Понятия о менеджменте, современных технологиях в нефтегазовой отрасли
Ответы к контрольной работе
1.1. Понятия о менеджменте, современных технологиях в нефтегазовой отрасли.
Таким образом, нефтегазовая отрасль - это богатство России. Энергодобывающая промышленность РФ тесно связана со всеми отраслями народного хозяйства, имеет огромное значение для российской экономики. Спрос на нефть и газ достаточно стабилен, хотя и подвержен кризисам и снижениям цен, что в российских налоговых условиях даже может поставить экспортные операции на грань ликвидности. Поэтому в успешном развитии нашей нефтегазодобывающей промышленности заинтересованы практически все развитые государства мира и в первую очередь мы сами.
Влияние крупного предприятий на экономику страны проявляется в следующих аспектах:
Во-первых, только крупные компании могут аккумулировать средства, достаточные для инвестирования в обновление своих производственных фондов и создания новых производственных мощностей. Более того, уже сейчас ряд предприятий осуществляет инвестиции в те сектора экономики, которые сейчас не могут самостоятельно подняться;
Во-вторых, если посмотреть, кто является источником налоговых и иных поступлений в государственный бюджет, то окажется, что в основном это крупнейшие российские компании. Именно крупные предприятия могут обеспечивать устойчивые отчисления на общественные нужды, а также оказывать содействие в проведении социальных программ;
В-третьих, российская экономика все более становится зависимой от мировых экономических процессов и все более вынуждена отвечать на конкурентный вызов, который проистекает из внешней среды. Лучше всего это могут сделать крупные компании, ибо при определенных условиях потенциально только они на внутреннем рынке смогут составить реальную конкуренцию крупным зарубежным компаниям и сохранить рабочие места;
В-четвертых, крупные компании являются реальной, а может быть, и единственной эффективной силой, которая может противостоять беспределу чиновничества и организованной преступности. Пока они еще не проявили себя в достаточной мере в этой роли. Но уже есть примеры.
В-пятых, крупные компании становятся центрами современного менеджмента. В них стремятся попасть лучшие специалисты, выпускники самых престижных вузов и ведущих школ бизнеса. Многие компании имеют хорошо отлаженные системы организационного развития, в управлении этими компаниями достаточно широкое применение находят передовые информационные технологии.
Относительно быстрый рост имеют те организации, кто сумел воспользоваться благоприятной ценовой конъюнктурой на мировых рынках. Прежде всего это нефтяная (рост экспорта более чем на 7,5% при увеличении внутреннего потребления на 3%) и газовая (3,5% и 1,7%) промышленности. Прибыльность крупного бизнеса снижается второй год подряд, причем ускоряющимися темпами. В этом году суммарный объем балансовой прибыли компаний составил 764,7 млрд. рублей. Снижение по сравнению с прошлым годом -- 10,8% (4,7% годом ранее). Но если в 2006 году основным фактором снижения прибыли стало падение мировых цен на энергоносители и продукцию металлургии, то сейчас причины не столь однозначны. На результатах крупных нефтегазовых компаний сказалось в основном усиление налоговой нагрузки вследствие введения налога на добычу полезных ископаемых и рост транспортных расходов. В итоге они потеряли 4,3% прибыли относительно прошлого года. И это на фоне благоприятной ценовой конъюнктуры. В цветной же металлургии снижение массы прибыли более чем на 63% обусловлено в первую очередь именно снижением мировых цен на продукцию отрасли. В электроэнергетическом секторе балансовая прибыль сократилась почти на две трети, а в угольной - практически вдвое.
1.2. Отечественные системы бурения боковых дополнительных стволов. Общие положения.
Бурение боковых стволов из существующих скважин дает новую жизнь старым месторождениям.
В результате недавнего всплеска активности технической мысли были разработаны новые способы «оживления» старых месторождений нефти и газа и тех участков залежей, которые не были затронуты разработкой. Однако для принятия оптимальных решений нужен коллектив специалистов широкого профиля с кругозором, выходящим за пределы традиционной научно-технической специализации, характерной для нефтяной отрасли.
Новые технологии и стратегия промысловых сервисных работ, созданные в течение последнего десятилетия, способствовали тому, что наиболее предприимчивые добывающие компании пришли к общему мнению о необходимости дать новую жизнь старым скважинам. Сейчас, когда «оживление» месторождений с падающей добычей является главным направлением деятельности нефтегазодобывающих компаний, необходимы дополнительные усилия для отбора наиболее рациональных технических решений. Конечной целью любых «улучшающих» проектов является оптимизация добычи и экономических показателей, и сервисные компании принимают самое активное участие в достижении этой цели.
Совершенствование технологий бурения увеличило число скважин, из которых можно бурить боковые стволы с короткими и средними радиусами кривизны, а также разветвленные стволы, применяя бурильные колонны из обычных или гибких труб.
1.3. Технические правила организации работ и бурения бокового ствола на кусте эксплуатационных скважин.
Бурению боковых стволов обычно предшествует спуск гироскопического инклинометра и каротажных приборов для уточнения пространственного положения обсадной колонны и эксплуатационного объекта. На основе этой информации выбирается глубина фрезерования обсадной колонны и забуривания бокового ствола. В выбранном интервале проводится цемент метрия (АКЦ), и если цементное кольцо за колонные плохие качества, то после фрезерования старый цемент из открытого интервала удаляют раздвижным расширителем, который заодно увеличивает диаметр скважины.
Если при забуривании из вертикального ствола ориентирование отклонителя выполняется с помощью магнетометра, то освобождают от обсадной колонны интервал порядка 18 м. Длина фрезеруемого участка может быть уменьшена, если для ориентирования КНБК используется гироскопический компас. Участок открытого ствола скважины перекрывают прочным цементным мостом. Чтобы избежать магнитных помех, мост разбуривают до глубины, на 6 м выше подошвы открытого интервала. Недостатком метода фрезерования обсадных труб по всему сечению являются повышенные требования к прочности цементного моста для забуривания и трудности поиска головы нижней секции обсадной колонны, если туда потребуется войти после бурения бокового ствола. Во многих случаях механическая скорость бурения ограничивается условиями выноса шлама из скважины, а для горизонтального участка проблема выноса шлама становится еще сложнее. Конструкция современных инструментов для фрезерования предусматривает образование мелкой, не формирующей клубков стружки, легко удаляемой из скважины. При фрезеровании предпочтительней промывать скважину полимерными, а не глинистыми буровыми растворами. Растворы на углеводородной основе вообще не рекомендуется применять для фрезерования.
Альтернативой фрезерованию всего поперечного сечения труб является вырезание окон в обсадной колонне. Это требует установки ориентированного уипстока и фрезерования окна в несколько этапов. После того, как у ипстокустановлен в нужном направлении, срезается шпилька, соединяющая его с фрезером.
1.4. Обоснование места и способа зарезки дополнительного ствола.
Зарезка второго ствола – это метод восстановления работоспособности скважин, который применяют в тех случаях, когда известными способами их нельзя отремонтировать, а бурение новых скважин нерентабельно.
Зарезка и бурение второго ствола состоят из следующих этапов:
- Выбор места в колонне для вскрытия «окна».
- Установки цементного моста и отклонителя.
- Вскрытия «окна» в колонне.
- Бурение второго ствола до заданной глубины.
- Электрометрических работ.
- Спуск новой экс.колонны.
- Перфорация.
Рекомендуется вскрывать «окна» в интервалах, сложенных глинистыми породами, интервалах однорядной колонны и в интервалах с цементным кольцом хорошего качества. Перед спуском отклонителя колонну проверяют шаблоном, шаблонируют. Диаметр и длина шаблона должна быть больше на 3 – 4мм и на 2 -3м больше соответствующих размеров отклонителя. С помощью локатора муфт определяют местонахождение двух-трех муфт обсадной колонны, между которыми предполагается вскрывать «окно». Оклонитель – инструмент, предназначенный для обеспечения необходимого отклонения райбера при вскрытии окна в колонне и придающий начальное направление буровому инструменту при забуривании второго ствола. Он представляет собой плоский или желобообразный клин, спускаемый в скважину на бурильных трубах. Тип отклонителя выбирают с учетом диаметра колонны. Наиболее распространен отклонитель марки ОЗС.
Устанавливают цементный мост и спускают отклонитель на небольшой скорости с наблюдением за показаниями индикатора веса. При достижении отклонителем кровли цементного моста срабатывает телескопическое устройство, шпильки срезаются и отклонитель, перемещаясь вниз, закрепляется плашками в обсадной колонне. Затем резкой посадкой инструмента (8 – 10 т) срезаются болты, соединяющие отклонитель со спускным клином, и бурильные трубы поднимают с клином.
Для вскрытия окна в обсадной колонне применяют комплект трех фрезер-райберов типа ФРС, комбинированный райбер, универсальный райбер РУ, райбер-фрезер РПМ, универсальное вырезающее устройство УВУ.
1.5. Выбор конструкции скважины с учетом геологических особенностей разреза Западной Сибири и наличия МП с позиций ТЭП.
Под конструкцией эксплуатационного забоя понимается конструкция низа обсадной эксплуатационной колонны в районе продуктивного пласта. Конструкция должна отвечать определенным требованиям:
- Устройство ствола в процессе всего периода эксплуатации.
- Проведение технологических операций по повышению нефтеотдачи.
- Возможность проведения ремонтно-изоляционных работ.
- Максимальная производительность скважины.
Из всех имеющихся способов устройства эксплуатационного забоя для конкретных условий данной скважины: коллектор неустойчивый, водоносный горизонт лежит ниже подошвы продуктивного пласта на 10 метров, выбираем следующий метод: ствол скважины выше продуктивного горизонта при первичном вскрытии остается открытым, не закрепленный обсадными трубами, вскрытие продуктивного горизонта осуществляется на промывочной жидкости, обеспечивающей сохранность открытого ствола скважины. В этом случае бурится до глубины, на 50 м ниже подошвы продуктивного горизонта. Затем в скважину спускается до забоя обсадная колонна и цементируется по всей длине, в последствии обсадная колонна и цементный камень в районе эксплуатационного объекта перфорируется.
Этот метод имеет следующие достоинства: прост в реализации; позволяет селективно сообщать скважину с любым пропластком продуктивной залежи; стоимость собственно буровых работ может быть меньше, чем при других методах.
Под несовместимыми условиями бурения понимают такое их сочетание, когда заданные параметры процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен колонной. С этой целью строится график совмещенных давлений на основании данных, представленных в табл. Из графика следует, что интервалы, несовместимые по условиям бурения в разрезе отсутствуют.
Проектируемое число и глубины спуска обсадных колонн должны обеспечить:
- Долговечность скважины.
- Герметичное разобщение всех проницаемых пород.
- Сохранность запасов полезных ископаемых.
- Минимальную вероятность осложнений.
- Минимальную металлоемкость.
- Минимум затрат на единицу добываемой продукции.
Практически обязательными являются кондуктор и эксплуатационная колонна, направление отсутствует, так как бурение и крепление кондуктора длится двое суток и размыва устья не происходит.
1.6. Требование к профилям боковых стволов и многозабойным скважинам с точки зрения ТЭП.
Боковые стволы с различными радиусами искривления имеют вместе с тем свои преимущества и недостатки с точки зрения самого процесса бурения.
Боковые стволы, как и обычные скважины, могут быть наклонно направленными, пологими и горизонтальными, перекрытыми обсадными трубами и с открытым забоем, с зацементированной в пласте колонной и с не цементируемым фильтром, спущенным в зону продуктивного пласта.
Боковые стволы наклонные или с горизонтальным окончанием строятся из эксплуатационных колонн существующего фонда нефтяных и газовых скважин с целью извлечения остатков нефти в залежах, при невозможности дальнейшей эксплуатации выработанного пласта или по иным причинам. Наибольшее количество скважин построено с эксплуатационными колоннами диаметром 146 и 168 мм. Иногда необходимо провести забуривание нового ствола через стенку промежуточной колонны диаметром 273, 245 или 219 мм. В настоящем пособии представлено большинство существующих конструкций и размеров технических средств, которые могут быть использованы для этой цели.
Боковой ствол бурится согласно расчетному проектному профилю. При планировании профиля определяется точка зарезки, интервал искривления, конец набора кривизны, наклонно направленный участок, интервалы дополнительного набора, падения и стабилизации угла искривления.
Бурение боковых стволов (БС) в настоящее время становится одним их основных способов восстановления бездействующих и увеличения производительности малодебитных скважин.
1.7. Выбор способа бурения, забойных двигателей, КНБК, отклоняющих устройств, конструкции вырезающих фрезеров-райберов, их технические характеристики, правила эксплуатации.
Для измерения фактической траектории обсаженного ствола скважины, параметров дополнительного ствола и ориентирования отклоняющей КНБК внутри обсадной колонны и в открытом стволе используются гироскопические инклинометры и инк-линометрические телеметрические системы (ИГ-36, ИГ-50, ДНГ, «Гидрокурсор», «SRO», ЭТО-2М, МСТ-45, «Radius».
В основном в средствах контроля и измерения параметров ствола скважины и положения отклоняющих КНБК используются гидравлический, кабельный и электромагнитный каналы связи. Измеряются следующие параметры: зенитный угол, азимут, положение отклонителя и глубина спуска системы (при оснащении глубиномером).
В гироскопическом инклинометре отклонение от вертикали определяется измерительным потенциометром и совпадает с углом, образованным вертикальной и продольной осями зонда. Измеряемый азимут - это угол, образованный проекцией вертикальной оси зонда на горизонтальную плоскость и ранее выбранным направлением.
Сигналы отклонения азимута, поступающие из зонда посредством каротажного кабеля, передаются на пульт измерения. Измерительная часть системы образована компенсационными потенциометрами отклонителя и азимута с индикаторным микроамперметром.
Питающая часть системы оснащена разветвленным входом для питания прибора как постоянным, так и переменным током. Трансформаторные и выпрямительные контуры питающей системы служат для преодоления падений, вызванных сопротивлением каротажного кабеля. Конструкции приборов рассчитаны на подключение каротажных кабелей разных диаметров с числом жил не менее трех.
Для соблюдения правильных соотношений напряжения в приборе должно быть обеспечено определенное сопротивление проводов в используемом кабеле, что достигается за счет подсоединения вспомогательных сопротивлений. Для обеспечения более быстрого разбега гироскопа до рабочих оборотов (34 000-60 000 мин-1) служит вспомогательный источник питания, установленный в зонде.
1.8. Требования к буровым растворам при бурении дополнительного ствола, а также для бурения многозабойных скважин (ТЭП в бурении).
Промывка скважин - одна из самых ответственных операций, выполняемых при бурении. Первоначально назначение промывки ограничивалось чисткой забоя от частичек выбуренной породы и их выносом из скважины, а также охлаждением долота. Однако по мере развития бурового дела функции бурового раствора расширились.
Теперь сюда входят:
- вынос частиц выбуренной породы из скважины;
- передача энергии турбобуру или винтовому двигателю;
- предупреждение поступления в скважину нефти, газа и воды;
- удержание частичек разбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;
- охлаждение и смазывание трущихся деталей долота;
- уменьшение трения бурильных труб о стенки скважины;
- предотвращение обвалов пород со стенок скважины;
- уменьшение проницаемости стенок скважины, благодаря коркообразованию.
Соответственно буровые растворы должны удовлетворять ряду требований:
- выполнять возложенные функции;
- не оказывать вредного влияния на бурильный инструмент и забойные двигатели (коррозия, абразивный износ и т.д.);
- легко прокачиваться и очищаться от шлама и газа;
- быть безопасными для обслуживающего персонала и окружающей среды;
- быть удобными для приготовления и очистки;
- быть доступными, недорогими, допускать возможность многократного использования.
1.9. Химическая обработка буровых растворов. Типы буровых растворов для бурения боковых стволов с горизонтальным окончани.
Химическая обработка бурового раствора обеспечивает получение раствора определенных качеств согласно геолого-техническому наряду. Обработка раствора способствует: снижению водоотдачи и уменьшению толщины глинистой корки; получению минимального значения статического напряжения сдвига; понижению вязкости; лучшему закреплению неустойчивых пород; дотвращению потерь циркуляции или снижению ее; сохранению глинизирующей способности раствора при разбуривании соленосных и гипсоносных толщ; утяжелению раствора и сохранению при этом его подвижности; противодействию влиянию высоких температур; сохранению чистоты ствола скважины.
Химическая обработка буровых растворов сульфит-спиртовой бардой, конденсированной сульфит-спиртовой бардой, окзилом, окисленым лигнином, пекором, сулькоромй некоторыми другими подобными реагентами приводит к вспениванию системы.
Химическая обработка бурового раствора - это введение в него некоторых химических веществ с целью сохранения или улучшения его свойств без существенного изменения плотности.
Химическую обработку бурового раствора проводят в процессе промывки скважины либо в перерывах между долблениями. В первом случае химические реагенты вводят в начале циркуляционной системы. Во втором случае химические реагенты подают в емкость циркуляционной системы.
1.10. Биополимерные растворы, эмульсии, применяемые в Западной Сибири.
На данный момент для бурения под эксплуатационную колонну применяется естественно наработанный буровой раствор 4-го класса опасности, в основном это глинистые растворы на основе акриловых полимеров. Однако существуют условия, в которых применение обычного классического раствора на основе поли акриламидов может быть сопряжено с рядом сложностей. Одним из таких обстоятельств является получившее в последнее время широкое распространение на месторождениях Западной Сибири бурение под эксплуатационную колонну одним или двумя долблениями, без проведения промежуточных подъемов. Бурение по такой технологии заставляет предъявлять повышенные требования к буровому раствору по отношению к выносу шлама из скважины и обеспечению качественного процесса строительства в целом и характеристикам, обеспечивающим повышенные удерживающие и выносящие способности, особенно при вскрытии геологических разрезов Алымской, Вартовской, Мегионской свит и Юрской системы. И это приводит к непроизводительным временным затратам по проработкам и дополнительным промывкам ствола скважины при СПО.
Успех бурения скважин в значительной степени зависит от состава и свойств буровых растворов, которые должны обеспечивать безопасность и безаварийность ведения работ при высокой скорости бурения и качественное вскрытие продуктивного пласта. Применение буровых растворов с регулируемыми свойствами оправданно требует значительных средств, зато экономит затраты времени на работы, связанные с авариями, осложнениями, проработками и промывками, длительностью и результатами освоения.
Несмотря на возросший уровень технологий бурения глубоких скважин с различными углами наклона, в интервалах залегания глинисто-аргиллитовых горных пород возникают осложнения в виде осыпей и обвалов. На борьбу с осложнениями ежегодно затрачивается от 4 до 10% календарного времени. Поэтому предотвращение осложнений, в особенности при бурении глинисто-аргиллитовых горных пород, остается актуальным вопросом.
В настоящее время одним из главных требований к буровому глинистому раствору, предназначенному для бурения проницаемых интервалов скважин, является его минимальная фильтрация. Рядом ученых была сформулирована концепция направленного создания практически непроницаемых барьеров в разрезах скважин за счет применения полимерных растворов с использованием классического закона подземной гидравлики – закона Дарси и формулы притока Дюпюи.
1.11. Технические средства контроля направленного бурения при многозабойном бурении скважин и бурении дополнительных стволов из обсаженных скважин, контроль ТЭП бурения.
Многозабойными (многоствольными) считаются скважины, из которых пробурены ответвляющиеся стволы для решения различных техникогеологических задач. Любая многозабойная скважина является наклонно-направленной, так как для бурения нового ответвления требуется отклонить ствол от первоначального направления. Горизонтально разветвленные скважины - это разновидность многозабойных, так как их проводят аналогичными способами, но в конечном интервале бурения зенитный угол доводят до 90°.
К конструкции многозабойной скважины предъявляются следующие основные требования:
- ствол скважины должен позволять прохождение к забоям стволов бурящийся скважины и отклоняющих компоновок требуемых геометрических параметров;
- во всех интервалах ствола должна быть возможность искривления скважины с максимальной интенсивностью;
- все участки скважины должны обеспечивать возможность крепления искривленных интервалов обсадными трубами;
- по возможности ствол скважины должен позволять проведение геофизических исследований.
Технология проводки многозабойной скважины сводится к следующему. До кровли продуктивного пласта или же несколько выше бурят обычную скважину.
От нее в продуктивном пласте в разные стороны бурятся ответвления (дополнительные стволы). В первую очередь до проектной глубины проводится ствол, имеющий максимальное проектное отклонение. Последующие дополнительные стволы забуриваются из него последовательно снизу-вверх. В случае если продуктивный пласт сложен неустойчивыми породами, ограничиваются бурением одного ствола с горизонтальным вхождением в пласт. После того как многозабойная скважина пробурена, ее, как правило, до места зарезки самого верхнего дополнительного ствола обсаживают колонной. Для бурения резко пологих дополнительных пластов были разработаны специальные компоновки низа бурильной колонны. Основной частью этих компоновок является короткий забойный двигатель, позволяющий производить искривление стволов с радиусом кривизны порядка 25...50 м вместо 250 м и выше, получаемых при работе стандартными забойными двигателями. Кроме того, сравнительно небольшая масса и малая длина коротких забойных двигателей позволяют значительно эффективнее использовать момент упругих сил, создаваемый обычными отклонителями.
1.12. Подготовка ствола скважины к спуску колонны-хвостовика. Типы цементных растворов с учетом геологических и термобарических условий в Западной Сибири, ценовая политика при выполнении технологических операций.
Подготовка ствола скважины является одним из важнейших процессов, определяющих надежность и качество крепления. Обзор отечественной и зарубежной литературы, а также изучение промысловых материалов показывают, что не существует единого подхода к выбору техники и технологии подготовки скважин к креплению. Так, в объединении Грознефть при подготовке ствола применяют последовательно пять компоновок, на что требуется до трех недель времени.
Подготовку ствола скважины необходимо начинать с его опрессовки избыточным давлением на 7 5 МПа с помощью гидромеханического пакера, установленного в кровле продуктивного пласта. Проработку ствола, промывку, выравнивание параметров раствора нужно производить строго по проектной технологии. Подготовка обсадных труб к спуску в скважину начинается с входного контроля.
Подготовку ствола скважины и обсадных труб к спуску колонны, спуск и цементирование обсадных колонн проводят по плану, разработанному в соответствии с проектом на строительство скважины и фактическим состоянием ствола скважины и утвержденному руководством предприятия.
После подготовки ствола скважины на бурильной колонне спускают хвостовик до заданной глубины. При спуске хвостовик и бурильные трубы заполняют буровым раствором. После про-давки цементного раствора вращением вправо отвинчивают бурильные трубы от хвостовика и приподнимают их на несколько метров. Через бурильные трубы прокачивают буровой раствор, чтобы удалить из них и скважины излишки цементного раствора, поднявшегося выше верхней муфты хвостовика. В случае применения буферной жидкости последнюю закачивают перед тампонажным раствором, а иногда и после него.
После подготовки ствола скважины к испытанию, определения места установки пакера последовательно собирают узлы испытателя и опускают его.
Процесс подготовки стволов скважин под спуск обсадных колонн должен быть ориентирован не на последовательное (от рейса к рейсу) увеличение диаметра калибраторов (и соответствующее увеличение R), а на увеличение их числа и расстояний между ними. При подготовке ствола следует уделять повышенное внимание контролю за износом калибрующих и центрирующих элементов и их своевременной замене. Спуск более жесткой КНБК в скважину допускается только при условии свободного прохождения в ней менее жесткой КНБК.
1.13. Технология освоения скважины с дополнительным стволом и многозабойных скважин, влияния на экономические показатели работы бурового предприятия.
Применяют следующие методы освоения скважин с дополнительным стволом и многозабойных скважин:
- уменьшение уровня жидкости в скважине,
- уменшение плотности жидкости в скважине,
- свабирование,
- закачка аэрированной жидкости,
- закачка пенных систем,
- по согласованию с геологической службой допускается вызов притока производить механизированным способом.
Величина депрессии на пласт выбирается с учетом конкретных геолого-физических характеристик пласта, степени его загрязнения и ограничений по допустимому перепаду давлений в зоне эксплуатационного объекта. Выбор метода освоения зависит от:
- геологических условий,
- условий разработки,
- технического состояния колонны,
- учета организационно-технических условий,
-экономических факторов.
При освоении каждой скважины составляется план. Существуют типовые и индивидуальные планы. В плане указываются мероприятия по:
- предотвращению деформации эксплуатационной колонны,
- предотвращению нефтегазоводопроявлений,
- предотвращению прорыва воды,
- предотвращению снижения проницаемости,
- предотвращению замазученности.
В начальный период эксплуатации (в течение первых 6 месяцев), рекомендуется осуществлять гидродинамические исследования скважин на установившемся и неустановившемся режимах с целью определения гидродинамических параметров пласта (продуктивность, проницаемость).
Пространственное положение интервала забуривания по отношению к горизонтальному эксплуатационному участку должно быть оптимальным с точки зрения экономической целесообразности. Величина отхода точки забуривания до начала эксплуатационного забоя должна быть минимальной, но не менее допустимой интенсивности искривления бокового ствола. Максимально возможный отход от точки забуривания до начала эксплуатационного объекта (горизонтального участка) обуславливается техническими возможностями буровой установки и особенностями геологического разреза скважины.
