Зарезка бокового ствола. Магистерская диссертация тема работы Зарезка бокового ствола как метод интенсификации добычи нефти на Лугинецком
 Скачать 1.77 Mb.
|
|
Список определений, обозначений, сокращений и нормативных ссылок: ВНК – водонефтяной контакт ГИС – геофизические исследования скважин ГКЗ – государственный комитет запасов ГНК – газонефтяной контакт ГТМ – геолого-техническое мероприятие ЗБС – зарезка бокового ствола ЗБГС – зарезка бокового горизонтального ствола ИДН – интенсификация добычи нефти КИН – коэффициент извлечения нефти МУН – методы увеличения нефтеотдачи НГКМ – нефтегазоконденсатное месторождение ПДГТМ – постоянно действующая геолого-технологическая модель УВ – углеводороды, углеводородное сырье ЦДНГ – цех добычи нефти и газа ЧНЗ – чисто нефтяная зона ЧП – чистая прибыль ЭЦН – электроцентробежный насос 13 Содержание Введение 14 1. Аналитический обзор: особенности метода зарезки боковых стволов 15 1.1 Функциональное назначение зарезки боковых стволов 15 1.2 Анализ технологических особенностей зарезки бокового ствола 18 1.3 Проблематика при проведении зарезки боковых стволов 23 2. Геолого-промысловая характеристика Лугинецкого нефтегазоконденсатного месторождения 26 2.1 Общие сведения о Лугинецком нефтегазоконденсатном месторождении 26 2.2 Геолого-промысловая характеристика Лугинецкого нефтегазоконденсатного месторождения 29 2.3 Состояние разработки Лугинецкого нефтегазоконденсатного месторождения 34 3. Обоснование расчетных технологических показателей работы скважин 38 3.1 Обоснование выбора скважин-кандидатов для проведения ЗБС пласта Ю 1 2 Лугинецкого нефтегазоконденсатного месторождения 38 3.2 Анализ операций зарезки бокового ствола на скважинах №55 и №1324 41 4. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение 49 4.1 Расчет стоимости проведение мероприятия по ЗБС 49 4.2 Технико-экономический анализ проведения ЗБС на Лугинецком НГКМ 54 5. СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕСТВЕННОСТЬ 57 Заключение 71 Список публикаций студента 72 Список литературы 73 Приложение А 77 Приложение Б 78 14 Введение Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1966 г разведочной скважиной № 152. Разработка месторождения ведется с 1982 года с запуска разведочной скважины № 155, эксплуатационное бурение начато в 1983 г. На данный момент разработка месторождения ведется согласно проектному документу «Дополнение к технологической схеме разработки Лугинецкого нефтегазоконденсатного месторождения (АО «Томскнефть» ВНК)» (Протокол ЦКР Роснедра №5680 от 17.10.2013). Накопленная добыча нефти по состоянию на 01.01.2016 г составляет 18223 тыс. т, отбор от НИЗ – 40,6%. Фактическая добыча нефти в 2015 году составила 424,0 тыс. т, что ниже проектного значения на 48,7 тыс. т (10,3%). Представленные данные по состоянию разработки Лугинецкого нефтегазоконденсатного месторождения свидетельствуют о неудовлетворительном состоянии разработки. В соответствии с приведенными показателями, принято проектное решение по выводу скважин из бездействия и извлечению остаточных запасов нефти на месторождении. Одним из наиболее эффективных и распространенных методов доразработки остаточных запасов является восстановление малодебитных и аварийных скважин посредством зарезки боковых стволов в соседние пропластки. Зарезка боковых стволов – это наиболее оптимальная, с экономической и технологической точки зрения, технология, позволяющая ввести в разработку ранее не дренируемые пропластки и трудноизвлекаемые запасы УВ, которые не могли быть вовлечены в разработку другими методами. Таким образом, с помощью данной технологии удастся увеличить добычу нефти и коэффициент извлечения нефти из пластов. Применение ЗБС особо актуально на данном месторождении, так как существует значительная часть бездействующего фонда скважин по причинам высокой обводненности, повышенного газового фактора или находящихся на грани рентабельности из-за низкого дебита. Данная методика позволяет избежать лишние затраты на бурение, обустройство и освоение скважин, а 15 также вовлечь в разработку ранее не дренируемые пропластки и трудноизвлекаемые запасы УВ, добыча которых ранее не представлялась возможной. Целью данной работы является оценка эффективности применения зарезки боковых стволов скважин для выработки остаточных запасов нефти из краевых труднодоступных участков на Лугинецком нефтегазоконденсатном месторождении. Для достижения поставленной цели, в работе были определены следующие задачи: 1. Оценка текущего состояния разработки Лугинецкого нефтегазоконденсатного месторождения. 2. Прогноз технологических параметров работы скважины в режиме добычи. 3. Оценка эффективности применения зарезки боковых стволов для разработки нерентабельных запасов углеводородов. Информационной базой послужили научная и учебная литература, внутренние руководящие документы, нормативно-правовая база в области разработки месторождений нефти и газа. Выводы и рекомендации обладают научной и практической значимостью. Научная новизна заключается в предложении ЗБС, применимого для краевых труднодоступных зон с низкими показателями ФЕС пласта Ю 1 2 Лугинецкого НГКМ. Практическая значимость: доказано, что проведение ЗБС на пласт Ю 1 2 позволит увеличить добычу нефти на 17,5 тыс тонн в течение пяти лет и повысить КИН на 0,3. 16 1. Аналитический обзор: особенности метода зарезки боковых стволов 1.1 Функциональное назначение зарезки боковых стволов В России большинство нефтяных и газовых месторождений истощены (они находятся на 3-й или 4-й стадии разработки). В процессе эксплуатации месторождений дебит скважин со временем уменьшается или прекращается практически полностью из-за выработки запасов УВ, высокой степени обводненности, высокого газового фактора, а также ухудшения коллекторских свойств пластов-коллекторов, как следствие в настоящее время по данным причинам на территории РФ простаивает большое количество скважин. В данном случае есть два варианта решения проблемы: бурение новых скважин или зарезка бокового ствола из уже существующей бездействующей скважины. Бурение новых скважин для замены вышедших из эксплуатации в целях восстановления сетки скважин на большинстве месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, является нецелесообразным. В этих условиях в качестве альтернативного, наиболее экономически эффективного решения может рассматриваться зарезка бокового ствола из существующей скважины. Большинство обычных вертикальных скважин на месторождениях Западно-Сибирского региона находятся в эксплуатации от 10 до 50 лет. Зачастую простые операции капитального ремонта, такие как дополнительная перфорация, кислотная обработка или гидроразрыв пласта, значительно увеличивают добычу. Но в случаях месторождений с большим количеством простаивающих скважин (60%) эффективным решением является использование скважин для бурения из них боковых стволов с горизонтальным окончанием. Зарезка боковых стволов скважин служит для интенсификации системы разработки месторождений, увеличения коэффициента извлечения нефти из продуктивных пластов и фондоотдачи капиталовложений. [14] В научной литературе выделяются следующие цели проведения ЗБС для добывающих компаний: 17 1. Вывод скважин из бездействия. 2. Выработка недренируемых участков (краевые зоны месторождений). В основном запасы, расположенные в краевых зонах месторождений или вблизи границы выклинивания пласта, характеризуются малыми толщинами при высоких коэффициентах нефтенасыщенности. Как правило, заложение на этих участках новых скважин экономически нецелесообразно. Однако в некоторых случаях из пробуренной скважины можно зарезать боковой ствол и получить дополнительную добычу нефти, извлечь которую другими средствами невозможно. 3. Интенсификация добычи из малопроницаемых коллекторов. Бурение горизонтальных боковых стволов из старых наклонно-направленных скважин показало высокую эффективность по малопроницаемым юрским отложениям. 4. Снижение обводнённости продукции. В высокообводнённых пластах остаются участки с высокой нефтеносностью. При разбуривании боковыми горизонтальными стволами подкровельной части таких пластов удаётся существенно повысить коэффициент извлечения нефти. Фактически проводится уплотняющее бурение, но с более низкими затратами. 5. Уход от фронта обводнения (нагнетания). При разработке пластов с использованием жёстких систем заводнения при прорыве фронта закачиваемых вод добывающие скважины быстро обводняются. В большинстве случаев не удаётся надёжно изолировать обводнённые интервалы пласта, поэтому зарезка бокового горизонтального ствола с уходом от фронта нагнетания в данном случае является самым эффективным методом. 6. Переход на другой (нижележащий) пласт, доразведка. Задачи, выполняемые компаниями для реализации поставленных целей: а) учет критериев при выборе скважин-кандидатов для проведения ЗБС в зависимости от поставленной цели; б) анализ технологических особенностей проведения ЗБС; в) выявление проблематики при реализации ЗБС; г) оценка экономической эффективности и востребованности метода ЗБС. 18 Одним из главных условий для эффективной зарезки боковых стволов является правильный выбор скважины, который предполагает необходимость учета следующих моментов: 1. Ожидаемый дебит скважины должен обеспечить требуемый отбор углеводородов на определенный период времени. 2. Информация о продуктивности планируемого бокового отверстия должна совпадать с информацией промышленных запасов нефти. 3. Выбор скважины определяется существующим вскрытием более одного продуктивного пласта или планируемым вскрытием нескольких продуктивных пластов в дальнейшем для обеспечения длительной эксплуатации скважины. После учета основных критериев выбора скважины под ЗБС, возникает необходимость более детального изучения основных геолого-технологических параметров системы пласт-скважина. В данном случае необходимо руководствоваться следующими критериями: 1) мощность пласта должна быть не менее 3 м для входа БГС; 2) азимут бурения БГС направляется в сторону залегания максимально извлекаемых запасов; 3) величины текущего давления должны обеспечивать эффективный процесс вытеснения нефти, в противном случае придется поддерживать пластовое давление заводнением; 4) возможность перевода ствола скважины под закачку вытесняющего агента; 5) для окупаемости затрат на строительство под ЗБГС остаточные запасы должны быть сопоставимы с извлеченными. При прочих равных условиях предпочтение отдается тем скважинам, которые уже пересекли невыработанные запасы [3]. 19 1.2 Анализ технологических особенностей зарезки бокового ствола Технология зарезки и бурения БС состоит из следующих последовательных этапов: 1. Начальный этап. Геологической службой недропользователя совместно с научно-исследовательским институтом подбирается скважина- кандидат для бурения бокового ствола с указанием его траектории. Для определения скважины – кандидата проводится анализ геологического материала, данных эксплуатации окружающих скважин, выделяются благоприятные зоны: наименее истощенные участки месторождений с наибольшими остаточными запасами. Геологической службой Управления буровых работ или Управления капитального ремонта скважин составляется проект на бурение БС и рассчитываются экономические показатели и технологические параметры бурения. 2. Подготовка скважины к зарезке БС. Проводится геофизическое исследование скважины (ГИС) с целью обследования технического состояния эксплуатационной колонны, состояния цементного кольца за колонной, наличия заколонных перетоков. В случае отсутствия цементного камня в верхней части эксплуатационной колонны проводится ее цементирование, либо вырезание и подъем колонны. Затем ствол шаблонируется, проводятся изоляционно-ликвидационные работы в нижней части ствола скважины. Выход из обсадной колонны осуществляется: – путем сплошного фрезерования обсадных колонн вырезающими устройствами (например, ВУС – 146); – помощью комплекса инструмента, включающего клин-отклонитель типа КОГ-146, КРОТ-146 с усиленным механическим креплением в обсадной колонне и многолезвийные фрезеры; – с помощью комплекса инструмента «КГБ», являющимся инструментом для зарезки БС из обсаженных скважин за один рейс – в обсадной колонне фрезеруется окно и бурится короткий ствол под КНБК [7]. 20 3. Бурение бокового ствола. Бурение БС ведут с мобильных буровых установок А-60/80 и АРБ-100 и облегченной БУ-75. Дальнейшее бурение БС ведется винтовыми забойными двигателями диаметром 127 - 85 мм, отклонителями с регулируемым углом перекоса, долотами 155,6 - 76 мм [6]. Ориентированное бурение проводится с использованием телесистем с кабельным (СТТ-108, ОРБИ-36) и электромагнитным (АТ-3, ЗТС-54) каналами связи. Известно, что дебит скважины или БС также зависит от качества первичного вскрытия пласта. Загрязнения пласта при бурении скважины или БС практически невозможно исправить в процессе эксплуатации различными методами повышения нефтеотдачи пласта. Поэтому особое внимание уделяется этому вопросу. Использование бурового раствора зависит от литологии вскрываемых пород: при вскрытии карбонатного коллектора глинистый раствор полностью заменяется на пластовую или пресную воду с добавлением ПВА, либо на аэрированный раствор; терригенные отложения вскрываются на полигликолевом ингибированном буровом растворе (γ = 1,6 - 1,26 г/см³, β = 30 - 35 сек., Φ = 4 - 6 см³/30 мин., ρ = 0,3 - 1,0 Омм). При проходке ведется инклинометрический контроль. После окончания бурения проводится ГИС открытого бокового ствола. 4. Крепление БС эксплуатационной колонной - хвостовиком (далее хвостовик). Применяется два основных способа заканчивания скважин [3]: – Спуск хвостовика до забоя и цементирование его по всей длине с последующей перфорацией цементного кольца (в основном для БС, которые бурят на терригенные отложения). – Спуск хвостовика до кровли продуктивного пласта и цементирование его с применением мер по защите пласта от попадания тампонажного раствора (в основном в БС, пробуренных на карбонатные отложения). Фактический профиль БС перед спуском хвостовика тщательно прорабатывают с промывкой, чтобы избежать синусоидальных и спиралевидных изгибов колонны труб. Диаметр хвостовика подбирается в 21 зависимости от диаметра эксплуатационной колонны основного ствола: в 9'' спускается 5'', в 6'' – 4'', в 5'' – 3''. Для создания монолитного цементного кольца используются: пластифицированные тампонажные растворы с пониженной водоотдачей, эффективные буферные жидкости на основе недефицитных реагентов, специальные режимы нагнетания тампонажных растворов в БС. В связи со значительной толщиной водонасыщенной части пластов в водонефтяных зонах и близлежащих водоносных пластов используются технологии заканчивания БС с установкой водоизолирующих экранов до пуска их эксплуатацию. Водоизолирующие экраны создаются с помощью: водоизолирующих жидкостей (на базе полимерных материалов) с использованием механизма осаждения полимера и гелеобразования; кварцевого песка. На рисунке 1.1 представлена схема компановки хвостовика бокового ствола с открытым забоем. Рисунок 1.1 – Схема компоновки “хвостовика” бокового ствола с открытым забоем Основной вариант ЗБС заключается в вырезании «окна». В скважину спускается клин-отклонитель (уипсток) с ориентирующим устройством и 22 устанавливается на искусственный забой. Работы по спуску и установке клинотклонителя производятся в соответствии с технологией фирм- производителей. Спуск компоновки на стальных бурильных трубах (СБТ) производится с замером длины инструмента со скоростью не более 0,2 м/с. Установка клин-отклонителя в наклонно-направленных скважинах должна производиться ориентировочно в пределах ±90º по отношению к азимуту искривления основного ствола в месте установки. После установки клин-отклонителя компоновка с подвесным устройством и телесистемой поднимается и спускается компоновка для вырезания «окна». Второй вариант забуривания бокового ствола рекомендуется осуществлять путём вырезания части эксплуатационной колонны, установки цементного моста на всю длину вырезанной части и забуриванием бокового ствола с цементного моста. При зарезке вторых стволов из обсадных колонн вырезание окна с клина чаще всего является более предпочтительным приёмом, чем фрезерование секции обсадной колонны по следующим причинам. 1. На участке вырезания окна высокое качество цементирования обсадной колонны не обязательно, в то время как при сплошном фрезеровании колонны при показаниях приборов акустической цементометрии (АКЦ) менее 70 % рекомендуется проводить дополнительное цементирование под давлением. 2. С точки зрения геологического разреза окна можно вырезать в любых породах, тогда как при фрезеровании секции желательно иметь в этом интервале песчаные породы. 3. При фрезеровании секции обсадной колонны для обеспечения выноса стружки к параметрам бурового раствора и режиму промывки предъявляются особые требования. При вырезании окна никаких специальных требований ни к параметрам бурового раствора, ни к режиму промывки нет. 23 4. При вырезании окна не возникает проблем, связанных с выносом металлической стружки, так как при вырезании окна образуется мелкая стружка, а объём фрезеруемого металла в 4–6 раза меньше, чем при фрезеровании секции колонны. 5. Зарезка второго ствола при использовании клина гарантирована на 100 %, так как осуществляется одновременно с вырезом окна. В случае фрезерования секции обсадной колонны зарезка второго ствола является отдельной операцией, и её успех не всегда гарантирован, так как зависит от целого ряда факторов: длины фрезерования секции; качества установленного цементного моста; типа и крепости пород в интервале зарезки; типа компоновки низа бурильной колонны (КНБК), режима зарезки и т.д. 6. Начало второго ствола, образованное желобообразным металлическим клином, надёжнее, чем образованное в цементном камне, так как этот участок в дальнейшем будет подвергаться воздействию элементов КНБК и замков бурильных труб при спускоподъёмных операциях и вращении бурильной колонны. Разрушение цемента в интервале второго ствола может привести к непредвиденным проблемам. 7. В вертикальных скважинах, благодаря применению гироскопического инклинометра, клин ориентируется, и новый ствол зарезается сразу в нужном направлении. В случае фрезерования секции второй ствол чаще всего забуривается произвольно и только затем разворачивается в нужном направлении. 8. Операция по вырезанию окна, как правило, дешевле операции фрезерования секции обсадной колонны. При выборе интервала зарезки второго ствола скважины руководствуются следующими критериями: 24 глубиной от устья до верхнего края залегания аварийного оборудования, исходя из этого, второй ствол забуривают на 30–50 м выше верхнего края аварийного оборудования; наличием в месте предполагаемой зарезки одной эксплуатационной колонны; наличием цементного кольца за обсадной колонной, его качеством; устойчивостью стенок скважины и минимальной твёрдостью горных пород, для этого лучше всего подходят глинистые пропластки; максимальной интенсивностью искривления ствола скважины выше интервала забуривания (она не должна превышать 2-3° на 10 м); глубиной нахождения муфт эксплуатационной колонны в интервале предполагаемого выреза; герметичностью эксплуатационной колонны в предполагаемом интервале; глубиной кровли продуктивного пласта; отклонением нового ствола от вертикали; радиусом искривления в интервале набора зенитного угла; глубиной текущего забоя. На основании всего вышеперечисленного выбирают интервал и проектируют профиль скважины для зарезки второго ствола. Третий вариант забуривания второго ствола скважины через щелевидный вырез в эксплуатационной колонне проводят в 3 этапа: 1) устанавливают клиновой отклонитель; 2) фрезеруют вырез в колонне; 3) забуривают дополнительный ствол. При создании выреза применяют, как правило, стационарные отклонители (рис. 1.2). Существует множество конструкций отклонителей, которые отличаются друг от друга формой рабочей части клина и способом их фиксации в колонне. 25 Наибольшее распространение при создании выреза получили стационарные клиновые устройства. Такие отклонители фиксируются в колонне на расчётной глубине путём установки на цементный мост (на металлический забой), созданный специально спущенной колонной насосно-компрессорных труб, или на стыке муфтового соединения обсадной колонны. Многообразие конструкций клиновых устройств связано с отсутствием надёжного отклоняющего инструмента для забуривания дополнительных стволов в обсаженных скважинах через щелевидные вырезы. Наиболее сложные аварии связаны с поворотами отклоняющего клина вокруг оси скважины или с отходом верхнего козырька клина от стенки обсадной трубы. При забуривании дополнительного ствола из выреза уменьшенной длины бурильная колонна ломается. Сложные аварии обычно ликвидировать не удаётся. В таких случаях все операции по вырезанию окна в колонне повторяются заново. Отклоняющий инструмент ориентируют путём визированного спуска или ориентирования на забое. Для этого используют данные об азимуте в интервале забуривания нового ствола. Ввиду спуска отклоняющего инструмента на трубах малых диаметров (73 и 89 мм) пользуются гироскопическими инклинометрами диаметром 50 и 36 мм. В качестве режущего инструмента при создании щелевидного выреза в обсадной колонне используют райберы различных типов. Наиболее распространены райберы типа фрезер-райбер (ФРС) № 1, 2 и 3. Основным райбером № 1 прорезывают отверстие в колонне, затем райбером № 2 отверстие увеличивают на длину скошенной части отклонителя, а райбером № 3 вырез обрабатывают и калибруют. 26 Рисунок 1.2 – Схема отклонителя висячего типа, установливаемого на стыке труб: 1 – райбер; 2 – направление; 3 – болт; 4 – отклонитель; 5 – защелка; 6 – фиксатор; 7 – плашка; 8 – шток; 9 – пружина Райбер с центрирующим направлением (РЦН), разработанный в Азербайджанском государственном научно-исследовательском и проектном институте нефтяной промышленности (АзНИПИнефти), является универсальным, так как позволяет за один рейс получить полноразмерный вырез в обсадной колонне. Конструкция райбера РЦН представлена на рисунке 1.3. Райбер состоит из двух рабочих элементов, соединённых между собой пере водником 2. Нижний рабочий райбер 3, имеющий форму усечённого конуса, прорезает колонну, а верхний райбер 1, имеющий цилиндрическую форму, калибрует вырез. Нормальный ряд райберов типа РЦН разработан для обсадных колонн диаметрами 141, 146 и 168 мм. Режущие элементы райберов армируются пластинами твёрдого сплава марок ВК8, Т17К12, Т5К12В. В 27 райберах малого диаметра, когда окружная скорость невелика, могут быть использованы быстрорежущие стали. Рисунок 1.3 – Рейбер РЦН конструкции АзНИПИнефти: 1 – верхний рейбер; 2 – переводник; 3 – нижний рейбер. Райберы, как правило, армируются осколками карбида вольфрама, что даёт возможность после сработки повторно направлять рабочие поверхности инструмента. Применение таких фрез на глубине свыше 3000 м в колоннах из высокопрочной стали марки Р-110 позволяет сократить число спускоподъёмных операций не менее чем на два рейса для получения одного полноразмерного выреза. Четвертый вариант забуривания второго ствола скважины в интервале сплошного выреза обсадной колонны осуществляется роторным способом. Образование сплошного выреза в обсадной колонне позволяет упростить забуривание дополнительного ствола. При роторном способе забуривания могут быть использованы отклоняющие клиновые инструменты, устанавливаемые на цементный забой и фиксируемые в нижней части. 28 Образование сплошного выреза ослабляет обсадную колонну, поэтому область выреза необходимо дополнительно закреплять цементированием участка скважины, включающего ослабленный интервал. Наличие цементного моста позволяет забуривать дополнительный ствол без применения стационарных отклонителей. Наибольшее распространение для забуривания дополнительных стволов получили съёмные клинья (уипстоки) и шарнирные отклонители, конструкция которых показана на рисунке 1.4. Съёмный клин (рис. 1.4 а) устанавливают на забой, предварительно образованный разбуриванием цементного камня. Отклоняющий инструмент в виде уипстока и направляющей трубы с шарошечным долотом уменьшенного диаметра спускают до искусственного забоя и забуривают новый ствол. Отклоняющий инструмент повторно спускают ориентировано до тех пор, пока не будет получено проектное направление по зенитному углу и азимуту скважины. Шарнирный отклонитель (рис. 1.4 б) используют для забуривания дополнительного ствола с цементного забоя. Для этого предварительно подготавливают забой в цементном мосте. Ввиду малой точности ориентирования шарнирный отклонитель чаще всего применяют при забуривании дополнительного ствола в произвольном направлении. После образования нового направления необходимо проработать интервал забуривания расширителем для снятия уступов. В мягких породах при забуривании дополнительного ствола допускается использование долбящих долот (рис. 1.4 в). Долбящее долото имеет скошенные лопасти. При ударах долотом по забою, а также под действием струи промывочной жидкости в цементном мосту и породе вырабатывается углубление, которое используется в дальнейшем в качестве направляющего участка для обычного долота. В ряде случаев целесообразно дальнейшее бурение с образовавшегося уступа проводить с использованием уипстока или шарнирного отклонителя. 29 Рисунок 1.4 – Забуривание второго ствола в интервале вырезанного участка колонны с цементного моста Одним из условий эффективности разработки месторождения БГС является качественное проектирование их траекторий. Проектирование профиля заключается в формировании регламентирующих параметров, выбора типа профиля, определении комплекса параметров, необходимых для его расчёта, построении и оптимизационной процедуры расчёта выходных параметров траектории БГС. При определении профиля БГС следует руководствоваться: – возможностью его выполнения, т.е. соответствием современному уровню техники и технологии; – оптимальным сочетанием входных и выходных параметров. При проектировании БГС следует учитывать вероятность пересечения соседних стволов, определяемую с помощью автоматизированных расчётов. Профили проектируются плоскостными или пространственными. Если зенитный угол составляет 55–75º, скважина считается пологой, если 75–97º – горизонтальной. |