемника или насоса,
м; D_ЭК
— внутренний
диаметр эксплуатационной колонны, м;
d_ВН —
внутренний диаметр НКТ, м.

Приведенное число
Рейнольдса по нефти

где Q_ЭК—
дебит скважины по дегазированной
нефти, м³/сут;
b_Н
—объемный коэффициент нефти; ν_н
— кинематическая вязкость нефти в
пластовых условиях, м²/с.

При соблюдении
условий (2.16) или (2.17) плотность
водонефтяной смеси

в интервале «забой — прием»
рассчитывают по формуле

,

где ρ_в
— плотность воды, кг/м³;
В — обводненность продукции. В данном
случае пластовое давление

,

где Н_ДИН—
динамический уровень в скважине, м.

Условие неполного
выноса накопленной в интервале «забои
— прием» воды следующее:

В условиях неполного
выноса поступающей из пласта воды (вода
накапливается в интервале «забой —
прием») плотность водонефтяной смеси

где

— плотность водонефтяной смеси при
условии полного выноса воды, рассчитываемая
по (2.19), кг/м³.

Если скважина в
процессе эксплуатации дает безводную
продукцию, но при текущем ремонте она
была заглушена водой, то возможны также
два условия:

в процессе
эксплуатации происходит полный вынос
воды глушения;

в процессе
эксплуатации воды глушения частично
остается в интервале «забой — прием».

Условия полного
выноса вода глушения следующие:

или

где

—
глубина спуска подъемника (насоса), при
которой возможен полный вынос воды,
рассчитываемая по (2.17), м.

При соблюдении
условий (2.23) или (2.24) пластовое давление
определяют по формуле (2.12) или (2.14).

Условие неполного
выноса воды глушения следующее:

При соблюдении
условия (2.25) плотность водонефтяной
смеси в интервале «забой — прием»

где

— плотность воды глушения, кг/м³;

— плотность пластовой нефти, кг/м³;

— истинное нефтесодержание в интервале
«забой — прием».

Истинное
нефтесодержание зависит от Re_H
и может быть рассчитано по следующим
формулам:

При соблюдении
условия (2.25) пластовое давление

Задача 2.
Рассчитать пластовое
давление в безводной остановленной
скважине для следующих условий:

глубина скважины
h,
м; измеренный статический уровень H_СТ,
м; плотность дегазированной нефти ρ_НП,
кг/м³;
плотность пластовой нефти ρ_НД,
кг/м³;
скважина эксплуатировалась при забойном
давлении, большем давления насыщения.

Наименование	Последняя цифра шифра
0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
h, м	1600	1620	1640	1660	1680	1700	1720	1740	1760	1780
ΡНП, кг/м3	791	793	795	798	801	804	807	810	813	816
ρНД, кг/м3	860	862	864	866	868	870	872	874	876	878
HСТ, м	31	32	33	34	35	36	37	38	39	40

Пример. H=1870,
м; Ρ_НП=805,
кг/м³;
ρ_НД=870,
кг/м³;
H_СТ=37_,
м.

Решение.
Так как скважина безводная, то после
остановки она заполнена только нефтью.
Рассчитываем высоту столба нефти:

м.

Вычисляем среднюю
плотность нефти:

кг/м³.

Пластовое давление:

МПа.

Задача 3.
Определить пластовое давление в
остановленной безводной фонтанной
скважине для следующих условий: глубина
скважины h,
м; статический уровень на устье; давление
на устье остановленной скважины р_У,
МПа; скважина эксплуатировалась при
забойном давлении, равном давлению
насыщения р_НАС,
МПа; замеренная температура на устье
остановленной скважины t_У=20
°С: пластовая температура t_ПЛ
= 70 °С.

Зависимости
плотности нефти от давления и температуры
представлены на рис. 2.

Наименование	Последняя цифра шифра
0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
h, м	2400	2450	2500	2550	2600	2650	2700	2750	2750	2750
рУ, МПа	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
рНАС, МПа	12	13	14	15	16	16	17	18	19	20

Пример. глубина
скважины 2650 м; р_У=
8 МПа; р_НАС=
12 МПа.

Решение.
Для расчета пластового давления в данном
случае необходимо использовать формулу
(2.14).

Средняя плотность
нефти в скважине

зависит от давления и температуры.

По существу, решение
данной задачи сводится к расчету

(р,
t). Принимая линейный закон распределения
температуры по глубине остановленной
скважины, рассчитаем среднюю температуру
t= (20+70)/2=45°С.

Рис. 2. Зависимости плотностей от давления
и температуры: 1при t=20 °С; 2 при t=70 °С ; 3
при t=45 °С.

Используя графические
зависимости ρ_н
= f(р, t) на рис. 2 и принимая линейное
изменение плотности нефти от температуры,
путем интерполяции строим зависимость
плотности нефти при t = 45 °С (кривая 3).
Полученную кривую можно использовать
для расчета средней плотности нефти в
скважине при изменении давления от р_У
до р_НАС.
По кривой 3 находим среднюю плотность
нефти в интервале давлений р_У=8
МПа до р_НАС=
11,3 МПа: ρ_н
=775 кг/м3.

Рассчитываем
пластовое давление:

При решении принято,
что средняя плотность нефти при t = 45 °С
в области давлений от р_НАС
= 11,3 МПа до р_ПЛ=
28,15 МПа постоянна и равна 775 кг/м³.
Фактически, в этой области давлений
плотность нефти линейно увеличивается
за счет сжимаемости. Рассчитаем плотность
нефти при р_ПЛ=
28,15 МПа, если плотность нефти при р_НАС
= 11,3 МПа равна 772,5 кг/м3 (см. кривую 3 на
рис. 2).

Коэффициент
сжимаемости нефти β_Н
принимаем равным 6,5·10^-4
МПа^-1.
Таким образом, плотность нефти при
пластовом давлении

кг/м³.

Средняя плотность
нефти в интервале давлений от p_НАС
до p_ПЛ

кг/м³.

Таким образом,
средние плотности нефти в интервалах
давлений от р_У=
8 МПа до р_НАС
= 11,3 МПа и р_НАС
= 11,3 МПа до р_ПЛ
=28,15 МПа соответственно равны 775 и 776,8
кг/м³.
Для данных условий нетрудно рассчитать
и среднюю плотность нефти в интервале
р_У
= 8 МПа до р_ПЛ
= 28,15 МПа, которая равна 776,6 кг/м³.

Вычисляем пластовое
давление с учетом изменения плотности
нефти при р> р_НАС:

Оценим ошибку δ,
вносимую в расчет пластового давления,
пренебрежением влияния на плотность
нефти в области р> р_НАС:

Задача 4.
Вычислить пластовое давление в скважине,
эксплуатировавшейся скважинным штанговым
насосом при следующих условиях:

глубина скважины
1000 м; внутренний диаметр эксплуатационной
колонны 0,1302 м; глубина спуска насоса
850 м; внутренний диаметр НКТ 0,062 м; дебит
скважины по дегазированной нефти Q_НД,
м³/сут;
объемный коэффициент нефти 1,06; плотность
пластовой нефти ρ_ПЛ=853
кг/м³;
плотность дегазированной нефти 880 кг/м³;
кинематическая вязкость пластовой
нефти 1 ·10^-5
м²/с;
обводненность продукции 0,2; плотность
воды 1100 кг/м³;
динамический уровень 650 м; статический
уровень 150 м.

При предыдущем
текущем ремонте скважина не была
заглушена водой.

Наименование	Последняя цифра шифра
0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
QНД, м3/сут	45	46	47	48	49	50	51	52	53	54
ρПЛ, кг/м3	840	841	842	843	844	845	846	847	848	849

Пример. Q_НД=50
м³/сут;
ρ_ПЛ=853
кг/м³.

Решение.
Так как скважина обводненная, проверяем
возможность накопления воды, поступающей
из пласта, в интервале «забой — прием
насоса». Рассчитываем сначала
приведенное число Рейнольдса:

.

В данном случае
Re= 600 < Re_НПР=
1600, поэтому условие

не выполняется.
Проверяем выполнение условия

для чего рассчитываем

Таким условие
выполняется и поэтому вся поступающая
из пласта вода выносится с интервала
«забой — прием насоса».

Рассчитываем
плотность водонефтяной смеси на данном
интервале, предварительно вычисляя
среднюю плотность

кг/м³,

кг/м³.

Определяем пластовое
давление:

p_ПЛ=10^-6[(1000-850)·913,2·9,81+(850-650)/880·9,81+(650-150)
·913,2·9,81=7,55МПа.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

Виды давлений в залежах нефти и газа

В недрах Земли каждая материальная точка испытывает следующие виды давлений:

Горное (геостатическое) давление

это давление вышележащих горных пород. Оно прямо пропорционально глубине залегания в метрах и плотности вышележащих пород:

где 2,3 – средняя плотность горных пород в верхней зоне земной коры, в г/см³. 10 – поправочный коэффициент для расчета давления в атмосферах. При расчетах давления в Мпа поправочный коэффициент принимается равным 100.

Гидростатическое давление

давление вышележащих подземных вод, находящихся в порах и трещинах горных пород. Оно прямо пропорционально глубине залегания в метрах и плотности подземных вод, которая в среднем равна 1,05 г/см³.

Гидродинамическое давление

давление движущихся подземных вод.

Пластовое давление

давление внутри залежи нефти и газа. Оно равно давлению вышележащих подземных вод и по закону Паскаля передается на всю залежь через ВНК. Рассчитывается по формуле:  где Н – глубина в метрах (м) на уровне ВНК, 10 – поправочный коэффициент для расчета давления в ат – это теоретически расчетное давление. Фактическое пластовое давление определяется по замерам в скважинах приборами при испытании пластов. Оно может значительно отличаться от расчетного пластового давления.

Избыточное давление

дополнительное давление в залежи, возникающее за счет силы всплывания нефти над водой. Рассчитывается по формуле: где h – высота точки расчета над ВНК, (d_B—d_H) – разность плотностей воды и нефти.

Давление насыщения

это давление газа, растворенного в нефти. Зависит от степени газонасыщенности нефти

Коллекторские пласты с гидродинамическим режимом

При  вскрытии пласта скважиной в ней устанавливается столб жидкости высотой, уравновешивающей пластовое давление. Если в пласте существует застойный водный режим, то во всех скважинах устанавливается одинаковый уровень жидкости. Если же подземные воды испытывают направленное боковое движение, то давление в жидкости будет равно сумме гидростатического и гидродинамического давлений. При этом уровни столбов жидкости будут ниже в тех скважинах, в сторону которых направлено боковое движение подземных вод. Пьезометрический уровень в таких системах будет иметь наклонное положение, смотри рисунок 1.

Рисонок 1. Коллекторские пласты с гидродинамическим режимом, Е.М.Максимов.

Приведенное давление в точке А равно: 

Наклон ВНК определяется разностью приведенных давлений в точках А и Б:  , где ρВ – плотность пластовой воды; ρГ – плотность газа. Условные обозначения: 1 – песок водоносный; 2 – залежь газа с наклонным газо-водяным контактом; 3 – направление движения воды по пласту.

Пьезометрическая поверхность определяется для каждого пласта отдельно как поверхность, выше которой вода в скважине не поднимается. В резервуарах с наклонной пьезометрической поверхностью ВНК и ГВК приобретают наклонное положение (Рисунок 1). Угол наклона ГВК И ВНК всегда больше наклона пьезометрической поверхности. Повышение угла наклона пьезометрической поверхности может привести к полному разрушению (вымыванию) залежи. Наклон пьезометрической поверхности иногда может играть и созидающую роль: при наклонных ВНК и ГВК залежи нефти и газа могут формироваться в пределах незамкнутых структур типа флексуры и структурных носов. Наклон пьезометрической поверхности прямо пропорционален региональному наклону пласта-резервуара. Он характерен для всех артезианских бассейнов.

Между глубиной залегания и пластовым давлением существует прямая связь: чем больше глубина залегания, тем больше пластовое давление. Это – общая закономерность, которая претерпевает отклонения под влиянием других факторов. Геостатический градиент в среднем равен 2-3 атмосферам на каждые 10 метров глубины. Гидростатический градиент в среднем равен 1 атмосфере на 10 метров глубины, т.е. через каждые 10 м. давление в подземных водах возрастает на 1 атмосферу.

В данной статье мы ознакомимся с понятием пластового давления (ПД). Здесь будут затронуты вопросы его определения и значения. Также разберем способ эксплуатации человеком. Не обойдем стороной и понятие аномального пластового давления, точность измерительных возможностей аппаратуры и некоторые отдельные понятия, связанные с доминирующим в этом тексте.

Введение

Пластовое давление – это показатель величины давления, созданного посредством воздействия пластовых флюидов и вымещенного на определенной породе минералов, горных пород и т. д.

Флюидами называют любые вещества, поведение которых в ходе деформации можно описать посредством использования законов механики для жидкостей. Сам термин был введен в оборот научного языка приблизительно в середине семнадцатого века. Им обозначали гипотетические жидкости, с помощью которых старались объяснить с физической точки зрения процесс образования горных пород.

Определение пласта

Прежде чем приступить к разбору пластового давления, следует обратить на некоторые важные понятия внимание, которые с ним связанны, а именно: пласт и его энергия.

Пластом в геологи называют тело, обладающее плоской формой. Его мощность при этом гораздо слабее размера площади распространения, в пределах которого она действует. Также данный показатель мощности обладает рядом однородных признаков и ограничивается набором параллельных поверхностей, как малых, так и больших: кровля – верх и подошва – низ. Определение силового показателя можно определить посредством нахождения кратчайшего расстояния между подошвой и кровлей.

Строение пласта

Пласты могут образовываться из нескольких прослоек, принадлежащих различным породам и связанных между собой. Примером может служить угольный пласт с имеющимися слоями аргиллитов. Нередко терминологическую единицу «пласт» применяют при обозначении стратифицированных скоплений полезных ископаемых, таких как: уголь, залежи руды, нефти, а также водоносные участки. Складывание пластов происходит посредством накладывания друг на друга различных осадочных пород, а также вулканогенных и метаморфических горных.

Понятие пластовой энергии

Пластовое давление тесно связано с понятием пластовой энергии, которая является характеристикой возможностей пластов-коллекторов и заключенных в них флюидов, например: нефти, газа или воды. Важно понимать, что ее значение базируется на том, что все вещества внутри пласта находятся в состоянии постоянного напряжения, обусловленного горным давлением.

Видовое разнообразие энергии

Существует несколько видов пластовой энергии:

• напорная энергия пластовой жидкости (воды);
• энергия свободных и выделяющихся газов, пребывающих в растворах с пониженным давлением, например в нефти;
• упругость сжатой породы и жидкости;
• напорная энергия, обусловленная силой тяжести вещества.

В ходе отбора жидкостей, в частности газа, из среды пласта запас энергии расходуется для обеспечения процесса перемещения флюидов, посредством которого они смогут преодолеть, противодействующие их движению, силы (силы, отвечающие за внутреннее трение между жидкостями и газами и самой породой, а также капиллярные силы).

Направление движения нефти и газов в пространстве пласта, как правило, обуславливается проявлением новых типов энергии пласта одновременно. Примером может служить появление энергии упругости породы и жидкости и ее взаимодействие с потенциалом силы тяжести нефти. Преобладание определенного вида энергетического потенциала зависит от ряда особенностей геологического характера, а также условий, в которых эксплуатируется месторождение конкретного ресурса. Соответствие конкретной формы энергии, при помощи которой осуществляется перемещение жидкостей и газов, с видом добывающей скважины позволяет различать разные режимы работы залежей газа и нефти.

Важность параметра

Пластовое давление – это крайне важный параметр, который характеризует энергетические возможности пластов, несущих в себе водные или нефтегазовые ресурсы. В процессе его формирования участвуют несколько видов давления. Все они ниже будут перечислены:

• гидростатическое пластовое давление;
• избыточное газовое или нефтяное (сила Архимеда);
• давление, что возникает вследствие изменений размерной величины объема резервуара;
• давление, возникающее благодаря расширению или сжатию флюидов, а также изменению их массы.

Понятие пластового давления включает в себя две его разные формы:

1. Начальное – исходный показатель, которым обладал пласт до вскрытия его резервуара под землей. В некоторых случаях оно может сохраняться, то есть не нарушаться вследствие воздействия техногенных факторов и процессов.
2. Текущее, которое также называют динамическим.

Если сравнивать пластовое давление с условным гидростатическим (давлением столбца пресной жидкости, высотной от показателя дневной поверхности до точки замера), то можно сказать, что первое делится на две формы, а именно, аномальную и нормальную. Последняя пребывает в непосредственной зависимости с глубиной залегания пластов и продолжает расти, приблизительно на 0,1 Мпа за каждые десять метров.

Нормальное и аномальное давление

ПД в нормальном состоянии является равным гидростатическому давлению водяного столба, с плотностью, равной одному грамму на см³, от пластовой кровли до земной поверхности по вертикали. Аномальным пластовым давлением называют любые формы проявления давления, которые отличаются от нормального.

Существует 2 вида аномального ПД, о которых сейчас будет рассказано.

Если ПД превышает гидростатическое, т. е. то, в котором давление столбца воды обладает показателем плотности, равным 103 кг/м³, то его называют аномально высоким (АВПД). Если показатель давления в пласте ниже, то его именуют аномально низким (АНПД).

Аномальное ПД находится в система изолированного типа. В настоящее время однозначного ответа на вопрос о генезисе АПД не существует, так как здесь мнения специалистов расходятся. Среди главных причин его образования находятся такие факторы, как: процесс уплотнения пород глины, явление осмоса, катагенетический характер преобразования породы и включенных в нее органических соединений, работа тектогенеза, а также наличие геотермической среды в недрах земли. Все перечисленные факторы могут становиться преобладающими между собой, что зависит от строения геологической структуры и исторического развития региона.

Однако большая часть исследователей полагает, что важнейшей причиной того или иного формирования пласта и наличия в нем давления, является фактор температуры. Это основано на том, что тепловой коэффициент расширения любого флюида в изолированной породе превышает во много раз этот же показатель у минерального ряда компонентов в породе гор.

Установление АПД

АПД устанавливается вследствие проведения бурения в различных скважинах, как на суше, так и на территории акваторий. Это связано с постоянным поиском, разведкой и разработкой залежей газа и/или нефти. Обычно их находят в довольно большом интервале уровня глубин.

Где крайне глубоко на дне, чаще можно встретить аномальное высокое пластовое давление (от четырех км и больше). Чаще всего такое давление будет превышать гидростатическое, приблизительно в 1,3 — 1,8 раз. Иногда встречаются случаи от 2 и до 2.2; в таком случаи они чаще всего не способны достигнуть превышения геостатического давления, которое оказывает вес вышележащей породы. Крайне редко можно встретить случай, в котором на большой глубине можно зафиксировать АВПД равное или превышающее значение геостатического давления. Предполагается, что это обусловлено воздействием различных факторов, таких как: землетрясение, грязевой вулкан, возрастание солянокупольной структуры.

Положительный компонент АВПД

АВПД имеет благотворное влияние на коллекторские свойства вымещающей породы. Позволяет увеличить интервал времени для эксплуатации месторождений газа и нефти, не применяя в ходе этого вторичные дорогостоящие методы. Также увеличивает удельный запас газа и дебита скважины, старается сохранять скопление углеводорода и является свидетельством наличия в нефтегазоносном бассейне различных изолированных участков. Говоря об любых формах ПД, важно помнить, из чего оно образуется: пластового давления газа, нефти и гидростатического.

Места с АВПД, что были развиты на большой глубине, особенно в местах с региональным распространением, содержат значительный запас такого ресурса, как метан. Он пребывает там в состоянии раствора, который содержится в перегретой воде, с температурой от 150-200 °C.

Некоторые данные

Человек может извлекать запасы метана и пользоваться гидравлической и тепловой энергией воды. Однако есть здесь и обратная сторона, ведь АВПД часто становятся источниками аварий, возникших при бурении скважины. Для таких зон используют в процессе бурение метод утяжеления, цель которого — предупредить выброс. Однако применяемые растворы могут быть поглощены пластами из двух давлений: гидростатического и аномально низкого.

В ходе осмысления процесса по добыче ресурсов нефти и газа посредством установки вышек необходимо знать о наличии понятия о забойном пластовом давлении. Оно является величиной давления на забое нефтяной, газовой или водяной скважины, совершающей процесс работы. Оно должно быть ниже значения пластовой величины воздействия.

Общие сведения

ПД постоянно меняется по мере распространения пласта и увеличению глубины залежей нефти или газа. Также оно возрастает вследствие роста мощности водоносного горизонта. Сопоставляется такое давление только с какой-либо одной плоскостью, а именно уровнем, первоначальным положением водонефтяного контакта. Показатели таких приборов, как манометр, показывают результаты лишь для зон пониженного типа.

Если говорить конкретно о пластовом давлении скважины, то под этими словами подразумевают величину скопления полезных ископаемых, находящихся в пустотах земли. Причиной такого явления послужило случайное наличие возможности у основной части пласта выйти на поверхность. Процесс напитки пласта осуществляется, благодаря образовавшимся отверстиям.

СППД

Система поддержания пластового давления – это технологический комплекс из оборудования, что требуется для проведения работы по подготовке, транспортировке и закачке агента, выполняющего усилие, необходимое для проникновения в пространство пласта с нефтью. Теперь перейдем непосредственно к конкретике.

Поддержание пластового давления выполняется системой, включающей в себя:

• объекты для различного типа закачек, например воды внутрь пласта;
• подготовку всасываемой воды до состояния кондиций;
• надзор за качеством воды в системах ППД;
• слежение за выполнением всех требований к технике безопасности, а также проверку уровня надежности и герметичности в устройстве системы эксплуатации промыслового водовода;
• использование водоподготовительного цикла в замкнутом виде;
• создание возможности для изменения параметров, отвечающих за режим закачки воды из полости скважины.

СППД в себе несет три основные системы: нагнетательную для скважины, трубопроводную и распределительную и по закачке агента. Также включено оборудование по подготовке агента, эксплуатируемого для проведения закачки.

Формула пластового давления: Рпл= h▪r▪g, где

h – это уровень высоты жидкостного столба, уравновешивающего ПД,

r – это величина плотности жидкости внутри скважины,

g – это показатель ускорения в свободном падении м/с².