Руководство по выбору метода планирования рабочих операций по очистке скважины
5.3.3. Несущая способность промывочных жидкостей
Частицы твердой фазы, опускающиеся в скважине под действием сил гравитации:
Будут продолжать опускаться с ускорением до момента уравновешивания гравитационной силы под влиянием эффекта плавучести и срезающих усилий при движении в жидкости
Затем эти частицы будут продолжать опускаться с постоянной скоростью, называемой установившейся скоростью осаждения Vs.
5.3.3.1. Вертикальные скважины или скважины с небольшим углом отклонения от вертикали (0°-25°)
Восходящая скорость подъема частиц твердой фазы будет выражаться следующим уравнением:
VD = Vf - Vs
Где Vd - фактическая скорость движения частицы, фут/сек,
Vf - скорость потока жидкости, фут/сек,
Vs - скорость осаждения частицы твердой фазы, фут/сек.
Такое состояние достигается очень быстро и поэтому концентрация частиц твердой фазы в кольцевом пространстве будет выше, чем ее концентрация на входе в скважину.
Рекомендуемые значения скорости потока жидкости при циркуляции в условно вертикальных скважинах приведены в таблице 4 (эти значения были рассчитаны для частиц твердой фазы диаметром 8 мм и плотностью 2,6; опыт подтвердил правильность выбора этих величин; необходимо, чтобы концентрация твердой фазы по возможности была ниже величин, указанных в таблице 5):
Необходимо отметить, что в вертикальных и условно вертикальных скважинах нужно поддерживать более высокую производительность насосов для выноса шлама с увеличением размера частиц твердой фазы;
При увеличении плотности частиц твердой фазы производительность насосов также необходимо увеличивать;
Диапазон установившейся скорости осаждения частиц зависит от числа Рейнольдса для данных частиц.
Таблица 4.
Рекомендуемая скорость восходящего потока промывочной жидкости
в условно вертикальных скважинах (угол отклонения от вертикали 0°-30°)
Тип промывочной жидкости |
Рекомендуемая скорость восходящего потока (для условно вертикальных скважин) |
Азот: - не рекомендуется к применению в связи с явлением абразивности в трубных элементах. |
3000 фут/мин (15,2 м/сек)
|
Ньютоновские жидкости: - пресная вода, концентрированные солевые растворы, дизельное топливо. |
80 - 130 фут/мин (0,4 - 0,7 м/сек)
|
Промывочные жидкости с невысоким значением статического напряжения сдвига: - загущенные промывочные жидкости, подчиняющиеся степенному закону; - способствуют повышению динамического напряжения сдвига и уменьшению показателя степени "n". |
40 - 80 фут/мин (0,2 - 0,4 м/сек)
|
Вспененные промывочные жидкости: - относительное содержание пены 0,6 на забое и < 0,95 на устье скважины; - хорошая подъемная и несущая способность; - хорошо работает в условиях большого кольцевого пространства. |
20 - 40 фут/мин (0,1 - 0,2 м/сек) |
Буферные смеси (гель + азот): - азот используется для вытеснения геля при высокой скорости потока; - хорошо подходят для горных формаций с низким пластовым давлением и низким значением градиента гидроразрыва.
|
|
Дополнительная энергия, создаваемая пластовой жидкостью: - используется, главным образом, для газовых скважин |
|
Таблица 5.
Рекомендуемые значения максимального содержания твердой фазы*
в восходящем потоке промывочной жидкости
Концентрированный солевой раствор |
1 фунт/галлон |
Полимерный гель |
2 - 3 фунт/галлон |
Пена |
3 - 5 фунт/галлон |
Примечание: 1 фунт/галлон = 0,1198 г/см3
* Для ограничения противодавления на продуктивный горизонт и для предотвращения избыточного трения при прохождении твердой фазы в промывочной жидкости по кольцевому пространству.
5.3.3.2. Скважины со значительным углом отклонения от вертикали
а) Основные явления
• Под действием гравитационных сил происходит образование отложений шлама. На рис. 2 показаны примеры образования осевых и радиальных отложений и приведены векторы скорости потока жидкости, при которых происходит образование этих отложений.
Рис 2. Векторы скорости потока жидкости, при которой происходит образование отложения шлама в скважине
• По мере накопления этих отложений происходит уменьшение проходного сечения труб, в результате чего возрастает скорость потока жидкости и наиболее эффективным режимом для выноса шлама становится турбулентный режим, причем вытеснение частиц твердой фазы происходит в основном за счет вихревого воздействия потока жидкости (рис. 3).
Рис 3. Вытеснение частиц твердой фазы из горизонтального ствола скважины
1-пена или гелевый раствор; 2-очистка в ламинарном режиме; 3-распределение потока; 4-песок; 5-пгокие НКТ; 6-очнстка в турбулентном режиме;
7-турбулентный поток промывочной жидкости.
• Эта проблема становится более сложной с увеличением длины очищаемого интервала, что характерно для горизонтальных скважин;
Эффективность очистки скважины с применением гибких НКТ невысока, в связи с эксцентричным расположением труб в скважине. В связи с этим, в наклонно-направленных скважинах приходится чаще расхаживать колонну гибких НКТ. Это приводит к увеличению усталостного износа труб на поверхности;
Наиболее сложно производить очистку скважины от мелкодисперсной твердой фазы;
Наибольшие сложности при очистке возникают в интервалах с углом отклонения от вертикали в диапазоне 45° - 60° из-за неравномерного распределения отложений твердой фазы по интервалу.
б) Основные правша по очистке скважин с большим углом отклонения от вертикали
В случае, когда угол отклонения от вертикали превышает 45°.
Наиболее эффективной является очистка при промывке водой, содержащей небольшое количество (0,05 % по объему) синтетического полимера, который в основном выполняет роль понизителя трения (смазочной добавки), в случае возможности создания высокотурбулентного режима потока.
При невозможности создания турбулентного режима, эффективность очистки повышают за счет увеличения соотношения "предельное динамическое сопротивление сдвига / пластическая вязкость".
Пена не является высокоэффективным промывочным агентом в наклонно-направленных скважинах с большим углом отклонения от вертикали. Вязкость пены поддерживается на низком уровне путем обработки ее небольшим количеством полимерного раствора.
Некоторые величины оптимальной скорости промывочных жидкостей для промывки скважины приведены в табл. 6 а. В табл. 6 б приведены средние значения скорости потока жидкости в кольцевом пространстве в зависимости от величины кольцевого зазора и расхода промывочной жидкости.
Таблица 6 а.
Рекомендуемые методы и значения скорости промывочных жидкостей
при очистке наклонно-направленных скважин с большим углом отклонения
от вертикали (до 45°)
Тип промывочной жидкости |
Рекомендуемые значения скорости промывочной жидкости |
Вода: - наилучшая промывочная жидкость для приведенных значений скорости |
130-170 фут/мин (0.7-0,9 м/сек) |
Полимерные гели: - повышают отношение Yp/Pv; - наилучшей жидкостью является гелевый раствор на нефтяной основе - наилучшим составом для увеличения скорости потока жидкости в кольцевом пространстве является комплексная смесь (гель + азот) |
70 фут/мин (0,4 м/сек) |
Пена: - стабилизация пены производится при помощи очень небольшой добавки полимеров, не более 5 фут/ 1000 галлонов (0,5 г/л) |
35-40 фут/мин (0,16-0,2 м/сек) |
Рекомендуемые методы
Наибольшая эффективность очистки достигается при турбулентном режиме. При этом «необходимо использовать НКТ с наибольшим возможным диаметром.
Для повышения эффективности очистки необходимо расхаживать колонну гибких НКТ.
Для предотвращения накопления отложений твердой фазы в интервале забуривания наклонно-направленного ствола необходимо расхаживать колонну гибких НКТ на максимально возможную длину.
Концентрация твердой фазы в буровом растворе должна быть минимальной.
Контролировать вес колонны гибких НКТ.
Таблица 6 б.
Примеры средних значений скорости потока жидкости в кольцевом пространстве в зависимости от величины кольцевого зазора и расхода промывочной жидкости
|
Диаметр обсадной колонны |
||
Параметры |
7" - 23 фунт/фут |
4 1/2"- 12,6 фунт/фут |
3 1/2" - 9,2 фунт/фут |
Расход 1 баррель/мин гибкие HKT d = l 1/4" |
26 фут/мин |
73 фут/мин |
140 фут/мин |
Расход 2 баррель/мин гибкие НКТ d = 1 1/2" |
54 фут/мин |
154 фут/мин |
308 фут/мин |
Расход 3 баррель/мин гибкие НКТ d = l 1/2" |
81 фут/мин |
230 фут/мин |
461 фут/мин |
1 фут = 0,3048 м; 1 дюйм = 25,4 мм; 1 баррель/мин = 2,646 л/сек; 1 фунт/фут = 1,488 кг/м; 1 фут/мин = 0,005 м/сек.
5.3.4. Очистка скважины при помощи пены
5.3.4.1. Практическое применение
Горные формации с низким пластовым давлением:
* статический градиент давления (0,02 - 0,08 бар/м или 0,087 - 0,35 фунт/дюйм2/фут);
большой кольцевой зазор.
Слабо сцементированные отложения:
пена обладает высокой несущей способностью;
пена имеет низкое гидромониторное действие.
Горные формации, чувствительные к загрязнению:
низкая проникающая способность пены;
низкая фильтрация.
5.3.4.2. Основные критерии расчета
Рис.4. Несущая способность пены:
1 - нестабильная пена (туман); 2 - стабильная пена (сухая); 3 - стабильная пена (влажная); 4 - относительная несущая способность; 5 - концентрация пены, %;
6 - относительная скорость; 7 - фут/с.
Циркуляцию, по возможности, необходимо проводить с небольшим превышением над пластовым давлением (200 фунт/дюйм2 или 14 кг/см2);
Скорость закачки пены в кольцевом пространстве должна составлять 20 – 60 фут/мин (0,1 - 0,3 м/сек);
Отрегулировать производительность насосов и механическую скорость бурения так, чтобы концентрация вымываемых отложений твердой фазы составляла 2 - 5 фунт/галлон (1 фунт/галлон = 0,1198 г/см3);
Давление нагнетания в колонне гибких НКТ не должно превышать 5000 фунт/дюйм2 (350 кг/см2);
Для создания оптимальной несущей способности концентрация пены должна составлять (рис.4.):
не менее 55% на забое;
не более 92% на поверхности.
5.3.5. Гидромониторные инструменты
Гидромониторный инструмент представляет собой полый вал с вставками, оборудованными гидромониторными насадками определенного диаметра.
Эти инструменты позволяют использовать часть гидравлической энергии насосов, оставшуюся после потерь давления на трение, для очистки скважины от отложений твердой фазы с наибольшей эффективностью;
Кроме того, они позволяют производить более эффективную очистку в большом кольцевом зазоре между гибкими НКТ и обсадной колонной.
В связи с этим большое значение имеют количество, диаметр и направление гидромониторных насадок.
5.3.5.1. Различные конструкции гидромониторного инструмента.
а) Конструкция для очистки эксплуатационной колонны НКТ.
Большинство гидромониторных насадок ориентированы в радиальном направлении с целью очистки стенок эксплуатационной колонны НКТ. Одна из каждых трех насадок может быть установлена в нижней части инструмента для преодоления встречающихся сужений в очищаемой колонне НКТ.
б) Конструкция для очистки эксплуатационной обсадной колонны.
В этом случае большая часть гидромониторных насадок установлена в нижней части инструмента с целью разрушения осадков, отложившихся в. обсадной колонне. Радиус действия гидромониторных струй является достаточным для увеличения зоны эффективного вымывания осадков из обсадной колонны.
5.3.5.2. Основные критерии выбора гидромониторного инструмента.
• Промывочная жидкость должна применяться с введением смазочных добавок с целью увеличения производительности насосов (и, как следствие, эффективности действия гидромониторного инструмента) без превышения давления нагнетания, равного 5000 фунт/дюйм2 (350 кг/см2);
Введение смазочной добавки в количестве 3-5 фунта/ 1000 галлонов (1 фунт/галлон = 0,1198 г/см3) позволяет увеличить производительность насосов при нагнетании в колонну гибких НКТ на 60 %;
Смазочная добавка, как правило, полимерный реагент, вводимый в количестве 0,03 % по объему, способствует увеличению длины эффективного действия гидромониторной струй: энергия струи является почти постоянной на расстоянии, равном 6 - 10 диаметрам насадки, затем она резко уменьшается;
Диаметр гидромониторного инструмента должен быть, по возможности, максимальным, при котором возможно прохождение через внутреннее проходное сечение эксплуатационной колонны НКТ (с зазором 0,125" (3,2 мм) при прохождении сужений в колонне;
При оптимальной конструкции гидромониторных насадок потери гидравлической энергии являются минимальными, что позволяет получать 95 % кинетической энергии на выходе из насадок;
Двумя основными расчетными параметрами являются:
кинетическая энергия (момент силы);
ударное воздействие (которое также необходимо учитывать при определении стабильности труб);
• Обычно на гидромониторный инструмент приходится около 60 % гидравлической энергии насосов:
в любом случае, энергия ударного воздействия гидромониторной струи недостаточна для удаления твердой окалины со стенок НКТ по сравнению с сульфидом бария или стронция:
даже отложения кальция необходимо удалять с применением гидромониторного действия кислоты;
однако, при небольшом периоде нахождения в статическом состоянии жидкости обработки в зоне отложений, способность удаления твердых осадков значительно увеличивается. При этом необходимо поддерживать невысокую скорость прохождения гидромониторного инструмента в обрабатываемом интервале для повышения эффективности очистки от твердых осадков.
• При удалении отложений из обсадной колонны рабочая скорость спуска гидромониторного инструмента поддерживается в пределах, достаточных для выхода их на поверхность в условиях дополнительного противодавления, оказываемого на продуктивный горизонт:
* необходимо начинать со скорости 1 фут/мин (0,005 м/сек) и затем постепенно увеличивать ее при возможности поддерживая концентрацию вымываемой твердой фазы в пределах значений, указанных в табл. 5. (п. 5.2.3.1.).
• Для каждого возможного значения расхода при закачке необходимо рассчитать значение эффективного действия каждой насадки относительно общей площади гидромониторной струи. Остальная энергия уходит на преодоление сил трения. Обычно, производительность насосов (расход) при закачке промывочной жидкости, обрабатываемой смазочной добавкой, для НКТ определенных типоразмеров составляет:
20 - 30 галлон/мин - для труб диаметром 1";
40 - 60 галлон/мин - для труб диаметром 1 ¼";
70 - 95 галлон/мин - для труб диаметром 1 ½";
(1 галлон/мин = 0,063 л/сек; 1 дюйм = 25,4 мм)
5.3.5.3. Основы расчета
• Выбрать величину расхода для конкретного диаметра гибких НКТ и типа применяемой промывочной жидкости. Принятыми величинами расхода для воды со смазочными добавками являются:
20 - 30 галлон/мин - для гибких НКТ диаметром 1";
40 - 60 галлон/мин - для гибких НКТ диаметром 1 ¼";
70 - 95 галлон/мин - для гибких НКТ диаметром. 1 ½";
(1 галлон/мин = 0,063 л/сек; 1 дюйм = 25,4 мм).
• Определить общую площадь гидромониторных насадок:
она должна быть меньше внутреннего поперечного проходного сечения гибких НКТ (обычно от 35 % до 20 % от поперечного проходного сечения гибких НКТ);
определить количество и расположение гидромониторных насадок по направлению и ударному усилию, наиболее эффективные для очистки скважины;
определить перепад давления на насадках и энергию ударного воздействия, оказываемого струей из гидромониторной насадки:
см. рис.5, и рис.6.;
необходимо учесть, что перепад давления, ∆Р, в гибких НКТ и в кольцевом пространстве + перепад давления ДР в гидромониторном инструменте < 4500 - 5000 фунт/дюйм2 (275-350 кг/см2);
• выбрать оптимальное значение скорости спуска гибких НКТ в скважину с целью получения наивысшей эффективности удаления твердых осадков (см. табл.7.):
при приемлемом значении скорости спуска с целью очистки скважины от твердых осадков примем это значение для применения на практике;
повысить эффективность очистки за счет применения в качестве промывочной жидкости с добавкой, оказывающей растворяющее действие на твердые осадки.
Рис.5 График зависимости расхода промывочной жидкости через
гидромониторные насадки от перепада давления: 1 - расход, галлон/мин; 2 - давление, фунт/дюйм2 (х 1000); 3 - диаметр гидромониторных насадок, дюймы (мм);
(1 галлон/мин = 0,063 л/сек; 1 фунт/дюнм: = 0,07 кг/см:)
Рис.6. График зависимости ударного воздействия гидромониторной
струи из насадки от перепада давления на насадках: 1 - ударное воздействие, фунты;
2 - давление, фунт/дюйм2 (х 1000); 3 - диаметр гидромониторных насадок, мм (дюймы)
(1 фунт = 0,45 кг: 1 фунт/дюйм2 = 0.07 кг/см2)
Таблица 7
Определение оптимального значения вертикальной скорости спуска
гибких НКТ в скважину
Таблица 7а.
Формула для определения значения вертикальной скорости спуска
гибких НКТ в скважину Vст
где Dif - внутренний диаметр гидромониторной насадки, дюймы ∆Pjet - общий перепад давления ∆Р на гидромониторных насадках, фунт/дюйм2 CD - коэффициент расхода (или эффективности) гидромониторной насадки (безразмерный), который имеет величину 0,95 - 0,98 при качественном изготовлении насадок - плотность промывочной жидкости, фунт/галлон СE - энергия очистки, футо-фунт/дюйм2 (значение этой величины см. в табл.7б). |
Таблица 7б.
Величина энергии очистки
(компания OTIS, стр. 64 журнала Petroleum Engineers, октябрь 1985 г.)
Материал твердых отложений |
Примерная величина СЕ, футо-фунт/дюйм2 |
Сульфат бария |
7000 |
Силикаты |
6000 |
Карбонат кальция |
5500 |
Сульфат кальцияя |
4500 |
Карбонаты, сульфаты, кремний |
3800 |
Водные механические примеси с углеводородами |
3200 |
Угольная смола |
3000 |
Кокс и его комплексные соединения |
2500 |
Смолы и комплексы |
2000 |
Парафин |
1200 |
Рыхлые осадки |
1000 |
Буровой раствор и гель (слабосцементированные) |
800 |
Пластичные жидкости |
500 |
Таблица 8
Пороговое давление для различных горных пород
Тип породы |
Пороговое значение давления, фунт/дюйм2 |
Песчаники |
2000 - 4200 |
Известняки |
3600 - 6000 |
Доломиты |
4200 - 7300 |
Гранит |
6200 - 9800 |
5.3.6. Расширение ствола скважины
Расширители представляют собой забойные элементы бурильной колонны, которые используются совместно с забойными двигателями для очистки внутреннего проходного сечения колонны НКТ от отложений твердой фазы, твердых осадков или цемента.
5.3.6.1. Забойные двигатели.
Наиболее широко с гибкими НКТ применяются забойные двигатели диаметром 1 3 ¾" (44,45 мм) и 2 3/8" (60,3 мм). Производство и сбыт этих двигателей осуществляется компаниями "Dyna-Drill", "Eastman Christensen Driller", "Slim Drill" и "Drilex".
Эти забойные двигатели могут использоваться с такими промывочными жидкостями, как насыщенный солевой раствор, вода с гелеобразователем и пена.
а) Средние технические характеристики
Диаметр забойного двигателя, дюйм |
Рекомендуемый диаметр долота, дюйм |
Производит. насоса, галлон/мин min - max |
Скорость вращения долота, об./мин min - max |
Давление забойного двигателя фунт/дм2 |
Крутящий момент, футо-фунт |
Максимальная мощность, л.с. |
13/4 |
1 7/8-2 3/4 |
15-25 |
740-1230 |
400 |
25 |
4,8 |
2 3/8 |
2 3/4-4 3/4 |
30-50 |
850-1450 |
800 |
85 |
14,0 |
2 7/8 |
3 1/8-4 3/4 |
30-70 |
500-1150 |
750 |
120 |
26,0 |
3 3/8 |
3 5/8-6 1/2 |
90-170 |
400-800 |
750 |
500 |
53,0 |
3 3/4 |
4 1/4-6 1/2 |
100-200 |
400-800 |
750 |
560 |
53,0 |
б) Эксплуатация забойного двигателя
В процессе спуска забойного двигателя в скважину начать циркуляцию;
Уменьшить скорость спуска на глубине около 200 футов (61 м) над верхней границей отложений, которые должны быть разбурены;
При контакте с поверхностью осадков повышение давления на 500фунт/дюйм2 (35 кг/см2) будет являться показателем остановки забойного двигателя;
Не превышать нагрузку на долото, равную 1500 фунтов (680 кг) (стандартная нагрузка на долото составляет 500 - 1000 фунтов (230 - 450 кг);
Приподнять забойный двигатель до получения повышения давления на 100 - 300 фунт/дюйм2 (7 - 21 кг/см2);
Поддерживать эту величину давления при расходе промывочной жидкости 20 - 22 галлон/мин (1,26 - 1,39 л/сек) (или примерно такая величина, рекомендованная для применяемого типоразмера забойного двигателя), наблюдая за выходящим из скважины потоком промывочной жидкости;
Применяемая промывочная жидкость: вода с добавкой полимеров и понизителей трения;
Контролировать концентрацию твердой фазы в промывочной жидкости в кольцевом пространстве в рекомендованных пределах.
5.3.6.2. Вставные расширители
Вставные расширители предназначены для устранения сужений в стволе скважины. С этой целью производится спуск расширителя в скважину в начало необходимого интервала расширения. Затем производится раскрытие выдвижных опор, расширение интервала до номинального диаметра, втягивание выдвижных опор в корпус расширителя для перехода в транспортное положение для подъема из скважины. Обычными забойными компонентами, через которые должен проходить вставной расширитель, являются эксплуатационная колонна НКТ, посадочный ниппель, штоки и другие трубные элементы.
• Расширители, применяемые для разбуривания:
остатков цемента в проходном сечении после проведения ремонтного цементирования под давлением;
твердые осадки в обсадной колонне.
• Существуют расширители следующих конструкций:
* с приводимой в действие фиксирующей системой при бурении с возвращением выдвижных, опор в транспортное положение при подъеме из скважины;
* использование гидравлического привода для открытия лап расширителя в рабочее положение.
При возврате выдвижных опор в транспортное положение желательный кольцевой зазор должен составлять 0,25" (6,35 мм), однако зазор величиной 0,125" (3,17 мм) тоже может быть достаточным при определенных условиях;
При выдвинутых рабочих опорах расширителя разница его диаметра относительно диаметра обсадной колонны должна составлять 0,5" (12,7 мм);
В случае остановки в скважине наблюдается увеличение давления в 500 фунт/дюйм2 (35 кг/см2):
* остановить циркуляцию, приподнять колонну на 20 - 30 футов (6,1 - 9,1 м) и возобновить циркуляцию;
• Работа расширителя
механическая скорость бурения может достигать 15 - 30 фут/мин (0,08 - 0,16 м/сек);
скорость разбуривания цемента может достигать 1 фут/мин (0,005 м/сек);
разделительная пробка компании Baker, установленная в НКТ диаметром 3 ½" (88,9 мм), была успешно разбурена за 30 часов с применением забойного двигателя диаметром 1 ¾ (44,45 мм);
из опыта работ в Северном море следует, что на больших глубинах (при достижении конечной глубины) продолжительность непрерывной работы на забое, в связи с ограничениями для забойного двигателя, составляет 6 - 12 часов;
• в состав стандартной КНБК колонны гибких НКТ для бурения или расширения скважины входит несколько компонентов:
некоторые из них являются обязательными, например, забойный двигатель, другие устанавливаются в компоновке колонны по мере необходимости;
в состав КНБК должны входить циркуляционный переводник и гидроприводной переводник со срезными шпильками, приводимый в действие шарами различного размера.
5.3.7. Удаление восковых пробок из эксплуатационной колонны НКТ
• Осуществляется путем промывки горячей нефтью или толуолом, ксиленом или горячим водным раствором (температура 212°F (100°С));
Между барабаном для гибких НКТ и приводным двигателем должна быть размещена перегородка;
Удостовериться в наличии противопожарного оборудования (огнетушители и пр.);
Предельно точно соблюдать меры безопасности работ и носить защитную спецодежду;
В случае циркуляции горячей воды:
иметь специальное герметизирующее оборудование, устойчивое к воздействию высоких температур;
перед спуском гибких НКТ в скважину провести промывку всей колонны гибких НКТ, находящихся на барабане;
проверить наличие консистентной смазки на всех роликах после проведения циркуляции.
Осуществлять промывку на отметке 500 футов (152.4 м) под самым нижним продуктивным горизонтом;
Проводить циркуляцию до тех пор, пока в выходящей из скважины жидкости не будет отсутствовать твердая фаза;
Не производить повторную циркуляцию промывочной жидкости.