ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

КР 130503 01 СД 02 02 18 ПЗ

Выполнил студент гр. 4ЭД-08 Юсупов Р.Ф.

Проверил Хисаев Ш.А.

2011

Содержание

ВВЕДЕНИЕ 3

1.ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ:

1.1 0бщие сведения о Юлдузовском участке Юсуповской площади 5

1.2 Характеристика нефтяных пластов 7

1.З Характеристика нефтяных флюидов 12

1.4 Текущее состояние разработки месторождения 16

1.5 Конструкция скважины №6686-Г Юсуповской площади 17

2.ТЕХНИКО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ:

2.1 Разработка месторождений с помощью Гориз. скважин. 20

2.2 Конструкция Гориз.скв. 22

2.3 Условия применения Гориз. скважин. 25

2.4 Виды и причины осложнений при эксплуатации и применяемые методы борьбы 27

2.5 Опыт эксплуатации Гориз.скв. 31

2.6 Методика определения технологической эффективности применения Гориз.сн 36
З.ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

3.1 Техника безопасности и охрана труда при строительстве скважин. 38

ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 Охрана недр и окружающей среды при добыче нефти. 42

ЗАКЛЮЧЕНИЕ46

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ48

Графическая часть:

Схема устройства Горизонтальной скважины №6686 - Г Юсуповской площади

В условиях прогрессирующего обводнения нефтяных месторождении и опережающей дыр обо тки наиболее продуктивных пласт об одним из резервов сохранения достигнутых уровней добычи в старых нефтедобывающих регионах страны является повышение степени извлечения нефти. Это может быть достигнуто в результате совершенствования системы разработки нефтяных месторождении, широкого внедрения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов, массового проведения геолого-технических мероприятий (ГТН).

Поскольку основным способом разработки нефтяных месторождении Башкортостана является заводнение нефтяных пластов, преимущество отводится таким способам повышения нефтеотдачи, которые могут использоваться при существующей системе и технологии разработки нефтяных залежей. Наряду с хорошо апробированными МУН широкое применение находит горизонтальная технология разработки месторождении нефти и газа ~ бурение и эксплуатация горизонтальных скважин.Бурение горизонтальных скважин — наиболее эффективный метод повышения дебитов нефти.

На бурение и строительство каждой горизонтальной скважины составляется индивидуальный проект. На этапе проектирования определяется месторасположение, траектория, длина горизонтального участка, конструкция, прогнозные значения дебита и другие параметры скважины.

Применение горизонтальных технологии позволяет решить ряд проблем разработки нефтяных, нефтегазовых и газовых месторождений.

В настоящее время технология разработки нефтяных месторождении системой горизонтальных скважин получила научную основу. Это позволяет при ежегодном вводе в эксплуатацию 25-30 горизонтальных скважин осуществлять рентабельную разработку месторождении с трудноизвлекаемыми запасами. На научной основе улучшена конструкция , выпускается и осваивается оборудование высокого уровня, что позволяет значительно удешевить горизонтальные скважины и повысить их производительность.

В экономическом отношении эти районы являются сельскохо- зяйственными, промышленные предприятия отсутствуют. Ближайшая железная дорога Самара-Казань проходит в широтном направлении по северной части Башкортостана. Она удалена от описываемого района на 80... 90 км. Наиболее крупными железнодорожными станциями являются Камбарка и Янаул.

По южной и юго-западным частям района протекает судоходная река Белая. Лесные массивы распространены участками по правому берегу р. Белой и в бассейне р. Быстрый Танып. Леса смешанные. Из полезных ископаемых, кроме нефти, имеются: торф, суглинки, пески и галечник.

В геоморфологическом отношении описываемый район является всхолмленной равниной, которая постепенно понижается в сторону рек Белой и Быстрый Танып. Наиболее приподнятые участки рельефа расположены в районе Бельско-Таныпского водораздела, с отметками рельефа до + 225 м.

Климат района континентальный, с продолжительной холодной зимой и коротким жарким летом.

Юсуповская площадь Арланского месторождения в тектоническом отношении по каменноугольным отложениям приурочена к центральной части Иванаевского тектонического вала.

Юсуповское поднятие расположено в северо-западной части этого участка и осложнено двумя куполами: северо-западным и юго-восточным, двумя незначительными прогибами на крыльях Северо-западный купол незначительный по размерам. Он имеет округлую форму несколько вытянутую в северо-западном направлении по изогипсе - 1165 м, высота его составляет около 5 м. Юго-восточный купол оконтуривается изогипсой1150м.

1.2 Характеристика нефтеносных пластов

Основные продуктивные горизонты на Арланском месторождении и в частности на Юсуповской площади, приурочены к терригенным отложениям каменно-угольной системы. Карбонатные отложения этой системы также содержат залежи нефти. Суммарная толщина отложений в среднем и нижнем отделах достигает 900 метров. Терригенные отложения приурочены к нижнему карбону и имеют толщину от 35 до 144 м. в елховеком, бобриковском, тульском горизонтах и до 16 м. в алексинском горизонте. Промышленно-нефтеносными являются также известняки турнейского яруса. На площади широко развиты пермекче отложения. Представлены они в основном карбонатными осадками, известняками и доломитами. В кунгурском ярусе встречаются прослои и линзы ангидритов и гипсов. Общая толщина нижне-пермских отложений достигает 380метров. Верхний отдел пермской системы представлен терригенными красноцветными породами, глинами, алевролитами, песчаниками. Общая толщина красноцветных отложений достигает 250м. Глубина залегания продуктивных горизонтов нижнего карбона колеблется в пределах 1200... 1300м. среднего -800...900метров.

Разрез ТТНК сложен отложениями елховского, радаевского, бобриковского и тульского горизонтов. Выделено пять продуктивных пластов в пределах Юсуповской площади. Это пласты С-П, С- IV, C-V1₀, С-V,C-VI. Среднее число песчаных пластов (коэффициент расчленённости ) составляет 3,4. Наблюдается весьма сложное сочетание развития различных пластов в плане. Коллекторы различных пластов терригенной толщи имеют преимущественно одинаковый вещественный состав, но отличаются по своим коллекторским свойствам, связанным с типом цементации, количеством цементирующего материала, размерностью зерен и т.д.

Пласт С-П имеет широкое распространение на Юсуповской площади. Коллекторы представлены в разрезах 80% скважин. Преобладают толщины 3,0...6,0метров при максимальном значении Юметров. Отмечается чередование зон средних и малых толщин с зонами перемещения и замещения коллекторов.

Пласт С-IV представлен коллекторами в разрезах 1,5% скважин, коллекторы имеют линзовидное строение, Отмечается всего шесть линз небольших размеров. Толщины коллекторов изменяются от 1,0 до 4,2м.

Пласт C-V представлен как мелкозернистыми песчаниками, так и крупнозернистыми алевролитами. Кварцевые зерна сцементированы углисто-глинистыми, реже карбонатными цементами, тип цементации — поровый, базальный, редко контактовый. Породы отличаются значительной углистостью. Поры межзерновые и межагрегатные неправильной и щелевидной формы, размеры их по длине оси составляют 0,02...0,46 мм. Количество пелитовой фракции около 10% и больше, минералогический состав её выявлен в разрезах 50% на Юлдузовском участке.

Таблица 1. Коллекторские свойства пластов.

Преобладают толщины 3,0м. и на значительной части его отмечается совпадение в плане зон развития коллекторов пластов C-V и C-VI. На Грем-Ключевском и Иванаевском участках коллекторы пласта C-V встречены лишь в разрезах двух скважин.

Пласт С-VI представлен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками и крупнозернистыми, часто плохо отсортированными и глинистыми алевролитами. Цемент пород глинистый и карбонатный, иногда с включением гипса и ангидрита.

На Юлдузовском, Грем-Ключевском, Иванаевском участках пласт С-VI₀ имеет линзовидное строение, здесь преобладают толщины от 1,0 до 2,0м. при максимальном значении 9,0 метров. Преобладающее развитие песчано-левролитовых пород отмечено на Юлдузовском участке, размеры линз достигают 5км при ширине 0,5... 1,0км.

Пласт С-VI сложен преимущественно мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, иногда крупнозернистыми алевролитами. Алевролиты характерны для участков с уменьшенными толщинами. Пласт С - VI имеет широкое развитие, толщины коллекторов иногда достигают 17,2 м; преобладают толщины 3 м. Отмечается чередование зон средних и малых толщин с зонами замещения коллекторов. Обширные зоны замещения выявлены на востоке и юго-востоке. Зоны замещения небольших размеров встречаются на всех участках. Пласт С- VI расчленён на 2.. .4 прослоя.

В песчаных коллекторах угленосной толщи сконцентрированы основные запасы нефти и газа. В этой толще выделяются три укрупненные пачки: нижняя , средняя и верхняя. Средние значения пористости и проницаемости коллекторов составляют соответственно 21,6%, 0,795 мкм². Коллекторские свойства песчаников больших толщин значительно выше, чем в зонах меньших толщин.

Положение ВНК залежей нефти контролируется структурным фактором. Абсолютные отметки водонефтяного контакта колеблются: по пласту С -II в пределах - 1136 - 1174 м., по пласту С - VI в пределах —1156 — 1176 м.

1.3 Характеристика нефтяных флюидов

Коэффициент пористости характеризует емкостные свойства пористой среды. Данные по пористости представляют собой результаты лабораторных анализов кернов, произведенных в БашНИПИнефть. Согласно исследованиям можно считать, что коэффициент пористости в пластах со случайной неоднородностью подчиняется нормальному закону Средние параметры пористости продуктивных пластов Юсуповского участка сведены в табл. 1.1.

Таблица 1.1 Пористость продуктивных пластов Юсуповского участка Арланского месторождения

В отличие от пористости коэффициент нефтенасыщенности изменяется в более узких пределах. Результаты определения коэффициента начальной нефте­насыщенности продуктивных пластов Ново-Хазинской площади по геофизическим данным представлены в табл. 1.2.

Таблица 1.2 - Начальная нефтенасыщенность пластов Юсуповского участка Арланского месторождения

Коэффициент проницаемости является одним из важнейших, параметров пласта. От величины проницаемости, зависят дебиты скважин, скорости перемещения водонефтяного контакта, коэффициента нефтеотдачи. Он определялся по данным исследования кернов, по индикаторным кривым и кривым восстановления давления. Коэффициент проницаемости угленосной толщи C₁^ful + C₁^bob равен 0,480 мкм, а турнейского яруса - 0,060 мкм.

Эффективная толщина песчаников является основным параметром при определении технологических показателей разработки. Результаты обработки эффективной толщины по продуктивным пластам сведены в табл. 1.3.

Таблица 1.3 Эффективная толщина продуктивных пластов Юсуповсого участка Арланского месторождения

Нефти различных пластов идентичны все они высокосернистые, смолистые, вязкие с высоким содержанием асфальто-смолистых веществ. Газовый фактор низкий. Температура пласта 24-27 ⁰С. Начальное пластовое давление на месторождении составляло 12,4 МПа. Наиболее тяжелые и вязкие нефти отмечены по пласту VI-C^bob при вязкости 54 мПаС. По пласту ||-С^tul вязкость уменьшается до 38,2 мПаС при плотности 0,892 г/см³.

Содержание смол и асфальтенов очень непостоянно и колеблется. В среднем асфальтенов - 7,19 %, смол- 15,2 %. Содержание парафина- 1,96 %, а серы - 2,95 %.

Попутные газы состоят из негорючей части, представленной азотом, и горючей - углеводородной. В табл. 1.4 приведен средний состав попутных газов. Плотность газа по воздуху - 1,216.

Пластовые воды терригенной толщи нижнего карбона относятся к хлоридно-кальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппе. В солевом составе вод преобладают хлориды натрия и калия, образующие первую соленость, величина которой изменяется в пределах от 78 до 86 % -зкв. Наиболее высоконапорные воды пласта С-VI. Ввиду резкой литологической изменчивости пород-коллекторов и весьма пологого падения пластов, воды, приуроченные к другим пластам (С-1 - С- VI'), носят застойный, ненапорный характер, так как имеют слабую гидродинамическую связь с общей пластовой водонапорной системой. Минерализация пластовой воды по месторождению колеблется от 800 до 810 мг- зкв/100 г и плотность от 1180 до 1182 кг/м³.

Таблица 2. Состав газа(средний) по пласту.

аопаоаопоапо

Таблица 2. Состав газа(средней) по пласту

Физико – химические свойства воды.

Воды различных пластов Юсуповской площади по химическому составу и степени минерализации имеет несущественное различие. В таблице 3 приводятся характеристики пластовых по продуктивным горизонтам.

кнкк

1.4 Текущие состояние разработки Юсуповской площади Арланского месторождения.

Юсуповская площадь Арланского нефтяного месторождения разрабатывается с 1962 года. Запасы утверждены в ГКЗ в 2000 году. В 2002 году в ЦКР утвержден «Проект доразработки Арланского нефтяного месторождения».

В 2005 году добыто 324,222 тыс. тонн нефти, темп составил 0,67% от начальных и 8,98% от текущих извлекаемых запасов.

С начала разработки добыто 45309,942 тыс. тонн нефти или 93,24% от извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,412.

Добыча жидкости за отчетный год составила 6877,809 тыс. тонн, что на 13,865 тыс. тонн (0,2%) больше чем в 2004 году. Обводненность повысилась на 0,2% и составила 95,3%. Закачено в пласты 5550,180 тыс. куб. м. воды или 87,6% от отбора жидкости.

Компенсация отбора закачкой с начала разработки составила по площади 97,6%, в том числе по терригенной толще нижнего карбона — 43,9%, по турнейскому ярусу - 53,7%.

В 2005 году переведена под закачку одна скважина. Введено из бездействия 37 добывающих скважин, из которых добыто 6094 тонн нефти и 15139 тонн жидкости.Внедрено 22 технологии МУН, выполнено 57 скважино-обработок.

Дополнительная добыча нефти составила 60579 тонн (18,7% от всей добычи). Бурением бокового ствола отремонтирована одна скважина (6078), всего стало 15 скважин с боковыми стволами. За год на добывающих скважинах проведено 174 ГТМ с дополнительной добычей 31018 тонн нефти (9,57% от всей добычи).

В отчетном году ликвидированы две скважины старого фонда (495; 606) - обе из числа добывающих.

2.ТЕХНИКО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Разработка месторождений с помощью горизонтальных скважин

Бурение горизонтальных скбажин (ГС) начато 55 лет назад. Анализ их зксплуатации показывает, что дебиты таких скважин по сравнению с вертикальными увеличиваются в 5-6 раз, иногда в 15 раз.

Наиболее целесообразной областью применения систем разработки с ГС являются низкопродуктивные месторождения в терригенных и карбонатных коллекторах, а также нефтяные оторочки газонефтяных месторождении. Низкая продуктивность традиционных систем разработки с вертикальными скважинами объясняется прорывом конуса газа, а при наличии подошвенной воды одновременно и порывом конуса воды.

Конечный коэффициент нефтеизвлечения в зависимости от мощности этапа нефтеносности на этих участках составляет 5-15%. Системы разработки с ГС вследствие большой протяженности дренажных каналов позволяют эксплуатировать скважины при низких депрессиях и избежать преждевременного прорыва конуса газа и воды.

Эффективность систем разработки горизонтальными скважинами еще выше в условиях газоконденсатных месторождений. На таких месторождениях можно осуществлять разработку с поддержанием давления путем закачки сухого газа в верхнюю часть газовой шапки. При этом будет происходить эффективное вытеснение нефти жирным газом, а последнего сухим газом. Таким образом, будет сочетаться сайклинг — процесс с разработкой нефтяной оторочки. Значительного внимания заслуживает применение рассматриваемых систем разработки на месторождениях нефти высокой вязкости. При этом эффективность горизонтальных скважин выражает не только в увеличении дебитов, но и возможности закачки теплоносителя, при которой заметно сокращаются потери тепла через кровлю и подошву пласта.

Большой интерес вызывает проблема доразработки истощенных месторождений. Основное количество статочных запасов сосредоточено на объектах, разрабатываемых с применением методов заводнения. Перспективно создание дренажных каналов в зонах пласта, расположенных между существующими сильно обводненными вертикальными скважинами. Горизонтальная скважина более сложное сооружение. Основное отличие горизонтального бурения от обычного наклонно-направленного в том, что первая должна проводиться с большей точностью.

Значительные усилия, прилагаемые для совершенствования техники и технологии бурения ГС, а также приобретаемый опыт позволяют достигать все более впечатляющих результатов.

системы типа СТТ, КЛИН, ОРБИ и ОНИКС с кабельным или ЗИС-4- с электромагнитным каналом связи.

3) для контроля за параметрами ствола скважины используется инклинометр типа ИМММ73-120/60 ТУ39-1536-УП с комплектом специального инструмента для измерения в стволе скважины зенитными углами более 50°.

4) для отбора керна в горизонтальном стволе используется короткий,

длиной 2,5-Зм, колонковый набор-надставка на ВЗД. К началу бурения наклонного участка на буровую вызывается каротажная партия с телесистемой для наклонного участка с телесистемой

Для управления траектории и применяют забойные компоновки. Они бывают 2-х типов:

1) управляемые - позволяют активно управлять траекторией
скважины с поверхности. Оно состоит из долота, калибратора,
двигателя отклонителя и телесистемы;

2) неориентируемые — ведется бурение участков стабилизации или малоинтенсивного изменения зенитного угла и азимута. Она состоит из долота, удлинителя, стабилизатора, забойного двигателя и телесистемы.

Для бурения ГС применяется 3-х интервальный профиль-

1— вертикальный участок;

2— участок набора зенитного угла;

3— горизонтальный участок.

Зенитный угол в горизонтальной скважине достигается с помощью калибратора и удлинителя длиной до 1м,

Радиус участка набора зенитного угла приблизительно равен 300-700м в зависимости от применяемого механизма искривления.

Отклонение от вертикалей от 100 до 800м. Радиус искривления иногда доходит до 70-100м.

Контроль за пространственным положением ствола скважины при углах до 50° производится стандартными инклинометрами, спускаемой на кабеле. При зенитных углах более 50° измерение производится инклинометром ИН1-721 конструкции ВНИИ НПГ, спускаемым в контейнере на бурильных трубах.

Профиль горизонтального участка ствола скважины оптимально размещать в наиболее продуктивных пластах преимущественно параллельно напластованию, если нет веских основании для иной модификации профиля.

В настоящее время буровики оснащены современными технологическими средствами (навигационные системы MWD, забойные двигатели с изменяемой геометрией и др.), организована служба сопровождения горизонтального бурения (НП ООО «Горизонт»), что позволяет значительно повысить технико-экономические показатели строительства горизонтальной скважины и их продуктивность. Осуществлен полный переход на двухэтапный цикл строительства горизонтальной скважины с предварительным спуском 168 мм колонны в кровельную часть продуктивного пласта и последующим вскрытием коллекторов долотами малого диаметра (14 0-146мм) с применением легких растворов неионогенных ПАВ или малоглинистых полимерных растворов. В результате сроки строительства горизонтальной скважины сокращены в 2 раза, продолжительность бурения горизонтальных стволов снизилась с 25 до 5 суток, относительная стоимость скважины с 2,2 до 1,5 раза.

2.3 Условия применения горизонтальных скважин

Создание систем разработки нефтяных месторождений с использованием горизонтальных скважин (ГС) является одним из приоритетных направлений научно-технического прогресса в нефтегазодобывающей отрасли по вовлечению в промышленную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти. Это связано с тем, что к 1990 г. структуре запасов углеводородов увеличилась доля подготовленных к разработке месторождений, относящихся к категории низкопродуктивных (трудноизвлекаемых), содержащих низкопроницаемые и неоднородные пласты и коллекторы, в том числе с высоковязкой нефтью.

С целью ускорения работ по созданию научной и технической базы для реализации систем разработки месторождений с применением горизонтальных и разветвленно горизонтальных скважин в 1991 году была разработана и утверждена отраслевая утонченная комплексная программа «Горизонт», предусматривающая за 1991-1995 года решение следующих задач:

-создание научных основ проектирования и разработки нефтяных месторождений с помощью ГС;

-составление проектов и технологических схем разработки с применением ГС и их реализация;

-создание технологий и технических средств строительства ГС со средними (80-150 м) и малыми (40-80 м) радиусами искривления ствола с применением гидравлических забойных двигателей и электробуров, в том числе для бурения из существующих эксплуатационных колонн с радиусом искривления 10-30 м;

-разработка и внедрение оптимального комплекса геофизического и гидродинамического оборудования для информационного обеспечения как процессов бурения с применением телеметрических систем контроля

траектории и управления стволом скважины с помощью проводного,

.

гидравлического или электромагнитного канала связи, так и эксплуатации ГС;

-создание технологий и технических средств закачивания, освоения, эксплуатации и ремонта ГС, в том числе скважин, пробуренных из существующих вертикальных стволов.

Для выполнения работ по комплексной программе "Горизонт" было привлечено свыше 30 научно-исследовательских и конструкторских организаций не только Миннефтегазпрома, но и смежных министерств и ведомств (Мингео, Минобороны, Минавиапрома, Минметаллургии, Минтяжмаша и др.). Кроме того, участвовало более 20 нефтегазодобывающих объединений и буровых предприятий. Несмотря на некоторые объективные трудности, основной из которых является отсутствие стабильного финансирования научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР), получены положительные результаты выполнения заданий программы "Горизонт".

Усилиями высококвалифицированных специалистов ВНИИнефти, ВНИИОЭНГ, БашНИПИнефти, СибНИИНП и других институтов созданы научные основы проектирования и разработки нефтяных месторождений с помощью ГС, которые нашли отражение в соответствующих научно-технических отчетах по научно-исследовательским работам, монографиях, периодических изданиях. При этом были учтены зарубежные публикации по ГС. Территориальными НИПИ совместно с ВНИИнефтью, ВНИИОЭНГом, ВНИИнефтепромгеофизикой составлены проекты и технологические схемы разработки трудно извлекаемых запасом нефтяных месторождений.

В каждом конкретном случае при составлении проектных документов средняя длина горизонтальных стволов должна определяться из решения оптимизационной задачи с привлечением стоимостных нормативов. Здесь необходимо отметить следующий аспект разработки нефтяных мес­торождений. Реальные залежи нефти, особенно в карбонатных отложениях, в той или иной степени слоисто и зонально неоднородны по всем параметрам: пористости, проницаемости, толщине, трещиноватости. Важнейшей особенностью и преимуществом ГС в таких условиях является то, что гори­зонтальный ствол длиной сотни, а иногда более тысячи метров может вскрыть в неоднородном пласте один или несколько участков повышенной продуктивности или сильно трещиноватые зоны. Этим объясняется в большинстве случаев увеличение дебита ГС в 10—15 раз по сравнению с дебитом окружающих вертикальных скважин.

За последние годы проявляется повышенный интерес к ГС при составлении проектных документов. В технологических схемах разработки нефтяных месторождении Башкортостана рассмотрены варианты с использованием скважин с горизонтальным забоем. На 19 месторождениях предложено бурение более 1400 таких скважин. Большинство скважин предусматривается пробурить на башкирские и турнейские отложения. Предлагается в основном применение трехрядной системы заводнения с раз­мещением горизонтальных скважин по треугольной сетке 400 х 400 м. Ряд нагнетательных скважин с вертикальным забоем располагается через три ряда горизонтальных в шахматном порядке. Предметом дискуссии среди нефтяников, является вопрос об ориентации горизонтального ствола относительно системы мелких и крупных трещин. При этом, видимо, следует учитывать, что на малых глубинах (300—600 м) имеются и в большинстве случаев образуются горизонтальные трещины, на глубинах более 1000 м создаваемые трещины ориентированы вертикально, а в интервале 600— 1000 м они имеют неопределенную ориентацию.

Как показывают гидродинамические расчеты дебитов и движения водонефтяного контакта и анизотропном трещиноватом пласте, направление горизонтального ствола перпендикулярно трещинам увеличивает дебит ГС, но ускоряет обводнение скважин.

Основными причинами низкой эффективности ГС в России являются недостатки при составлении проектной документации, несовершенство технических средств и технологий строительства этих скважин, ограниченность информации, используемой при строительстве и эксплуатации ГС. Первые две причины приводят к ошибочному расположению траектории ствола ГС относительно ГНК, ВНК и границ нефтяного пласта. Ошибки при заканчивании строительства ГС вызывает несоответствие крепления горизонтального ствола скважины геологическим условиям в этой зоне.

К основным проблемам строительства и эксплуатации ГС в России следует отнести:

-необходимость научно обоснованной, официально признанной методики разработки нефтяных месторождений системой ГС, технологических регламен­тов на их проводку и эксплуатацию;

-необходимость повышения надежности методов выбора объектов с применением ГС;

-создание высокоточных и надежных телеметрических систем с электромагнитным и гидравлическим каналами связи;

-создание и организация производства технических средств оперативного управления траекторией ГС;

-ускорение разработки технических и технологических средств строительства и эксплуатации ГС, обеспечивающих их эффективное использование;

-необходимость объединения усилий геологов, буровиков, эксплуатационников с учетом экономических условий для достижения одной цели - обеспечения эффективной эксплуатации ГС.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: