Зарезка боковых стволов реферат

Обновлено: 02.07.2024

Зарезка боковых стволов - это эффективная технология, позволяющая увеличить добычу нефти на зрелых месторождениях и коэффициент извлечения нефти (КИН) из пластов, вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами.
Путем бурения боковых стволов в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки продуктивного пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти (ТрИЗ), добыча которых ранее не представлялась возможной.

Применение технологии ЗБС способствует увеличению нефтеотдачи пластов и фактически заменяет уплотнение скважин.
Соответствующие технологии помогают сохранить скважину и сэкономить затраты на освоение скважины.

Причем эксплуатация боковых стволов эффективна для всех типов залежей.
Себестоимость дополнительно добытой нефти из вторых стволов, как правило, ниже ее среднего значения по месторождениям, а затраты на их строительство окупаются в течение 1-2 лет.
Для увеличения длины ствола в продуктивном нефтеносном пласте используется строительство скважин с несколькими горизонтальными участками.
Дополнительный эффект можно получить от совмещения зарезки боковых стволов с другими технологиями (ГРП, пологие скважины и тд).

Фонд бездействующих скважин огромен, только в России этот фонд превышает 40 000 ед.
Часть этого фонда можно реанимировать методом бурения боковых стволов.
Кроме отсутствия необходимости дополнительных затрат на коммуникации и обустройство, появляются возможности вовлечения незадействованных участков залежей.

Применяются разные методы ЗБС из скважин бездействующего фонда:
- вырезание участка колонны,
- бурение с отклоняющего клина и тд

К бурению с вырезанием участка колонны нужно отнести и бурение скважин с извлечением незацементированной колонны с бурением полноразмерного ствола.

Нет никакого различия от бурения обычных наклонно-направленных скважин, поэтому рассмотрим 2 других варианта.

Вырезание протяженного участка, с тем чтобы было возможно при ЗБС удалить от магнитных масс магнитометрические датчики забойных телеметрических систем контроля траектории ствола.

При этом варианте существенны затраты связанные со временем:

- Вероятность вырезания участка достаточного для выполнения технологической операции за один спуск мала, необходима неоднократная смена вооружения вырезающего устройства.
- Кроме установки обязательных изоляционных мостов возникает необходимость установки дополнительного цементного моста, на который в последующем и наращивается основной мост.
- Достаточно сложен и продолжителен процесс наработки желоба и начала бурения нового ствола, особенно учитывая малые диаметры долота, забойного двигателя и бурильного инструмента.
- Проблематична зарезка бокового ствола по данной технологии при больших (свыше 30 о ) зенитных углах, так как эксцентричная работа трубореза приводит к быстрому износу вооружения и даже его поломке.

Небольшая коррекция рассматриваемого варианта повысила шансы по возможности применения технологии.

Абсолютное большинство эксплуатационных скважин - наклонно-направленные и точка зарезки выбирается на криволинейном или, что происходит чаще, наклонном участке, можно считать заведомо известным азимут.

Поэтому нет необходимости вырезания участка колонны большой протяженности, достаточно вырезать столько, сколько нужно для обеспечения отклонения для выхода бурильной колонны из обсадной.

В зависимости от диаметров колонн и проектных интенсивностей это составляет интервал 6 - 10 метров, что существенно меньше по сравнению с предыдущим вариантом, где протяженность участка вырезания составляет не менее 18 метров. Большое количество боковых стволов было пробурено по такому варианту технологии в Удмуртнефти, начиная с середины 1990 х гг.

Несмотря на существенное, по сравнению с базовой технологией, сокращение затрат времени, общие затраты времени на бурение боковых стволов были не ниже, чем на бурение новых скважин, а сокращение материальных затрат - малым утешением при получении стволов меньшего Ø.

В РФ технология бурения боковых стволов из вырезанного участка колонн полностью вытеснена технологией зарезки с отклоняющего клина (уипстока), которая разделяется на несколько подвариантов.
- традиционный - когда каждый этап: спуск якоря, клина, стартового райбера, зарезного и расширяющего райбера проводился отдельным спуском.
- на комплекты райберов, позволяющих за 1 спуск создать окно, для дальнейшего бурения бокового ствола и основная разница заключается в способах заякоривания.
Наиболее распространены якоря с упором на забой.
Недостатками таких якорей являются:
- Необходимость установки надежного опорного цементного моста, на что требуются существенные затраты времени.
- Механическое заякоривание требует создание определенных нагрузок и если раскрытие запроектировано на небольшое усилие, то высока вероятность как преждевременного срабатывания его в стволе при спуске, так и проворота при бурении.
В случае необходимости создания больших нагрузок для заякоривания возникают проблемы с созданием этих нагрузок, особенно в наклонно-направленном стволе.

В Татнефти используется способ с применением в качестве якоря профильной трубы, достоинством которой наряду с высокой надежностью является отсутствие необходимости опорного цементного моста.
Технология предусматривает спуск компоновки, включающей профильную трубу и специальную трубу, внутри которой находится отклонитель.
1 м спуском предусматривается спуск заякоривания отклонителя, отворот и выброс специальной трубы после подъема, 2 м - спуск комплекта райберов и зарезка бокового ствола. Недостатками способа являются:
- Применение жесткой компоновки, требующей специальной подготовки скважины.
- Проблематичность в ориентировании отклонителя.
- Необходимость выполнения операции в 2 этапа.

НПП Горизонт разработало и запатентовало устройство для многоствольного бурения скважин, когда используется профильный перекрыватель в качестве проходного якоря, без внесения существенных изменений в остальные элементы устройств.
Применение специальных якорей и пакеров, предусматривающихся при традиционных технологиях, занимает кольцевое пространство между их корпусами и эксплуатационной колонной.
В условиях малого проходного размера эксплуатационной колонны и необходимости применения компоновок с обеспечением транспортировочных зазоров внутренние размеры корпусов посадочных устройств оказываются чрезвычайно малыми, не позволяющими проводить работы ниже этих устройств.
Применение профильного перекрывателя в качестве проходного якоря позволило обеспечить максимальное проходное отверстие при оптимальном транспортном размере. В устройстве, в отличие от аналогов, не происходит существенной потери Ø в якоре, а потери происходят в посадочной втулке, представляющей собой полую трубу с косым верхним (перовидным) срезом и шпоночным пазом, начинающимся от основания паза.
Внутреннее отверстие ограничивается транспортным Ø компоновки и толщиной стенки втулки. Верхняя часть устройства представляет собой ответную посадочную втулку с направляющей шпонкой, устройства регулировки положения клина относительно шпонки и удлинителей, обеспечивающих требуемую глубину точки зарезки относительно якоря. Устройство может быть выполнено любого Ø по размеру ствола скважины.

Выполнение операции производится следующим образом:
1. Производится спуск якоря посадочной втулки на разъединителе, созданием избыточного давления в трубном пространстве производится заякоривание, после чего производится разъединение якоря от посадочной втулки;
2. При помощи направляющего стержня гироскопическим инклинометром, а при зенитных углах свыше 5 о любым датчиком отклонителя определяется положение шпоночного паза;
3. На устье выставляется направление клина относительно шпоночного паза, а также устанавливается глубина точки зарезки;
4. Дальнейшие операции производятся аналогично любым традиционным методам зарезки боковых стволов с клина;
5. При необходимости возможно извлечение клина, смена его положения относительно направляющей и зарезка дополнительных стволов без ограничения их количества.

Его применение может позволить производить зарезку боковых стволов точно по требуемому направлению, с любой глубины, при любых углах наклона скважины. Применение его возможно как при зарезке боковых стволов, так и при бурении многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин без потери нижележащего основного ствола.

Помимо того преимущества, что не теряется основной ствол, и зарезка происходит сразу в требуемом направлении, даже несмотря на большие материальные затраты по сравнению с зарезкой боковых стволов из вырезанных участков, или с применением отклонителей с упором на забой отмечено снижение затрат на выполнение работ в связи с сокращением сроков их выполнения.

Однако, наибольший эффект ожидается при бурении многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин, так как устройство и технология будут применяться не только при бурении, но также при избирательном проведении геофизических исследований и воздействии в процессе эксплуатации.

Особо следует отметить возможности при бурении разветвленно-горизонтальных скважин с установок непрерывных труб. В этом случае каждый дополнительный ствол может быть пробурен одним спуском, в то время как при бурении обычными бурильными колоннами потребуется, как минимум, 2 спуска инструмента.

Точно также упрощается обслуживание многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин в процессе эксплуатации и проведении геофизических исследований при помощи установок непрерывных труб, а именно, за 1 спуск можно избирательно провести требуемые работы на любом ответвлении или основном стволе.

Дополнительным достоинством способа является то, что компоновки не обладают жесткостью и не требуется специальной подготовки скважины. Недостаток способа - необходимость 2 х спусков.

Применяется также вариант зарезки бокового ствола за 1 спуск. В этом случае профильная труба соединяется с отклонителем, а гидравлическое соединение профильной трубы с бурильным инструментом производится через специальные трубки, вмонтированные в корпус фреза. Такое упрощение способа приводит к увеличению жесткости компоновки, затруднениям с ориентированием, но в ряде случаев такой способ эффективен.

Зарезка применяется для того, чтобы успешно вернуть в рабочее состояние любую из скважин, которая не может быть задействована из-за геологических и технических условий. Благодаря методике удается задействовать в работу те участки пласта земли, из которых трудно добывать ресурсы по многим причинам. Применим метод в основном для месторождений газа и нефти, а также для воды, что повышает работу в малодебитных местах.

Чаще всего данный метод применяется, как аварийная мера. При этом осуществляется бурение дополнительных стволов. При таких боковых зарезках все расходы очень быстро окупаются, и это значительно дешевле, чем производить поиски места залегания необходимого сырья, и бурить новую шахту. Сети новых стволов бурятся на используемых месторождениях, поэтому данный процесс непростой. Все работы должны производиться только профессионалами, имеющими большой опыт в данном деле. Это позволит избежать всевозможных рисков и проблем. Чтобы не было пересечения основных и боковых шахт, необходимо точно рассчитать траекторию новых скважин. А такие расчеты возможны только при помощи высокотехнологического оборудования и обширных познаний в сфере создания дополнительных скважинных стволов.

Целью работы является анализ эффективности применения боковых стволов при разработке нефтяных месторождений

1. Зарезка боковых стволов

На всех разрабатываемых месторождениях имеются бездействующие и малодебитные скважины. Очевидно, что сокращение числа бездействующих и малодебитных скважин является важным резервом увеличения добычи нефти, газа и газового конденсата и позволит получить дополнительную отдачу от ранее сделанных капитальных вложений на бурение этих скважин.

Одним из эффективных методов восстановления бездействующих или увеличение дебита работающих скважин является бурение бокового наклонного или горизонтального ствола из вырезанного участка обсадной эксплуатационной колонны.

Бурение боковых стволов дает возможность увеличить дебит старой скважины за счет вскрытия пластов ранее считавшихся нерентабельными или пропущенных, более продуктивных зон пласта, а также позволяет обойти зоны загрязнения и обводнения пласта в пласте.

Стоимость и срок окупаемости капитальных затрат на строительство бокового ствола значительно ниже аналогичных показателей бурения новой скважины за счет использования большей части ствола существующей скважины и имеющейся инфраструктуры месторождения.

Кроме того, боковой ствол проходит вблизи зоны продуктивного пласта, которая уже охарактеризована керновым материалом и каротажными данными, результатами испытания и эксплуатацией старой скважины, что существенно сокращает затраты на геофизические исследования.

увеличить дебит скважины за счет вскрытия продуктивного пласта дополнительным стволом, как наклонно-направленным, так и горизонтальным;
отремонтировать бездействующую скважину, которая не эксплуатировалась по техническим причинам (заклинка ЭЦН, расхождение колонны и т. д.);
уменьшить объём бурения новых скважин и сократить капитальные вложения на разработку месторождений.[6]

удорожание бурения на 10-50% прибурение горизонтальной части ствола и дополнительные затраты за счёт длины горизонтально ствола;
технические и технологические трудности, связанные с освоением, исследованием и ремонтнопрофилактическими работами в горизонтальных скважинах;
возможность образования гидрозатворов при не правильном выборе профиля горизонтального ствола и оборудованием таких скважин фонтанными трубами;
существенное влияние параметров анизотропии при вскрытии горизонтальным стволом продуктивных неоднородных пластов.[1]

более равномерное стягивание контура нефтегазоносности, что увеличивает коэффициент заводнения и, следовательно, конечную углеводородоотдачу;
более высокий охват пласта вытеснением;
горизонтальный ствол, протягиваясь по продуктивному горизонту на десятки и сотни метров, соединяют друг с другом линзы, участки повышенной и пониженной проницаемости, каверны и трещины;
более высокое значение предельного безводного и безгазового дебита при разработке залежей с активной подошвенной водой и газовой шапкой;
снижение градиента скорости в призабойной зоне пласта и, как следствие, уменьшение вероятности возможных осложнений при эксплуатации скважин;
более высокая производительность при фиксированном забойном давлении, в случае разработки объектов с аномально высоким пластовым давлением.

Требования к выбору скважин для бурения в них горизонтальных стволов:

1. Все работы по зарезке и бурению БС представляются следующими основными этапами:

- выбор основных стволов для заданного множества забоев БС;

- расчет траектории БС;

- зарезка и бурение бокового ствола;

- закачинвание бокового ствола.

состояние эксплуатационной колонны выше интервала зарезки бокового ствола по данным соответствующих приборов и опрессовки должно быть технически исправным;
необходимо обладать достоверной информацией о траекториях стволов подобранной и соседних с ней скважин для предотвращения пересечения стволов.

пространственное положение интервала забуривания должно быть оптимальным с точки зрения экономической целесообразности. Величина отхода точки забуривания до начала эксплуатационного забоя должна быть минимальной, но не менее величины, определяемой допустимой интенсивностью искривления бокового ствола, максимальный отход от точки забуривания до начала эксплуатационного забоя обусловливается техническими характеристиками буровой установки и вероятной глубиной забуривания;
допустимая величина разности азимутальных направлений основного и нового стволов не должна превышать величины, определяемой техническими возможностями бурения бокового ствола;
траектория бокового ствола должна иметь минимальную вероятность пересечения с существующими и проектными стволами соседних скважин;
поиск оптимальных вариантов, отвечающих технико-экономической целесообразности использования обводненных и бездействующих скважин для зарезки и бурения боковых стволов, должен осуществляться, как правило, с использованием автоматизированных программ.[4]

Проектирование профиля заключается в формировании регламентирующих параметров, выборе типа профиля, определении комплекса параметров, необходимых для его расчета, построении оптимизационной процедуры расчета выходных параметров траектории БС.

При проектировании БГС следует учитывать вероятность пересечения соседних стволов, определяемую с помощью автоматизированных расчетов.

Если зенитный угол составляет 55-75°, скважина считается пологой, если 75-97° - горизонтальной.

форму профиля бокового ствола;
радиус искривления при выходе на горизонталь;
угол охвата резко искривленного участка.

I - трехинтервальный профиль;

II, III - двухинтервальный профиль;

IV - четырехинтервальный профиль.

Рис. 1. Типы профилей:

I - трехинтервальный; II, III - двухинтервальный; IV - четырехинтервальный; участки: 1- набора зенитного угла; 2-стабилизации; 3- падения зенитного угла; 4- выхода на горизонталь; 5- горизонтальный.

Профиль БГС состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей и горизонтального участка.

Под направляющей частью профиля понимается часть бокового ствола скважины от ее устья до точки, являющейся началом горизонтального участка. На стадии проектирования бурения началом горизонтального участка считается точка входа в заданный цилиндр допуска. Высота цилиндра - коридор проводки горизонтального участка, радиус окружности (круга допуска) - максимально допустимое отклонение фактического забоя от проектного. Эти параметры определяются с учетом технологических возможностей бурения, исходя из последствий в нарушении сети разработки месторождения.

В практике бурения боковых стволов средние радиусы искривления на участке набора зенитного угла в зависимости от геологических условий и технического оснащения бригад составляют 60-660 м. Этот показатель также зависит от решаемой с помощью БС задачи. В одних случаях, например при наличии на забое аварийного инструмента, радиусы могут составить малую величину, позволяющую реализовать небольшой отход от старого забоя. В других случаях, например при полном обводнении скважины, радиус искривления составляет большую величину с целью максимального отхода от конуса обводнения старого ствола.

В настоящее время разработано более пяти технологических способов бурения боковых стволов (рис. 2). При анализе способов бурения было выявлено несколько проблем, возникающих в процессе строительства боковых стволов.

На части скважин для успешного отхода от основного ствола в заданном направлении устанавливается клин-отклонитель (рис. 2). Он должен быть устойчивым в стволе скважины и не проворачиваться под воздействием нагрузок со стороны режущего инструмента. Схемы также показывают необходимость фрезерования значительных объемов металла эксплуатационной колонны (рис. 2 а, г). Поэтому требуются надежные вырезающие устройства с повышенной прочностью режущих элементов, позволяющие фрезеровать колонну при разных зенитных углах основного ствола.

Рис. 2. Технологические способы забуривания боковых стволов:

а - вырезание окна в эксплуатационной колонне; б- вырезание части эксплуатационной колонны; в - извлечение верхней незацементированнои части эксплуатационной колонны; г — комбинированный способ бурения бокового ствола; д — бурение бокового ствола с открытого забоя; 1 - клин-отклонитель; 2 - цементный мост

Бурение скважин на старых месторождениях ранее проводилось без цементирования основной части ствола. Это упущение может привести к экологически опасным последствиям. Бурение бокового ствола позволяет осуществить подъем верхней части колонны после вырезания небольшого кольцевого окна, что существенно уменьшит объем фрезерования (рис 2 б,в).

Для выхода бурового инструмента из старого ствола необходим также цементный мост высокой прочности. Межпластовые перетоки при установке цементного моста вместо клинового отклонителя приводят к заметному снижению механической прочности цементного камня. Это затрудняет, а в ряде случаев не позволяет осуществить выход долота из старого ствола.[6]

малые кольцевые зазоры между стенками скважины и обсадной колонной (в 2-3 раза меньше, чем в обычных наклонно направленных скважинах диаметром 215,9 мм);
большая интенсивность набора кривизны ствола скважины, которая может достигать 10°/10 м и более;
низкие давления в пластах, выработанных путем заводнения, и высокие в пластах, расположенных как выше, так и ниже продуктивных объектов.

-трудность прохождения колонн к забою;

-ограничения к жесткости колонны;

-опасность прорыва воды в скважину через интервал стыковки хвостовика с предыдущей колонной (колонной основного ствола), т.е. через голову хвостовика;

-возможность притока воды с забоя при открытом стволе;

-трудность размещения в затрубном пространстве каких-либо устройств (центраторов, якорей, пакеров);

-невысокая степень вытеснения глинистого раствора цементным;

-более высокий уровень давлений в процессе продавливания, что может вызвать нарушение целостности пластов и поглощение цементного раствора (в том числе продуктивными пластами).

Поэтому большое значение приобретает управление реологическими и тампонажными свойствами растворов, физико-механическими характеристиками цементного камня и гидравлическими параметрами потока в заколонном пространстве.

В связи с этим научно обоснованное проектирование и реализация гидравлических режимов цементирования эксплуатационных колонн-хвостовиков является важнейшим требованием для обеспечения надежности разобщения нефтеводоносных пластов при креплении БС (в условиях малых кольцевых зазоров и большой кривизны ствола) и максимальной их продуктивности.

Многочисленные исследования отечественных и зарубежных специалистов и производственная практика показывают, что максимальное замещение глинистого раствора тампонажным в заколонном пространстве происходит при турбулентном режиме его течения и использовании буферных жидкостей.

Для оценки достижения турбулентного режима определяется критическая скорость восходящего потока.

Важно обеспечить турбулентный режим течения глинистого раствора, буферной жидкости и цементного раствора при прохождении их в интервалах продуктивных горизонтов, осложненных, как правило, кавернами, за весь период движения этих жидкостей в заколонном пространстве. На конечном этапе движения цементного раствора его течение может происходить при ламинарном режиме из-за роста давлений на устье скважины. Для фиксирования давления "стоп" скорость продавливания резко снижается, течение тампонажного раствора может происходить при "структурном" режиме, т.е. при практически не разрушенной (восстановленной) структуре. На этой скорости продавливается 0,5-1,0 м продавочной жидкости.

Ввиду малого объема продавочной жидкости при цементировании хвостовиков в БС цементировочные агрегаты должны быть установлены строго горизонтально. Определяемые временем крепления значения реологических параметров в расчетах берутся на конец продавки тампонажного раствора.[6]

3. Современные технологии зарезки боковых стволов

Задача восстановления или достижения рентабельной добычи имеет особую актуальность. Бурение бокового ствола (БС) из вырезанного участка обсадной колонны является одним из наиболее радикальных способов восстановления бездействующих, а также повышения компонентоотдачи малодебитных и увеличение продуктивности пробуренных скважин.

В настоящее время наибольшее распространение получили следующие два способа забуривания бокового ствола из обсаженной эксплуатационной колонны вертикальной или наклонной скважины:

1. Вырезка секции обсадной колонны, с последующей зарезкой БС.

Зарезка БС с клина-отклонителя

Выпускаемые клинья-отклонители и комплекты фрез получили широкое признание среди буровиков России. Но развитие технологий бурения и ремонта скважин побуждает непрерывно совершенствовать выпускаемую продукцию с учетом последних мировых научно-технических достижений и опыта собственных разработок, а также привлекать сторонние научные кадры. Кроме того, по индивидуальным заказам и эскизам потребителя на предприятии имеется возможность изготовления оригинального режущего инструмента для проведения буровых и ремонтных работ на скважине.

Колтюбинг и второй ствол

При бурении горизонтальных боковых стволов весьма эффективен колтюбинг (“гибкая труба”): он не только удешевляет стоимость бурения, но и позволяет обойтись без глушения скважин, обеспечивает экологическую безопасность.

По этой технологии забуривают боковые ответвления в боковых стволах на находящихся в эксплуатации месторождениях, в зонах замещения, с ухудшенными коллекторскими свойствами, как итог – освоение запасов нефти, добыча которых считалась нерентабельной.

Первыми в России опробовали эту технологию на боковых горизонтальных стволах малого диаметра в АНК “Башнефть” в 2003–2005 гг. Технология бурения на депрессии включала применение облегченных промывочных жидкостей. В гибкую безмуфтовую трубу был встроен семижильный каротажный кабель, который использовался для передачи информации с забойной телеметрической системы “Надир” (ОАО НПФ “Геофизика”).

Для безаварийной проводки боковых скважин на нефть и газ важна оперативная геологическая и технологическая информация, получаемая в процессе бурения. Она позволяет прогнозировать глубину залегания кровли продуктивного пласта, корректировать траекторию ствола горизонтальной скважины для предотвращения выхода долота за пределы пласта-коллектора и/или попадания его в обводненную часть коллектора. Для получения информации в процессе бурения применяются телеметрические (MWD) системы. В зависимости от состава (компоновки) они передают на поверхность инклинометрические (пространственное положение оси скважины) данные, показания естественной радиоактивности пород и их удельное сопротивление. По оперативным показаниям MWD-системы и ведется бурение.

Наличие приборов (зондов) в телесистеме позволяет обходиться без повторного проведения геоинформационных исследований после бурения, что также сокращает расходы на строительство скважины. В подавляющем большинстве используется импортная телеметрия от известных производителей: Halliburton, Baker Huges, Geolink (группа Sondex), Schlumberger и др. В России наиболее известна телесистема SperrySun RMLS™ Retrievable MultiLateral preengineered casing window System от Halliburton. Российским ОАО НПФ “Геофизика” также разработаны и выпускаются несколько вариантов информационно-измерительной системы контроля и управления процессом бурения.

В этой работе были рассмотрены анализ эффективности применения боковых стволов при разработке нефтяных месторождений

Результаты анализа реферата показали, что:

1. Без зарезки боковых стволов большое количество углеводородов осталось бы в пластах. Боковые стволы дают возможность значительно увеличить коэффициент извлечения углеводородов и максимально использовать ранее разведанные запасы.

Анализ использованной литературы свидетельствует что :

Современный инженер-нефтяник, занимающийся рациональным освоением нефтяных и газовых месторождений, должен хорошо знать геологическое строение месторождения, его физические характеристики, физические и физико-химические свойства нефти, газа и воды, насыщающих породу; должен уметь правильно обрабатывать и оценивать данные, которые были получены во время вскрытия и во время его последующей эксплуатации.

Список литературы

1. Алиев З.С. Исследование горизонтальных скважин.- Уфа: НГТУ, 2004.-365с.

2. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин.- М.: ООО"Недра-Бизнесцентр", 2001.- 199 с.

3. Волков Ю.А. Анализ зарубежного опыта использования горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений /Ю.А. Волков, Л.Г. Карпова, Р.Х. Муслимов // Разработка нефтяных и газовых месторождений. Состояние и проблемы: Сб.науч.тр. /ВНИИОЭНГ.- 1996.- Вып.3.- 242-254 с.

4. Зозуля Г.П. Бурение нефтяных скважин нефти и газа из горизонтальных скважин. Москва: Недра, 2009.-260с.

5. Зозуля Г.П. Особенности добычи нефти и газа из горизонтальных скважин. Москва: Академия, 2009.- 176 с.

6. Муслимов Р.Х. Системы разработки нефтяных месторождений с горизонтальными скважинами /Р.Х. Муслимов, Э.И. Султанов, Р.Г. Рамазанов, Ю.А. Волков //Разработка нефтяных и газовых месторождений. Состояние и проблемы: Сб.науч.тр. /ВНИИОЭНГ.- 1996.- Вып.3.- 61-71 с.

Содержание работы

Содержимое работы - 1 файл

Бурение боковых стволов.doc

2. Скважины для бурения боковых стволов…………………………….……..5

Способы бурения боковых стволов………………… …………………..9

Технология бурения боковых ств олов…………………………. ……..11

2.3 Варианты бурения боковых стволов из существующих скважин……16

2.4 Бурение с коротким радиусом кривизны………………………..……..21

2.5 Применение гибких труб………………………………………………..25

2.6 Системы для забуривания нескольких боковых стволов……………28

3. Технологии зарезки боковых стволов……………………………………. …32

4 .Выводы и рекомендации……………………………………………… …..…43

Возвращение к старым скважинам для получения дополнительной добычи не является новым методом. Начиная с середины 50-х годов, нефтяные компании возвращались к старым скважинам и бурили боковые стволы, чтобы обойти зоны загрязнения коллектора или механические препятствия в скважине, экономя таким образом средства в сравнении с бурением новых скважин. Недавнее расширение рынка услуг по бурению боковых стволов обязано во многом совершенствованию технологий бурения и заканчивания скважин.

Бурение боковых стволов снижает стоимость строительства горизонтальных скважин. Кроме увеличения производительности скважин, бурение боковых стволов позволяет отбирать углеводороды из коллекторов, ранее не охваченных разработкой. Многоствольные разветвления из существующих скважин улучшают условия вскрытия продуктивного пласта. А небольшие изолированные залежи нефти или газа могут быть вскрыты скважинами с большими отходами от вертикали, в том числе и многоствольными. Обычно горизонтальные скважины по производительности превосходят вертикальные скважины в 3— 4 раза, а в некоторых случаях наблюдалось увеличение производительности в 17 и более раз. Кроме того, при наличии газовой шапки или подстилающей воды (или того и другого вместе) горизонтальные скважины дают значительный прирост извлекаемых запасов.

2. Скважины для бурения боковых стволов

Гидроразрывы, повторная перфорация, восстановление коллекторских свойств пласта при обработке кислотой и новое за-канчивание скважины — все это широко применяемые методы увеличения продуктивности существующих скважин, а значит и чистой текущей стоимости на старых месторождениях. В настоящее время бурение боковых стволов привлекает повышенное внимание в связи с потенциальным увеличением отдачи из загрязненных или истощенных пластов и возможностью вскрыть новые пласты с меньшими затратами.

Итак, когда надо бурить боковые стволы? Во многих случаях применение традиционных технологий и технических средств может оказаться неэффективным или нецелесообразным. В старых скважинах бурение боковых стволов можно считать наилучшим техническим решением, если есть надежное обоснование эффективности вскрытия продуктивной зоны наклонным или горизонтальным стволом. Бурение боковых стволов из существующих скважин дешевле, чем строительство новых скважин. Кроме того, траектория бокового ствола проходит вблизи старой скважины, где продуктивная зона уже охарактеризована керновыми и каротажными данными, а также результатами испытания и эксплуатации пластов.

Если существующая скважина вскрыла газовую шапку или прошла вблизи нее, а также при наличии подстилающей воды, то содержание газа или воды (зачастую и того и другого) в добываемой продукции скважины обычно увеличивается. При отсутствии газовой шапки традиционным способом отсрочить прорыв воды является перфорация только верхней части продуктивного интервала. Однако во многих случаях при радиальном притоке флюида создаваемой депрессии бывает достаточно, чтобы подтянуть воду к зоне перфорации в виде конуса. Достигнув нижних перфорационных отверстий, вода, благодаря ее большой подвижности, может стать основным компонентом продукции скважины.

В отложениях, склонных к выносу песка, бурение боковых стволов может исключить необходимость спуска дорогостоящих гравийных фильтров, используемых для борьбы с песком. В отличие от вертикальных, горизонтальные скважины позволяют отбирать столько же или больше продукции при значительно меньших депрессиях на пласт.

Следующим преимуществом боковых стволов является улучшение условий вскрытия многопластовых месторождений. Если отдельные пласты имеют достаточную мощность для размещения в них горизонтальных стволов, то очень эффективной стратегией является бурение нескольких расположенных друг за другом боковых стволов в эти пласты из одной скважины. Меняя протяженность вскрытия каждого пласта обратно-пропорционально интенсивности притока, можно поддерживать равномерную удельную отдачу пластов (суммарная добыча из пласта, отнесенная к падению пластового давления).

Более дешевым решением этой проблемы является вскрытие всех пластов одним наклонным боковым стволом. При проектировании траетории такого бокового ствола можно предусмотреть увеличение протяженности вскрытия пластов с меньшими дебитами, чтобы поддерживать удельную отдачу пластов на приблизительно одинаковом уровне. Однако в случае обводнения одного из высокопроизводительных пластов, изолировть его будет гораздо трудней, чем в многоствольной скважине.

В сравнении с вертикальной скважиной, наклонный боковой ствол может значительно увеличить отбор из тонкослоистого месторождения, где из-за малой мощности невозможно разместить горизонтальный ствол в каждом отдельном пропластке. Часто углеводородосодержащие пласты не включают в число эксплуатационных объектов, или они не дают притока при начальных методах заканчивания скважины. Такие интервалы можно дополнительно проперфорировать, и после гидроразрыва значительно увеличить производительность скважины. Однако в маломощных пластах бурение боковых стволов с горизонтальными участками эффективнее гидроразрывов.

Ввиду особых условий осадконакопления стратиграфическое строение некоторых залежей обеспечивает условия миграции углеводородов в горизонтальном и вертикальном направлениях. Геологические фации с контрастными коллекторскими характеристиками могут быть как экранами, так и каналами для миграции. Иногда песчанистые коллекторы могут иметь слишком малую мощность, чтобы быть выделенными в сейсморазрезе, но благодаря большой протяженности, они видны на амплитудных сейсмокартах структурных горизонтов. В таких случаях горизонтальные скважины могут идеально решить проблему эксплуатации пластов малой мощности и вскрытия углеводородных залежей, удаленных по горизонтали от устья скважины.

Больше всего горизонтальных скважин бурят в трещинноватых коллекторах типа мелоподобных известняков Остин на юге Техаса. Когда горизонтальные скважины бурятся перпендикулярно плоскостям природных трещин, создается отличная дренажная система для повышения добычи. Выявление зон трещиноватости и определение ориентации трещин являются решающими условиями успешного проектирования скважин в таких породах. Обычно горизонтальные скважины, перпендикулярные природным трещинам, обеспечивают более высокую производительность, чем вертикальные скважины после гидроразрывов. Как правило, природные трещины расположены в вертикальных плоскостях, но если коллектор залегает неглубоко или находится под аномально-высоким пластовым давлением, то могут встретиться раскрытые горизонтальные трещины. В таких случаях целесообразно бурить вертикальные и наклонные скважины. Однако в глубоко-залегающих коллекторах с аномально-высоким пластовым давлением лучше закрепить раскрытые трещины, чтобы избежать потерь производительности по мере падения порового давления в процессе эксплуатации.

Вытянутые в длину залежи могут образоваться в флювиальных отложениях или в результате крупных осложнений. Оба типа залежей можно вскрывать горизонтальными скважинами. Для конкретных условий выбирается стратегия бурения, определяемая задачами, которые должны решить скважины. Например, ствол скважин может идти внутри одной залежи, вдоль нее или вскрывать по возможности большее число залежей. В последнем случае ствол скважины идет перпендикулярно длинным осям залежей, что соответствует перемещению поперек склона, существовавшего в период осадконакопления. Другим решением могут быть многоствольные скважины для вскрытия каналов, выявленных сейсмическими замерами в горизонтальных скважинах, из которых бурят боковые стволы.

2.1 Способы бурения боковых стволов

Когда бурение боковых стволов признано оптимальным техническим решением , встает вопрос, какую бурильную колонну следует использовать — из обычных или из гибких труб. На платформах, где нет буровых установок, забуривание из НКТ или бурение с депрессией на продуктивный пласт экономически эффективно проводить с помощью гибких труб. Бурение с депрессией способствует сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов и увеличению механической скорости бурения.

Большинство боковых стволов из старых скважин бурят с длинным (более 150 м) или средним (60-150 м) радиусами кривизны, используя обычные бурильные трубы. Однако наметилась тенденция увеличения числа боковых стволов с малым радиусом кривизны (12-30 м). Для бурения ответвлений с коротким радиусом кривизны необходимы КНБК с шарнирными элементами. Эти боковые стволы особенно эффективны в устойчивых породах, где можно обойтись без спуска обсадных труб и дополнительного внутрискважинного оборудования для заканчивания. Технические средства бурения по короткому радиусу требуют меньшей протяженности искривленной части ствола скважины, как при работе с обычными, так и с гибкими трубами. Это позволяет забуриваться ниже внутрискважинного оборудования или размещать как криволинейный, так и горизонтальный участки ответвления в продуктивном пласте, чтобы избежать проблем, связанных с вышележащими породами.

Растет популярность многоствольных новых скважин, когда из основного ствола скважины бурят несколько горизонтальных боковых стволов. Эта технология позволяет уменьшить число скважин на месторождении и сделать экономически эффективной разработку мелких месторождений. Уменьшение числа скважин значительно снижает затраты на оборудование устьев и вывод стояков на поверхность при подводном заканчивании морских скважин. С точки зрения геометрии, многоствольная скважина может просто иметь два противоположно направленных ответвления в одном продуктивном пласте для улучшения условий вскрытия, или ответвления имеют форму кисти, что позволяет вскрыть несколько пластов, расположенных на разных уровнях многопластового месторождения. Многоствольная конфигурация может применяться в одном пласте, чтобы увеличить площадь дренажа несколькими параллельными или расходящимися веерообразно боковыми стволами.

2.2 Технология бурения боковых стволов

Подготовка скважины к бурению боковых стволов может включать такие работы, как монтаж установки для капремонта, подъем НКТ с внутрискважинным оборудованием, задавка цемента в зону перфорации, чтобы безопасно провести очистку скважины от посторонних предметов и каротаж для оценки состояния обсадной колонны и привязки к геологическому разрезу за колонной. В зависимости от условий и конструкции скважины, возможны несколько вариантов проведения работ: от забуривания в открытом стволе до бурения из обсадной колонны через боковое окно, вырезанное фрезерами, опирающимися на уипсток, или из искусственного интервала открытого ствола, созданного фрезерованием всего поперечного сечения обсадной колонны.

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 цементометрия, и если цементное кольцо за колонной плохого качества, то после фрезерования старый цемент из открытого интервала удаляют раздвижным расширителем, который заодно увеличивает диаметр скважины.

Рисунок 2 Фрезерование труб по периметру.

С помощью специального спускаемого в скважину устройства на заданной глубине прорезается круговая щель и обсадной колонне II цементном камне за ней (А). В рабочем положении резцы выдвигаются из корпуса устройства, а в транспортном положении - упираются в пазы корпуса. Длина фрезеруемого участка колонны (В) зависит от таких факторов, как внутренний диаметр колонны и наружный диаметр ее муфт. диаметр долота и угол искривления корпуса забойного двигателя. Интервал открытого ствола, образованный в результате фрезерования (С), перекрывают цементным мостом (О) для забуривания бокового ствола (Е). Часть старой скважины ниже интервала забуривания остается изолированной от бокового ствола.

Огромен фонд бездействующих скважин, только в России этот фонд превышает 40 000. Часть этого фонда можно реанимировать методом бурения боковых стволов. Кроме отсутствия необходимости дополнительных затрат на коммуникации и обустройство, появляются возможности вовлечения незадействованных участков залежей.

Существуют две принципиально различающиеся методики зарезки боковых стволов из скважин бездействующего фонда — вырезание участка колонны и бурение с отклоняющего клина.

К бурению с вырезанием участка колонны нужно отнести и бурение скважин с извлечением незацементированной колонны с бурением полноразмерного ствола. Не останавливаясь на особенностях при зарезке таких скважин, так как нет никакого различия от бурения обычных наклонно-направленных скважин, сразу рассмотрим два других варианта. Традиционный вариант — вырезание протяженного участка, с тем чтобы было возможно при зарезке бокового ствола удалить от магнитных масс магнитометрические датчики забойных телеметрических систем контроля траектории ствола. При этом варианте существенны затраты связанные со временем, а именно:

Вероятность вырезания участка достаточного для выполнения технологической операции за один спуск мала, необходима неоднократная смена вооружения вырезающего устройства.
Кроме установки обязательных изоляционных мостов возникает необходимость установки дополнительного цементного моста, на который в последующем и наращивается основной мост.
Достаточно сложен и продолжителен процесс наработки желоба и начала бурения нового ствола, особенно учитывая малые диаметры долота, забойного двигателя и бурильного инструмента.
Проблематична зарезка бокового ствола по данной технологии при больших (свыше 30 градусов) зенитных углах, так как эксцентричная работа трубореза приводит к быстрому износу вооружения и даже его поломке.

Небольшая коррекция рассматриваемого варианта повысила шансы по возможности применения технологии. В связи с тем, что абсолютное большинство эксплуатационных скважин наклонно-направленные и точка зарезки выбирается на криволинейном или, что происходит чаще, наклонном участке можно считать заведомо известным азимут. В этом случае нет необходимости вырезания участка колонны большой протяжённости, достаточно вырезать столько, сколько нужно для обеспечения отклонения для выхода бурильной колонны из обсадной.

Типы профилей скважин и рекомендации по их выбору

. бурение скважин с горизонтальным участком ствола, что позволяет существенно повысить дебит скважин и нефтеотдачу пластов. В практике буровых работ США такие скважины по типу профиля . приток нефти в скважину, однако реализация такого профиля технически затруднена. скважина инклинометрия искривление колонна При большой глубине скважины в четырехинтервальном типе профиля первой разновидности в .

На территории России технология бурения боковых стволов из вырезанного участка колонн полностью вытеснена технологией зарезки с отклоняющего клина (уипстока).

В свою очередь, технология зарезки с уипстока разделяется на несколько подвариантов.

Нет смысла уделять внимание отжившим вариантам зарезки с уипстока, когда каждый этап: спуск якоря, клина, стартового райбера, зарезного и расширяющего райбера проводился отдельным спуском. Рассмотрим только наиболее распространенные, а также перспективные варианты.

В настоящее время практически все сервисные компании по зарезке боковых стволов перешли на комплекты райберов, позволяющих за один спуск создать окно, для дальнейшего бурения бокового ствола и основная разница заключается в способах заякоривания. Наиболее распространены якоря с упором на забой. Недостатками таких якорей являются:

Необходимость установки надежного опорного цементного моста, на что требуются существенные затраты времени.
Механическое заякоривание требует создание определённых нагрузок и если раскрытие запроектировано на небольшое усилие, то высока вероятность как преждевременного срабатывания его в стволе при спуске, так и проворота при бурении. В случае необходимости создания больших нагрузок для заякоривания возникают проблемы с созданием этих нагрузок, особенно в наклонно-направленном стволе.

В Татнефти используется способ с применением в качестве якоря профильной трубы, достоинством которой наряду с высокой надёжностью является отсутствие необходимости опорного цементного моста. Технология предусматривает спуск компоновки, включающей профильную трубу и специальную трубу, внутри которой находится отклонитель. Первым спуском предусматривается спуск заякоривание отклонителя, отворот и выброс специальной трубы после подъёма, вторым — спуск комплекта райберов и зарезка бокового ствола. Недостатками способа являются:

Применение жёсткой компоновки, требующей специальной подготовки скважины.
Проблематичность в ориентировании отклонителя.
Необходимость выполнения операции в два этапа.

Бурение боковых стволов

. склонных к выносу песка, бурение боковых стволов может исключить необходимость спуска дорогостоящих гравийных фильтров, используемых для борьбы с песком. В отличие от вертикальных, горизонтальные скважины позволяют отбирать столько же .

Применение профильного перекрывателя в качестве проходного якоря позволило обеспечить максимальное проходное отверстие при оптимальном транспортном размере. В устройстве, в отличие от аналогов, не происходит существенной потери диаметра в якоре, а потери происходят в посадочной втулке, представляющей собой полую трубу с косым верхним (перовидным) срезом и шпоночным пазом, начинающимся от основания паза. Внутреннее отверстие ограничивается транспортным диаметром компоновки и толщиной стенки втулки. Верхняя часть устройства представляет собой ответную посадочную втулку с направляющей шпонкой, устройства регулировки положения клина относительно шпонки и удлинителей, обеспечивающих требуемую глубину точки зарезки относительно якоря. Устройство может быть выполнено любого диаметра по размеру ствола скважины.

Уипсток ориентированный извлекаемый, Выполнение операции производится следующим образом:

1. Производится спуск якоря посадочной втулки на разъединителе, созданием избыточного давления в трубном пространстве производится заякоривание, после чего производится разъединение якоря от посадочной втулки;
2. При помощи направляющего стержня гироскопическим инклинометром, а при зенитных углах свыше 5 градусов любым датчиком отклонителя определяется положение шпоночного паза;
3. На устье выставляется направление клина относительно шпоночного паза, а также устанавливается глубина точки зарезки;
4. Дальнейшие операции производятся аналогично любым традиционным методам зарезки боковых стволов с клина;
5. При необходимости возможно извлечение клина, смена его положения относительно направляющей и зарезка дополнительных стволов без ограничения их количества.

Как можно увидеть из краткого описания устройства, его применение может позволить производить зарезку боковых стволов точно по требуемому направлению, с любой глубины, при любых углах наклона скважины. Применение его возможно как при зарезке боковых стволов, так и при бурении многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин без потери нижележащего основного ствола.

Курсовая работа горизонтальное бурение

. одним из важнейших элементов которой является бурение горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов с бездействующего и нерентабельного фонда. Применение . и т.д.). Основной задачей курсового проекта является оценка эффективности применения боковых горизонтальных стволов для бобриковского горизонта Ямашинского . горизонта. Таблица 1 Толщина Наименование По пласту в целом Общая Средняя, м 14,6 .

Особо следует отметить возможности при бурении разветвленно-горизонтальных скважин с установок непрерывных труб. В этом случае каждый дополнительный ствол может быть пробурен одним спуском, в то время как при бурении обычными бурильными колоннами потребуется как минимум два спуска инструмента.

Точно также упрощается обслуживание многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин в процессе эксплуатации и проведении геофизических исследований при помощи установок непрерывных труб, а именно, за один спуск можно избирательно провести требуемые работы на любом ответвлении или основном стволе.

Дополнительным достоинством способа является то, что компоновки не обладают жесткостью и не требуется специальной подготовки скважины. Недостаток способа — необходимость двух спусков.

Применяется также вариант зарезки бокового ствола за один спуск.

Результаты бурения боковых стволов показали, что дебиты нефти по ряду пробуренных скважин превосходят текущие дебиты окружающих скважин в два и более раз или равны показателям при вводе новых с вертикальным стволом скважин на неразбуренных участках месторождений.

Одним из эффективных методов повышения нефтеотдачи пластов для целого типа пластов является бурение скважин с отклонением от вертикальной оси. При этом возникает ряд технических проблем в области отхода бокового ствола от вертикальной оси. Предлагаемая технология зарезки боковых стволов базируется на расчете оптимальных параметров искривления скважины. Такая траектория обеспечивает безопасный режим бурения бокового ствола в интервале его отхода от основной (вертикальной) скважины и последующий беспрепятственный спуск эксплуатационной колонны в пробуренный боковой ствол. Мировой практикой нефтеотдачи давно доказано, что на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации, из всех известных способов воздействия на нефтяной пласт с целью повышения его отдачи наиболее действенным (наряду с управляемым гидроразрывом) является способ зарезки и проводки по простиранию пласта бокового ствола, чаще наклонного или горизонтального. При этом значительно разряжается сетка эксплуатационных скважин, уменьшаются депрессии на пласт, заметно увеличивается суточный дебит нефти, в результате чего появляется возможность перехода нерентабельных или малорентабельных скважин в разряд рентабельных.

Поэтому, существующая проблема довыработки остаточных, трудноизвлекаемых запасов нефти требует уплотнения сетки скважин путем зарезок боковых стволов, осуществляемых с меньшими затратами чем бурение новых скважин. Кроме того, существует экономическая целесообразность уменьшения количества бедействующего фонда скважин.

С 2004 года эффективность и успешность геолого-технических мероприятий по увеличению нефтеотдачи определяется условиями инвестиционных программ. Показатель успешности в разные годы держался в пределах 67-90%, по скважинам построенным и введенным в 2009г успешность пока составляет 80% при нормативе – 80%. Достижение этих успешности по выполнению инвестусловий зависит от многих факторов, таких как стоимость строительства скважин с боковыми и боковыми горизонтальными стволами, требующего определенной гарантированной величины дебита нефти, согласно условиям инвестиционной программы; правильность выбора скважин с определением величин и расположений недренируемых остаточных запасов; регулирование процессов заводнения пластов; безаварийное бурение боковых и боковых горизонтальных стволов; соблюдение технологических регламентов вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения, воизбежание кольматации призабойных зон; организация и своевременность дополнительных ГТМ в процессе дальнейшей эксплуатации БС и БГС.

Технология и техника строительства нефтяной эксплуатационной .

. части. При разработке дипломного проекта был подробно рассмотрен вопрос: вскрытие продуктивных пластов в . месторождения Одопту-Море. Данный дипломный проект составлен на основе широко применяемых технологий, которые направлены на качественное проведение работ с сохранением минимальных затрат на скважину. Дипломный . спуска обсадной колонны 9.3.1 Подготовка ствола скважины к спуску обсадной колонны и .

Решением всех этих задач занимаются геологические службы. Однако, в условиях сложности геологических строений, литологической неоднородности распространения нефтеносных пластов и как следствие – неравномерности распределения фильтрационных потоков на участках интенсивной разработки с применением заводнения, возникают определенные трудности при выборе того или иного метода повышения нефтеотдачи пластов, а при строительстве боковых и боковых горизонтальных стволов – правильности выбора направлений проектных забоев. За последние годы наработан определенный опыт для правильного планирования объемов и проектирования технологии строительства боковых стволов, проведен анализ причин неуспешных зарезок БС, БГС.

Примеры похожих учебных работ

Бурение боковых стволов

. по бурению боковых стволов обязано во многом совершенствованию технологий бурения и заканчивания скважин. Бурение боковых стволов снижает стоимость строительства горизонтальных скважин. Кроме увеличения производительности скважин, бурение боковых .

Технология и техника строительства нефтяной эксплуатационной скважины № 240 месторождения .

. природной среды, организационной - экономической части. При разработке дипломного проекта был подробно рассмотрен вопрос: вскрытие . 1.1 Общие сведения о районе буровых работ Газонефтяное месторождение Одопту-Море (Южный купол) расположено на шельфе .

Породоразрушающий инструмент для бурения

. прочие специальные устройства). Но мы рассмотрим особенности конструкций буровых долот, которые влияют на искусственное искривление скважины. Виды буровых породоразоушающих инструментов При бурении скважин на нефть, газ и .

Курсовые работы по разработке скважин

. Кроме того при поиске, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят картировочные, сейсморазведочные, специальные и другие скважины. 2. Способы бурения скважин По способу воздействия на горные породы .

Роторное бурение

. систем очистки) размещено на платформе автомашины или прицепа, что обеспечивает их манёвренность. Ротор получает вращение от электродвигателя или двигателя внутреннего сгорания через приводной вал. Вращение .

Читайте также: