Контрольная работа по дисциплине «Особенности заканчивания наклонно направленных скважин с горизонтальным окончанием» для ТюмГНГУ, пример оформления

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА по дисциплине: «ОСОБЕННОСТИ ЗАКАНЧИВАНИЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ ЗАКАНЧИВАНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН СИСТЕМОЙ С ГРАВИЙНОЙ НАБИВКОЙ Применение гравийной набивки позволяет наполнить проппантомзатрубное пространство в горизонтальном стволе скважины, при правильном выборе размеровпроппанта данный слой будет выполнять роль фильтрующего элемента. После выбора типа проппанта, жидкости-носителя и компоновки хвостовика необходимо провести моделирование процесса гравийной набивки, при котором исходя из горно-геологических условий пласта определяются режим закачки проппанта в скважину, а также количество необходимого проппанта и жидкости. Технология заканчивания скважины методом гравийной набивки. Происходит сборка хвостовика с промывочной трубой согласно предварительно утвержденной компоновке по заканчиванию. На спусковом инструменте, предназначенном для проведения гравийной набивки, выполняется спуск хвостовика на бурильных трубах до нужной глубины. При этом бурильные трубы должны быть очищены от посторонних примесей с помощью специальной жидкости. Проводятся распакеровка и отстыковка спускового инструмента. Затем определяются положения циркуляционного клапана в компоновке, при которых возможно осуществить прямую промывку из бурильных труб в кольцевое пространство хвостовика и обратную промывку, а также положение, при котором невозможна циркуляция. Данные работы осуществляются путем изменения положений бурового инструмента и периодического запуска циркуляции при закрытом универсальном превенторе. После определения всех необходимых положений циркуляционного клапана выполняется закачка проппанта в скважину через бурильные трубы при закрытом превенторе с контролем всех параметров при использовании станции контроля цементирования.Специалист должен отслеживать основные параметры закачки для принятия решений по их изменению, получения максимального эффекта заполнения проппантомкольцевого пространства хвостовика, ориентируясь на расчетные данные, полученные при моделировании процесса. Результатом окончания процесса закачки проппанта в скважину является заполнение проппантом последнего фильтра в компоновке заканчивания. Подтверждающим признаком, является резкий рост давления в бурильных трубах, при котором необходимо перевести циркуляционный клапан в положение «отсутствие циркуляции», приподняв буровой инструмент на необходимую высоту, настроить наземную обвязку на обратную циркуляцию, увеличить давление в затрубном пространстве до максимально возможного значения. После этого следует перевести клапан в положение «обратная циркуляция», одновременно начать закачивать раствор в затрубное пространство, вымывая оставшийся проппант из бурового инструмента, попутно фиксируя количество проппанта. Контролировать количество вымытого проппанта необходимо для подтверждения качества проведения гравийной набивки. Обратную промывку следует проводить до полного выноса гравия, чтобы исключить риск его последующего осаждения. Данная операция является наиболее критической во всем процессе проведения гравийной набивки, поскольку существует большая вероятность попадания проппанта в затрубное пространство при положении клапана «обратная промывка», что приводит к неизбежному заклиниванию бурового инструмента. В связи с отмеченным все манипуляции с оборудованием, связанные с осуществлением данной операции, следует провести как можно более оперативно. Для этого перед закачкой гравия в скважину выполняются тренировочные работы. Затем необходимо осуществить закачку жидкости для восстановления обратной проницаемости в фильтровую часть хвостовика. Данная жидкость предназначена для удаления фильтрационной корки: карбоната кальция и крахмала. На заключительном этапе требуется герметизировать хвостовик с помощью установки мостовой пробки на «голове» хвостовика. ОСОБЕННОСТИ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН Выбор вида заканчивания горизонтальной скважины является ответственным этапом в проектировании. Он определяет диаметр ствола, длину горизонтального участка, максимальное значение интенсивности искривления. При выборе следует учесть тип коллектора, устойчивость ствола, необходимость изоляции водо- и газоносных участков, возможность выноса песка, виды последующих работ с целью интенсификации притока и капитального ремонта. В настоящее время находят применение три основные схемы заканчивания: • открытым стволом; • спуском перфорированного хвостовика; • спуском эксплуатационной колонны с последующим цементированием и перфорацией. При цементировании горизонтальных скважин комплектное применение продавочных и нижних пробок становится обязательным, так как наличие цементного стакана внутри колонны в пределах продуктивного пласта недопустимо по экономическим соображениям. Для успешного цементирования горизонтальных скважин необходимо обеспечить полную очистку ствола и хорошее центрирование обсадной колонны. Последнее достигается применением жестких или пружинных центраторов. Заканчивание открытым стволом рационально при небольшой длине горизонтального участка, что имеет место при малых радиусах искривления, в устойчивых породах, когда вынос песка незначителен, а наличие зон водо- и газопоступления маловероятно. Заканчивание с использованием перфорированного хвостовика рационально в скважинах со средним радиусом кривизны, но может быть использовано и в других случаях, когда породы относительно устойчивы, но возможен значительный вынос песка, а продуктивный горизонт более менее однороден. Заканчивание цементированием обсадной колонны рационально в неустойчивых породах со сложным строением пласта, однако, вынос песка при этом должен быть невелик, скважина пробурена по профилю с большим или средним радиусом искривления с большой длиной горизонтального ствола. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ТАМПОНАЖНЫЕ ЦЕМЕНТЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ УЧАСТКОВ СКВАЖИН Угол наклона, кривизна ствола, эксцентричность расположения обсадной колонны, малые размеры кольцевого пространства – это технологические факторы, которые предъявляют требования к технологиям цементирования горизонтальных скважин. Исходя из постановки задач к тампонажным составам для цементирования горизонтальных скважин предъявляются следующие требования: — фильтратоотдача цементных растворов должна быть минимальной для снижения их негативного действия на продуктивный пласт; — тампонажный состав должен иметь более низкие значения реологических параметров по сравнению с базовыми; — сформированный цементный камень должен обладать безусадочностью и коррозийной стойкостью, на стадии формирования не должно образовываться флюидопроводящих каналов; — следует использовать седиментационно-устойчивые тампонажные растворы с низкой водоотдачей. Для повышения качества цементирования применяются комплексные системы буферных жидкостей, решающие функции отмыва и модификации фильтрационной корки, увеличения степени замещения бурового раствора тампонажным. ВЛИЯНИЕ ТИПА ЗАКАНЧИВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА ПРОДУКТИВНОСТЬ В НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ Заканчивание скважин с открытым забоем Влияние глинистой корки на продуктивность скважины, пока стенки не очистятся; Добываемая жидкость будет проходить через все поврежденные интервалы. Заканчивание скважин с забоем закрытого типа Ухудшение проницаемости из-за обломков породы от бурения и перфорирования продуктивного интервала. Заканчивание скважины открытым стволом наиболее экономично, так как не требует дополнительных затрат средств и времени, вместе с тем при этом возможно обрушение ствола, вынос песка, возникают трудности при определении зон поступления флюида в скважину с целью дальнейшей интенсификации притока, или изоляции водо- и газоносных зон. Однако, например, в Татарии для изоляции участков притока воды используются профильные перекрыватели, не имеющие зарубежных аналогов, с предварительной закачкой вязкоупругой гидрофобной эмульсии. Заканчивание путем спуска перфорированного хвостовика позволяет в какой-то мере закрепить ствол от обрушения. В случае если возможен вынос песка, на перфорированную трубу наматывается проволока с расчетным зазором между витками, но спускать такой хвостовик можно только в скважины со сравнительно малой интенсивностью искривления. В противном случае проволочная намотка может быть повреждена. С этой же целью может быть использован хвостовик со щелевой перфорацией. Ширина щели может быть до 0,01 мм. Такие фильтры изготавливаются с использованием лазерной технологии. Фильтровые части хвостовика располагаются против наиболее проницаемых участков ствола, а расстояние между ними может доходить до 40-50 м. Заканчивание путем спуска обсадной колонны с цементированием и последующей перфорацией имеет ряд существенных преимуществ. К их числу относятся: • возможность обработки выборочных зон для интенсификации притока; • полностью исключается обрушение ствола; • обеспечивается управление газо- и водонефтяным контактом; • возможна изоляция зон с притоком воды или газа, как в начальной стадии, так и при последующей эксплуатации. Однако этот способ дорог, и в процессе эксплуатации скважины возможен вынос песка. ЗАКОЛОННЫЕ ПАКЕРЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В мировой практике горизонтальный ствол заканчивают с использованием эластомерныхпакеров в необсаженной скважине с дополнением к гравийной набивке или щелевых фильтров. Но данная конструкция не позволяет селективно изолировать обводнившиеся участки без остановки процесса эксплуатации скважины. В связи с вышеуказанным предлагается схема заканчивания горизонтального ствола с набухающими пакерами, например, компании ТАМ International и противопесочнымифильтрами типа «Cтронг», модернизированных автоматическими отсекателямиводопритока. Данная схема позволит разобщить продуктивные пласты разной степени проницаемости и обводненности за счет набухающих эластомеров ТАМ, а также отсечь обводнившиеся участки продуктивного ствола.Предлагаемая технологическая схема отличается от известных тем, что пакеры разобщают пространство продуктивного пласта с различной проницаемостью, а отверстия сообщаются с затрубьем через фильтры и клапанные узлы, которые пропускают снаружи внутрь и выполнены с возможностью перекрытия перетоков продукции пласта при ее обвод- нении выше допустимой при помощи водонабухающего элемента. Компания Halliburton имеет пакеры для всех типов систем заканчивания скважин: перманентные пакеры, рассчитанные на давление до 20000 psi (138 МПа) при температуре 450°F (232°C); извлекаемые пакеры, рассчитанные на давление 15000 psi (103,4 МПа) при 400°F (204°C); сдвоенные пакеры для многопластовых и нагнетательных скважин; термостойкие пакеры для обработок пласта паром, а также пакеры для многоствольных скважин, горизонтальных скважин, глубоководных систем заканчивания, интеллектуальных систем заканчиванияSmartWell® и систем для борьбы с выносом песка. Известен способ заканчивания горизонтальной скважины, согласно которому вскрывают продуктивный пласт, спускают обсадную колонну с отверстиями, оснащенную пакерами и заглушками отверстий, промывают скважину. Цементируют надпакерную часть колонны и пакеруют горизонтальную часть скважины, причем пакеры выполнены фильтрующими водную фазу и оснащены заглушками со срезными штырями для подготовки пакеров к работе. Обсадная колонна имеет запорный клапан. Совместно с пакерованием проводят цементирование горизонтальной части скважины с образованием пакерно-цементных перемычек, для чего в осадную колонну спускают насосно-компрессорную колонну, срезают штыри заглушек. Допуском насосно-компрессорной колонны до башмака обсадной колонны закрывают запорный клапан и закачивают цементный раствор через насосно-компрессорную колонну. Заполняют этим раствором уплотнительные элементы пакеров и промежутки между пакерами. Длину одной цементной перемычки устанавливают в соответствии с приведенной аналитической формулой (Патент РФ №2171359, опубл. 27.07.2001). Имеются разработки и предложения такого плана: при заканчивании горизонтальной скважины проводят бурение скважины, спуск эксплуатационной колонны через вертикальный ствол в горизонтальную часть скважины с заколоннымпакером, со стоп-кольцом и муфтой ступенчатого цементирования на конце. Эксплуатационную колонну не доводят до забоя и останавливают на расстоянии от забоя, как правило, на расстоянии в 50-150 м. По эксплуатационной колонне продавливают пробкой цементный раствор через муфту ступенчатого цементирования в затрубное пространство до перекрытия пробкой отверстий муфты. Проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента. В эксплуатационную колонну спускают компоновку низа бурильной колонны и разбуривают пробку, стоп-кольцо, муфту ступенчатого цементирования. Разбуривание производят с применением промывочной жидкости плотностью от 1,20 до 1,25 г/см3, промывочную жидкость прокачивают с расходом 18-21 л/с при давлении на устье скважины 8-10 МПа. Применение промывочной жидкости такой плотности и ее прокачка с таким режимом обеспечивает полное удаление из горизонтального ствола продуктов бурения. Интервал от конца эксплуатационной колонны до забоя прорабатывают долотом, промывают скважину промывочной жидкостью плотностью от 1,20 до 1,25 г/см3, промывочную жидкость прокачивают с расходом 18-21 л/с при давлении на устье скважины 8-10 МПа. Применение промывочной жидкости такой плотности и ее прокачка с таким режимом обеспечивает полное удаление из горизонтального ствола продуктов проработки долотом. При эксплуатации скважины после выработки запасов удаленной части горизонтального ствола перфорируют эксплуатационную колонну в начале горизонтального ствола и добывают нефть из невыработанных интервалов. В результате удаленная часть горизонтального ствола скважины оказывается подключенной к эксплуатации. ЗАКАНЧИВАНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН С УСТАНОВКОЙ ЗАБОЙНОГО ФИЛЬТРА В скважинах с открытым забоем используют различные конструкции забойных фильтров, призванные стабилизировать ствол скважины и решить ряд проблем, связанных с пескопроявлением. Скважины с забойным фильтром предназначены для слабосцементированных (рыхлых) коллекторов. До кровли продуктивного горизонта скважина бурится с диаметром, соответствующим диаметру эксплуатационной колонны. Затем в скважину спускаются обсадные трубы и производится цементирование. Продуктивный горизонт разбуривается долотом меньшего диаметра до подошвы. Перекрытие продуктивного горизонта осуществляется фильтром, закрепляемым в нижней части обсадной колонны на специальном сальнике. Фильтр предназначен для предотвращения поступления песка в скважину. Известно большое количество фильтров, различающихся не только конструкцией, но и материалом, из которого они изготавливаются. Засорение забойных фильтров в процессе освоения скважины и начальной добычи определяется полнотой удаления фильтрационной корки со стенок скважины. На базе существующих типовых конструкций забоев скважин не исключается возможность создания их модификаций в соответствии с особенностями продуктивного горизонта в каждом конкретном случае (т.е. обоснование конструкции забоя скважины индивидуализировано). ТЕХНОЛОГИИ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ЗАКОЛОННЫХ КАНАЛООБРАЗОВАНИЙ И ПРОЯВЛЕНИЙ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН При твердении цементного раствора в скважине через 1,5 — 3 ч от начала затворения происходит замедление процессов структурообразования, которое продолжается 5 — 9 ч. При этом нарушается формирование сплошного тампонажного камня за счет расслоения цементного раствора. Образующийся тампонажный камень характеризуется неравномерной прочностью, слоистой крупнозернистой структурой, проницаемостью и низкой адгезией. Уменьшить до минимума стадию замедления структурообразования, сократить сроки схватывания и существенно изменить в сторону повышения качество физико-механических свойств цементного камня в скважинных условиях оказалось возможным, одновременно осуществляя интенсивный кратковременный нагрев тампонажного раствора в заколонном пространстве и низкочастотные затухающие колебания давления на колонну. Этот принцип послужил основой для разработки технологии предотвращения каналообразования в отдельных интервалах заколонного пространства, а следовательно, предупреждения газонефтеводоперетоков (в случае достаточного вытеснения глинистого раствора). Сущность технологии заключается в своевременном, до уменьшения давления твердеющей тампонажной смеси в заколонном пространстве ниже пластовых давлений, а следовательно, до возникновения газонефтеводопроявлений или межпластовых перетоков, создании в заданных его интервалах с наибольшей вероятностью прорыва пластовых флюидов (например, против непроницаемых «покрышек» над газонефтеносными пластами, или против глинистых прослоев между газонефтеносными и водоносными пластами) цементных перемычек, обеспечивающих надежную герметизацию нижележащего заколонного пространства. Так же для предотвращения заколонныхперетоков и улучшения качества крепления эксплуатационной колонны рекомендуется выполнение следующих мероприятий в период цементирования: 1. Буровой раствор дегазировать по всему объему, в течение 1,5 циклов циркуляции контролировать соответствие параметров раствора проектным. 2. В технологическую оснастку эксплуатационной колонны включить центраторы и турбулизаторы. 3. Провести цементирование эксплуатационной колонны в одну ступень путем порционной закачки двух пачек тампонажного раствора. 4. В целях устранения контракционного эффекта применяемый для цементирования эксплуатационной колонны тампонажный материал типа ЦТТУ I-160 может быть модифицирован введением расширяющей добавки на основе оксида магния.Ее количество определяется экспериментально с учетом термобарических условий скважины. 5. Использованный цемент и реагенты для обработки тампонажного раствора по термостойкости должны соответствовать условиям цементирования эксплуатационной колонны.Для обработки тампонажного раствора использованы реагенты: понизительфильтрации и регулятор реологических свойств, пластификатор, замедлитель сроков схватывания, термостабилизатор, пеногаситель. 6. При подборе рецептур тампонажных растворов, исходить из того, что они должны обладать рядом специфических свойств: — контракционный эффект тампонажного раствора при затвердении его в камень должен быть пониженным; — седиментационная устойчивость тампонажных растворов должна быть высокой; — водоотстой не должен превышать 1-1,5%, а материалы, используемые для приготовления тампонажного раствора, должны давать однородные по плотности смеси; — сроки схватывания тампонажных растворов следует подбирать, исходя из сроков начала загустевания смесей при забойных динамических температурных условиях и давлениях; время загустевания должно на 25% превышать время, необходимое для проведения всей операции цементирования, но не более чем на 30-40 мин; — тампонажные растворы должны иметь повышенные реологические характеристики (максимально допустимую динамическую вязкость и статическое напряжение сдвига), обеспечивающие, однако, успешное их транспортирование в интервал цеменирования; — водоотдача тампонажного раствора, особенно в случае очистки стенок скважины от глинистой корки, должна быть минимальной в конкретных условиях применения; — при выборе тампонажных материалов и реагентов предпочтение отдается тем, которые обеспечивают необходимое время между началом и концом схватывания; — химические реагенты для обработки тампонажных растворов следует выбирать также из условия максимальной вязкости жидкости затворения, плотность воды затворения желательно иметь повышенную, для чего рекомендуется растворять в ней поваренную или другие соли. Таким образом, качество крепления скважин определяется как комплексом технологических мероприятий в процессе цементирования, так и физико-химическими свойствами применяемых буровых и тампонажных растворов. Несоответствие указанных факторов горно-геологическим условиям скважин приводит к разного рода осложнениям, наиболее существенным из которых в плане обеспечения надежного изоляционного комплекса скважины являются заколонныефлюидопроявления. МЕТОДИКИ ИССЛЕДОВАНИЯ СИЛ СОПРОТИВЛЕНИЯ ПРИ СПУСКЕ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ В ГОРИЗОНТАЛЬНУЮ СКВАЖИНУ В искривленных скважинах, в т.ч. наклонно направленных и горизонтальных, бурильные и обсадные трубы прижимаются к ее стенкам и возникают силы, препятствующие свободному поступательному перемещению и вращению труб в скважине. Эти силы сопротивления движению имеют сложный характер и зависят от ряда геологических и технических причин. Силы сопротивления затрудняют процесс бурения и крепления скважины, обуславливают разрушение ее стенок, образование желобов, затрудняют определение осевой нагрузки на долото, приводят к недопускам обсадных колонн до проектных глубин. Для уменьшения отрицательного воздействия этих сил на ход строительства скважин,важно уметь их определять и, затем, учитывать при планировании технологических операций. Допускаются решения прямой и обратной задач. При решении прямой задачи определяются силы сопротивления, текущие натяжения труб и моменты сопротивления вращению на любом участке колонны; в обратной задаче — по замеренным в скважинах силам сопротивления рассчитываются коэффициенты сопротивления. Изучению сил сопротивления и сущности явлений, происходящих при движении колонны труб в стволе скважины, посвящены работы многих отечественных (М.М.Александров, М.П. Гулизаде и К.Б. Шахбазбеков, Ф.А. Дашдамиров и А.А. Шамсиев, М.К. Сеид-Рза, Н.М. Шерстнев и А.А.Григорян, М.Л. Кисельман, Э.Г. Кистер и В.Л. Михеев, Ю.А. Песляк, А.К. Самотой, К.Г. Талышханов, В.И. Тарасевич) и зарубежных (В.Е. Хелмик и А.Дж.Лонгли, Е.Л. Хейден) исследователей. Так, в 1958-1959 гг. М.М. Александровым проводились замеры сил сопротивления в бурящихся скважинах Старогрозненского нефтепромыслового управления. Нагрузки на талевую систему определялись по показывающему манометру индикатора веса ГИВ-2(ГИВ-6 применяется в КРС при испытании и забурки якорей). Каждый комплекс замеров включал в себя определение собственного веса бурильного инструмента, а также нагрузок при медленном движении инструмента вверх и при его подведении к забою со скоростью подачи. Скважины, в которых производились замеры были расположены на разных участках площади и отличались друг от друга проектной глубиной (от 1100 до 1700 м), а также характером искривления. Всего было произведено около сорока замеров по семи скважинам. На основании этих исследований автор пришел к следующим выводам: 1. Сила сопротивления в скважине в общем случае характеризуется сложной многочленной зависимостью от ряда природных, силовых, физико-химических и геометрических факторов. 2. При нормальных условиях, и если колонна труб не оставляется в покое на более или менее длительный промежуток времени, силу сопротивления можно рассматривать как произведение прижимающей силы на коэффициент сопротивления. 3. Влияние адгезионных сил находит косвенное отражение в численной величине коэффициента сопротивления. А.И. Втюрин проводил запись усилий в неподвижном конце талевого каната при спуске колонн бурильных труб диаметрами 168 и 141 мм. Для характеристики сил сопротивления им предложен коэффициент, обозначенный буквой f. Анализируя результаты замеров, А.И. Втюрин пришел к следующим выводам: 1. Силы сопротивления возрастают пропорционально увеличению веса груза на крюке. 2. Среднее значение коэффициента f приближается к 0,15. 3. Коэффициент f оказывается одинаковым при спуске 141 и 168 мм труб; величина его почти не зависит от длины колонны и углов искривления скважины. Кроме того, из данных А.И. Втюрина следует, что силы сопротивления возрастают с увеличением веса 1 метра труб. Для вычисления сил сопротивления М.Л. Кисельман предлагает использовать эмпирические зависимости, являющиеся уравнениями прямых линий. Естественно, что каждое такое уравнение будет справедливо лишь для той скважины, для которой оно получено. Замеры сил сопротивления на площадях Куйбышевской области в 1961 г. производили В.И. Тарасевич и В.А. Богатырев. Для записи усилий в неподвижном конце каната они использовали электрический индикатор веса, работавший параллельно с обычным гидравлическим. Величину силы сопротивления вычисляли как разность между нагрузкой на талевую систему при движении бурильного инструмента и собственным весом последнего. Анализируя результаты замеров, В.И. Тарасевич и В.А. Богатырев пришли к следующим выводам: 1. Даже в малоискривленных скважинах, которые обычно относят к категории вертикальных (углы искривления до 5°), при движении бурильного инструмента возникают силы сопротивления, достигающие нескольких десятков килоньютон. 2. В скважинах, характеризующихся большими углами искривления, наблюдаются большие по величине силы сопротивления. 3. По большинству скважин наблюдается линейная зависимость между силой сопротивления и глубиной скважины. Таким образом, на основании проведенного обзора можно сделать вывод, что в настоящее время отсутствуют как промысловые, так и лабораторные исследования по изучению сил сопротивления при спуске обсадных колонн. Нет также единой методики измерения фрикционных и адгезионных свойств глинистых корок. В связи с чем одни исследователи утверждают о превалирующем значении механических сил взаимодействия в общем балансе сил сопротивления, другие — адгезионных. В ряде работ, эти силы считаются приблизительно равными, а в работе авторы пришли к выводу, что глинистые корки, намытые при перепадах давлений выше 0,2 МПа, вообще не обнаруживают сил адгезии. Подобные разногласия в значительной мере объясняются недостатками, применявшихся методов оценки фрикционных и адгезионных свойств корок.