Нормализация забоя скважины что это
Нормализация забоя скважин (6)
КОС ПС-КН
Комплекс очистки скважин, осложненных проппантными пробками после ГРП и солевыми отложениями
Предназначен для разрушения проппантных пробок после ГРП, песчаных, глинистых, гипсовых и прочих плотных пробкообразований, включая солевые отложения, вращающейся фрезой с одновременной депрессионной очисткой забоя за счет использования перепада давления жидкости между скважиной и воздушной полостью, состоящей из труб НКТ
КОС ПС-КН (ПШ)
Комплекс очистки скважин, осложненных плотными пробкообразованиями
Предназначен для очистки забоев скважин от шлама, мелких металлических предметов и плотных пробкообразований посредством их механического разрушения вращающейся полой фрезой и одновременного заполнения ими контейнера из НКТ
КОГС ПС
Комплекс очистки горизонтальных скважин
Предназначен для нормализации забоев скважин, оборудованных хвостовиками малого диаметра (102, 114 мм) с зенитным углом до 92 градусов, осложненных наличием пробкообразований
КОС ПСМ-УОПВ
Многофункциональный комплекс очистки забоя скважин и ПЗП, скважинной жидкости и стенок э/к
Предназначен для очистки стенок э/колонны от АСПО, скважинной жидкости от плавающего мусора, забоя от мехпримесей и мелких металлических предметов, призабойной зоны продуктивного пласта нагнетательных и добывающих скважин от шлама (до кислотной обработки) и/или продуктов хим. реакции (после кислотной обработки) за одну спуско-подъемную операцию
КОС ПС
Комплекс очистки скважин от шлама и мехпримесей
Предназначен для очистки забоя от шлама, окалины, кусков породы, мелких металлических предметов в поглощающих скважинах ØØ 102-178 мм, где сложно вызвать циркуляцию
КОС ПС-ТКО
Комплекс очистки скважин на канате от шлама и мехпримесей
Предназначен для очистки забоя с небольшой степенью засорения от шлама и посторонних мелких металлических предметов с применением тросово-канатного оборудования в поглощающих скважинах ØØ 146-178 мм, где сложно вызвать циркуляцию
Нормализация паронагнетательных скважин подземно-поверхностной системы термошахтной разработки
В статье рассмотрены основные технологии нормализации забоев добывающих и нагнетательных скважин. Представлена основная технология очистки забоев паронагнетательных скважин при подземно-поверхностной системе термошахтной разработки месторождения и выявлены основные преимущества и недостатки.
Технологии нормализации скважин
Основной причиной снижения производительности добычных и нагнетательных скважин в процессе их эксплуатации является кольматация скважины в интервале вскрываемого продуктивного пласта. В результате проницаемость околоскважинной части пласта снижается, вызывая уменьшение коэффициент продуктивности или коэффициента приёмистости эксплуатируемой скважины.
При этом под «кольматацией» понимают загрязнение призабойной зоны буровым раствором при вскрытии продуктивного пласта, ухудшение свойств призабойной зоны при цементаже, перфорации продуктивного интервала, набухании глин или вынос песка в объем скважины из пласта в процессе длительной эксплуатации скважины.
В работе рассматривается влияние загрязнения (кольматации) скважины песчано-жидкостной смесью и устранение данного осложнения при помощи парлифтной технологии. Данная проблема проявляется при эксплуатации паронагнетательных скважин при использовании подземно-поверхностной системы разработки Ярегского месторождения [1].
Загрязнение забоя и перфорированной части скважины песчано-жидкостной смесью так же за собой влечет увеличение статического уровня жидкости, при этом уровень жидкости в некоторых случаях поднимается выше перфорации продуктивного интервала, ухудшая или вовсе снижая приемистость паронагнетательной скважины.
Следовательно, для ликвидации проблемы загрязнения паронагнетательных скважин при подземно-поверхностной системе разработки Ярегского месторождения необходимо обеспечить вынос песчано-жидкостной смеси с забоя скважины.
К работам по выносу скважинной жидкости относятся методы освоения скважин:
обновление скважинной жидкости;
освоение пенными системами;
применение глубинных и струйных насосов.
Также для очистки забоев скважин используются специальные устройства УОЗ (устройство очистки забоя), которые обычно применяются при очистке забоев от пропантовых отложений после проведения гидроразрывов пласта.
К методам, обеспечивающим одновременный вынос скважинной жидкости и песка, возможно отнести:
обновление скважинной жидкости с последующим тартанием;
освоение пенными системами.
При компрессировании [2] приток в скважину получают вследствие снижения уровня жидкости в трубах за счет ее вытеснения газом (рис. 1).
Перед компрессированием в скважину спускают лифт НКТ, в которой установлены на предварительно рассчитанных глубинах пусковые муфты с отверстиями или специальные пусковые клапаны. Подбивают компрессорный агрегат, в затрубное пространство нагнетают инертный газ и снижают уровень жидкости. Когда уровень жидкости в затрубном пространстве достигает уровня размещения пусковой муфты лифта НКТ, происходит резкое падение в затрубном пространстве, а через трубное пространство на поверхности поступает смесь закачиваемого газа со скважинной жидкостью. Давление в затрубе стабилизируется после полного выброса жидкости из трубок, и закачиваемый газ одновременно выходя через пройденную пусковую муфту начинает снова отдавливать жидкость в затрубе до следующей муфты или воронки НКТ.
Метод освоения пенными системами [2] похож по своей технологии на компрессирование. Данный способ заключается в том, что вместо инертного газа в затрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, и это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление. Так же пенные растворы имеют более высокую вязкость и менее подвержены к поглощению в продуктивном перфорированном интервале [3], что позволяет наиболее эффективно выносить песчаник с забоя скважины.
Для освоения к скважине устанавливают передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре.
При закачке газожидкостной смеси на пузырьки газа действует архимедова сила, под действием которой они всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3- 0,5 м/с.
На данный момент на фонде паронагнетательных скважин НШУ «Яреганефть» применяется метод обновления скважинной жидкости с последующим тартанием.
Однако при применении поверхностно-подземной системы имеется возможность использования насыщенного пара высокого давления для подъема песчано-жидкостной смеси – парлифт, имеющий схожий принцип, как при использовании компрессирования и освоения пенными системами. При этом при смешивании пара высоких температур с водонефтяной эмульсией в скважине образуется паропенный раствор, следовательно, при парлифтном способе возможен вынос смеси с меньшей плотностью, что способствует увеличению полезной работы пара при подъёме скважиной смеси.
Конструкции паронагнетательных скважин нефтешахтных полей НШУ «Яреганефть» представлены обсадной колонной диаметром 168 мм, и длиной порядка 170 м., фильтром-хвостовиком диаметром 114 мм., длиной 30-40 м. Фильтр-хвостовик представляет из себя перфорированную насоснокомпрессорную трубу диаметром 114 мм. Закачка пара в скважину происходит по колонне насоснокомпрессорных труб диаметром 89 мм и спец. пакером посаженным на голову фильтра-хвостовика. Закачка пара в скважины осуществляется при давлении от 15 до 20 атм. Принципиальная схема нагнетательной скважины НШУ «Яреганефть» представлена на рисунке 2.
Рисунок 2 – Принципиальная схема нагнетательной скважины НШУ «Яреганефть»
На данный момент на фонде паронагнетательных скважин НШУ «Яреганефть» применяется классический метод нормализации забоев нагнетательных скважин. Суть применяемого метода заключается в промывке скважин технической водой. В большинстве случаев происходит прямая промывка скважины с поглощением закачиваемой технической воды пластом, тем самым происходит, вымыв песчаника с забоя в призабойную зону скважины, что снижает качество проводимого ремонта и уменьшает время межремонтного периода по очистке забоя скважины. На ряде скважин с низкой приемистостью возможна реализация обратной промывки, техническая вода не поглощается пластом, а по затрубному пространству поднимается на устье скважины, тем самым вымывая песчаник с забоя скважины в промывочную емкость бригады капитального ремонта скважин. После нормализации забоя скважин любым способом промывки происходит отстой жидкости в скважине, в результате чего взвесь песчаника в оставшемся столбе жидкости осаждается на забой скважины. На следующем шаге забой очищается бригадой КРС с помощью механической желонки, в среднем извлекаемый механической желонкой объем составляет всего 30-50 литров песчано-жидкостной смеси. Одним из неблагоприятных факторов также является заводнение призабойной зоны скважины, что в итоге снижает фазовую проницаемость при закачке пара.
Предлагаемый метод очистки забоев паронагнетательных скважин нефтешахтных полей НШУ «Яреганефть» парлифтным способом позволит решить проблему скважин с низкой приемистостью за счет удаления песчано-жидкостной смеси с забоя скважины на поверхность. Принцип предлагаемого метода заключается в подъеме песчано-жидкостной смеси с забоя скважины на поверхность за счет энергии расширения пара. При подъеме жидкость уносит с собой скопившийся на забое скважины песчаник, тем самым достигается двойной эффект – чистка забоя скважины и дренирование от лишней жидкости призабойной зоны скважины.
Чистка забоя и дренирование призабойной зоны скважины производится при помощи дополнительной колонны НКТ диаметром 48 мм. НКТ-48 без демонтажа фонтанной арматуры скважины, через герметизирующее устройство и лубрикаторную задвижку, с помощью автокрана спускается до текущего забоя скважины (рис. 3). К НКТ-48 на устье скважины, подсоединяется пароподающая линия, а буферная задвижка обвязывается на накопительную емкость для сбора поднятой жидкостнопесчаной смеси (схема №1. рис. 3). Далее подается пар с расчетным расходом и запускается процесс очистки забоя скважины.
Рисунок 3 – Принципиальная схема парлифта на нагнетательных скважинах НШУ «Яреганефть»
В ряде случаев, на скважинах с высоким статическим уровнем жидкости, существующего давления закачки пара будет недостаточно для запуска парлифтного процесса. В таких случаях производится поэтапное понижение уровня жидкости в скважине – колонна НКТ-48 спускается не на текущий забой, а на расчетную глубину скважины, с которой пускового давления будет достаточно для запуска парлифтного процесса. После понижения статического уровня жидкости в скважине колонна НКТ-48 углубляется, и таким образом опускается до текущего забоя скважины. В случае удаления всего объема жидкости из скважины при не достижении проектного забоя, производится долив в скважину тех. воды и процесс парлифта запускается вновь. Схема №2 (рис. 3) отличается тем, что подъем песчано-жидкостной смеси осуществляется по спущенной НКТ-48, а подача пара по кольцевому пространству между НКТ-48 и эксплуатационной НКТ-89 мм.
Моделирование парлифтного способа в симуляторе многофазового потока PIPESIM
Моделирование парлифтного способа подъема песчано-жидкостной смеси осуществлялось по исполнению, предложенному во второй схеме (см. рис. 3). Подъем ГСЖ осуществляется по спущенной НКТ-48, а подача пара по кольцевому пространству между НКТ-48 и эксплуатационной НКТ-89 мм.
Для определения возможности подъема песчаной смеси выбрана глубина спуска НКТ-48 равная 199 м. Глубина спуска НКТ-89 составляет 200 метров, в модели скважины НКТ-89 представлена как обсадная колонна. Следовательно, увеличенный объём, созданный между НКТ-48 и фильтром-хвостовиком диаметром 114 мм, пренебрегается в связи программных ограничений PIPESIM. Конструкция скважины представлена на рисунке 4.
Рисунок 4 – Модель парлифтной скважины
Параметры труб НКТ-48 и НКТ-89 мм представлены на рисунке 5.
Рисунок 5 – Параметры труб
Так как спуск НКТ-48 предполагается на максимально возможную глубину, и подача пара производится по кольцевому пространству между НКТ-89, то отметка установки газлифтного клапана принимается на глубине спуска НКТ-48 и на этом же уровне ставится пакер для перекрытия подъема жидкости по кольцевому пространству, пакер «предполагает», что для запуска парлифтного процесса давление нагнетания пара достаточно при любом гидростатическом уровне, так как возможно поэтапное понижение уровня в скважине, описанное в предыдущем разделе. Таким образом достигается максимально приближенная технология парлифта, представленная во второй схеме (см. рис. 3). Установка оборудования представлена на рисунке 6.
Рисунок 6 – Оборудование для парлифта
В симуляторе PIPESIM нет возможности прямого выбора закачки пара при моделировании газлифтной технологии, но имеется возможность приближения используемых для расчетов свойств газового агента к свойствам насыщенного пара. Главными характеристиками газов для расчетов в PIPESIM является плотность, вязкость и температура. Плотность определяется как отношение её величины к плотности воздуха в стандартных условиях, следовательно, относительная плотность пара к воздуху устанавливается на уровне 0,49 д.ед. [4].
В PIPESIM используется единая термобарическая зависимость вязкости для любого газа, но для уточнения значений имеется калибровка вязкости. Для калибровки вязкости пара выбрано табличное значение при давлении 1,55 МПа [5]. При установленном давлении табличное значение температуры 200 °С [5].
Свойства закачиваемого агента, приближенного к насыщенному водяному пару представлены на рисунке 7.
Рисунок 7 – Свойства закачиваемого агента
Вязкость пластового флюида, который попадает в скважину, устанавливается либо уже имеющимися корреляциями в PIPESIM, либо используется таблица описывающая зависимость вязкости жидкости от температуры. Следовательно, вязкость жидкости устанавливалась как зависимость вязкости Ярегской нефти от температуры [«Мини-проект разработки шахтного блока 2Т-4 НШ-3 по одногоризонтной системе 2016 год»]. Данная зависимость представлена в таблице 1.
Таблица 1 – Зависимость вязкости от температуры Ярегской нефти
Нормализация забоя скважин (6)
КОС ПС-КН
Комплекс очистки скважин, осложненных проппантными пробками после ГРП и солевыми отложениями
Предназначен для разрушения проппантных пробок после ГРП, песчаных, глинистых, гипсовых и прочих плотных пробкообразований, включая солевые отложения, вращающейся фрезой с одновременной депрессионной очисткой забоя за счет использования перепада давления жидкости между скважиной и воздушной полостью, состоящей из труб НКТ
КОС ПС-КН (ПШ)
Комплекс очистки скважин, осложненных плотными пробкообразованиями
Предназначен для очистки забоев скважин от шлама, мелких металлических предметов и плотных пробкообразований посредством их механического разрушения вращающейся полой фрезой и одновременного заполнения ими контейнера из НКТ
КОГС ПС
Комплекс очистки горизонтальных скважин
Предназначен для нормализации забоев скважин, оборудованных хвостовиками малого диаметра (102, 114 мм) с зенитным углом до 92 градусов, осложненных наличием пробкообразований
КОС ПСМ-УОПВ
Многофункциональный комплекс очистки забоя скважин и ПЗП, скважинной жидкости и стенок э/к
Предназначен для очистки стенок э/колонны от АСПО, скважинной жидкости от плавающего мусора, забоя от мехпримесей и мелких металлических предметов, призабойной зоны продуктивного пласта нагнетательных и добывающих скважин от шлама (до кислотной обработки) и/или продуктов хим. реакции (после кислотной обработки) за одну спуско-подъемную операцию
КОС ПС
Комплекс очистки скважин от шлама и мехпримесей
Предназначен для очистки забоя от шлама, окалины, кусков породы, мелких металлических предметов в поглощающих скважинах ØØ 102-178 мм, где сложно вызвать циркуляцию
КОС ПС-ТКО
Комплекс очистки скважин на канате от шлама и мехпримесей
Предназначен для очистки забоя с небольшой степенью засорения от шлама и посторонних мелких металлических предметов с применением тросово-канатного оборудования в поглощающих скважинах ØØ 146-178 мм, где сложно вызвать циркуляцию
Освоение скважин
Освоение скважин — комплекс работ по вызову притока жидкости (газа) из пласта в скважину, обеспечивающего ее продуктивность в соответстви
После бурения, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны призабойная зона скважины (ПЗП), особенно поверхность вскрытой части пласта, бывает загрязнена тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой.
Поэтому и в результате некоторых других физико-химических процессов образуется зона с пониженной проницаемостью, иногда сниженной до нуля.
Цели освоения скважины:
Сущность освоения скважины заключается в создании депрессии, т.е. перепада между пластовым и забойным давлениями, с превышением пластового давления над забойным.
Достигается это 2 мя путями:
Во 2 м случае уровень в скважине снижают одним из следующих способов:
Перед освоением на устье скважины устанавливают арматуру в соответствии с применяемым методом и способом эксплуатации скважины.
В любом случае на фланце обсадной колонны устанавливают задвижку высокого давления на случай необходимости перекрытия ствола.
Замену скважинной жидкости производят следующим образом.
После перфорации эксплуатационной колонны в скважину до фильтра опускают насосно-компрессорные трубы.
Затем в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и спущенными трубами нагнетают воду.
Буровой раствор, находящийся в скважине, вытесняется из нее по трубам.
Если после замены бурового раствора водой возбудить скважину (т.е. вызвать приток) не удается, то переходят на промывку скважины нефтью.
После промывки скважины (прямой или обратной) водой или дегазированной нефтью можно достигнуть уменьшения забойного давления.
Продавка с помощью сжатого газа или воздуха (газлифтный способ освоения). Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъемными трубами и обсадной колонной.
Сжатый газ (воздух) вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через спущенные в нее насосно-компрессорные трубы на дневную поверхность.
При аэрации за счет постепенного смешения сжатого газа (воздуха) и жидкости, заполняющей скважину (бурового раствора, воды, нефти), уменьшается плотность жидкости и тем самым плавно снижается давление на забой.
Для аэрации к скважине кроме водяной (нефтяной) линии от насоса подводят также газовую (воздушную) линию от компрессора.
Жидкость и газ (воздух) смешиваются в специальном смесителе (эжекторе) или газопроводящей линии скважины, и аэрированная жидкость (газожидкостная смесь) нагнетается в ее затрубное пространство.
При замене жидкости, находящейся в скважине, этой смесью давление на забой снижается, и, когда оно становится меньше пластового, нефть начинает поступать из пласта в скважину.
Освоение с помощью скважинных насосов применяют в скважинах, которые предполагается эксплуатировать глубинно-насосным способом.
Точно так же осваивают скважины, которые будут эксплуатироваться погружными электронасосами.
Освоение нагнетательных скважин не отличается от освоения добывающих.
В них, как и в добывающих, после получения притока из пласта следует вести длительное дренирование (т. е. отбор жидкости) для очистки призабойной зоны и пор пласта от проникших в пласт при бурении глинистого раствора, взвешенных частиц (гематита, барита), продуктов коррозии и т. д.
Отличие заключается в том, что, если добывающие скважины рекомендуется осваивать методом плавного запуска, т. е. постепенным увеличением отборов, то в нагнетательных в процессе освоения следует стремиться к отборам большого количества жидкостей и механических примесей (песка, ржавчины и др.).
Это способствует открытию дренажных каналов и обеспечивает большую приемистость (поглотительную способность) скважин.
Дренируют пласт теми же способами, что и при вызове притока в нефтяных скважинах: поршневанием, применением сжатого воздуха, откачкой жидкости центробежными глубинными электронасосами, т. е. методами, допускающими откачку больших объемов жидкости.
Однако этот метод дает возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине.
Поршневание (свабирование) заключается в постепенном снижении уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба).
Поршень представляет собой трубу диаметром 25-37,5 мм с клапаном в нижней части, открывающимся вверх. На наружной поверхности поршня укреплены эластичные резиновые манжеты, армированные проволочной сеткой.
Для возбуждения скважины поршневанием в нее до фильтра спускают насосно-компрессорные трубы. Каждую трубу проверяют шаблоном. При спуске поршня под уровень (обычно на глубину 75-150 м) жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем.
При подъеме его клапан закрывается, а манжеты, распираемые под действием давления столба жидкости, прижимаются к стенке труб и уплотняются. За один подъем выносится столб жидкости, находящейся над поршнем на глубине погружения под уровень жидкости. Поршневание в 10-15 раз производительнее тартания.
При непрерывном поршневании уровень жидкости в скважине понижается и соответственно снижается давление на забое скважины, что вызывает приток в нее жидкости из пласта.
Бурение скважин на нефть и газ
Различают 3 вида бурения:
При бурении разрушение ведется:
Основными составляющими бурения скважин являются:
Наряду с перечисленным выше бурение включает в себя другие техпроцессы и операции:
Совокупность выполняемых в процессе сооружения скважин работ устанавливается индивидуальным или групповым техническим проектом, какое-либо отклонение от него санкционируется техническим советом бурового предприятия.
Применение дорогостоящего оборудования, потребление материалов высокой стоимости в значительных объемах делает буровые работы весьма затратными.
Строительство скважин является самым капиталоемким видом работ в нефтегазовом комплексе.
Затраты на строительство скважин переносятся на себестоимость добытой из них продукции и/или извлекаемых запасов и имеют тенденция к увеличению с ростом глубины и продолжительности сооружения.
Особенно дорого обходится бурение скважин в акваториях, затраты на него могут превышать затраты на бурение аналогичной скважины на суше на порядок.
Конечной целью бурения скважин является:
Независимо от источника финансирования буровых работ их выполнение должно быть рентабельным если не по каждой отдельной скважине, то по объему проходки в целом.
От выбора места заложения скважины методом wild cat практически повсеместно отказались.
Выдаче точки бурения разведочной скважины в натуре предшествует выполнение сложного комплекса сложных изысканий, включающего полностью или частично:
Разнообразие способов, методов и технических средств бурения на нефть и газ приведено в таблице ниже.
В приведенном выше сочетании это называется механическим бурением, оно характеризуется набором интервальных параметров режима бурения.
Численные значения параметров устанавливаются:
Для каждого интервала бурения с одинаковыми горно-геологическими и техническими условиями задаются:
Для интервалов вскрытия продуктивного пласта (заканчивания скважины) составляются режимно-технологические карты, содержащие дополнительную информацию.
Рациональность назначенных параметров режима бурения имеет место при достижении максимума рейсовой скорости, которая вычисляется как отношение походки на долото к суммарным затратам времени на механическое бурение и спускоподъемные операции (СПО), включая время на наращивание бурильной колонны.
Анализируя эти показатели в динамике, можно выявить тренды, предусмотреть и предпринять своевременные меры для предотвращения нежелательных последствий.
Выполнение буровых работ организуется одним из 2 х способов:
— безподрядным, все работы выполняются буровым предприятием с использованием имеющихся у него производственных мощностей;
— сервисным, значительная часть специфичных работ (геофизические исследования скважин, тампонажные работы, разработка рецептур и приготовления промывочных агентов, подбор компоновок бурильных колонн и выбор ПРИ, перфорация обсадных колонн и др.) выполняется сервисными специализированными компаниями по заказу бурового предприятия на подрядных принципах.
2 й способ дает ускоренное выполнение работ, высокое их качество, снижение аварийности и затрат на строительство, но он применим лишь в районах с высокой концентрацией объёмов проходки.
Информационное обеспечение буровых работ на нефть и газ значительно улучшилось, многие буровые установки оснащены бортовыми компьютерами, способны воспринимать, обрабатывать и хранить информацию, получаемую от десятков датчиков, контролировать параметры режима бурения, выбирать и задавать их значения, рекомендовать ПРИ эффективных типоразмеров.
Созданы региональные банки геолого-технической информации.
РАЗВЕДОЧНОЕ БУРЕНИЕ
В последние годы при разведочном бурении активнее остальных средств применяются электрические турбобуры.
В ходе разведочного бурения особая роль принадлежит буровому раствору.
Буровой раствор должен:
Прежде чем приступать к разведочному бурению, необходимо заранее определить его объемы, а также разработать, согласовать и утвердить технический проект на строительство скважины.
Количественно объем разведочного бурения определяется как запланированный прирост запасов по категориям / принятая эффективность ГРР
Объемы разведочного бурения будут неизбежно расти и в связи с этим будут создаваться новые или наращиваться существующие производственные мощности предприятий разведочного бурения. Далее стартует фаза разбуривания месторождения добывающими, нагнетательными и другими скважинами.
ЭКСПЛУАТАЦИОННОЕ БУРЕНИЕ
рис. 1 Типы профилей наклонно-направленных скважин
