Виды скважин на нефть и газ: [Н2.5] Типы скважин — Нефтянка

[Н2.5] Типы скважин — Нефтянка

Skip to content

Первые скважины для добычи нефти и газа бурились вертикально. Такие скважины давали хороший результат до тех пор, пока в мире было достаточно месторождений, коллекторы которых сложены из минералов с высокой пористостью и проницаемостью. По мере истощения легкодоступных запасов нефтяникам пришлось работать над совершенствованием технологий строительства скважин. В 40-х годах прошлого столетия Александр Григорян и Константин Царевич разработали технологию проходки наклонных и горизонтальных скважин. Эксплуатационная колонна скважины, расположенная под углом или горизонтально, имеет большую площадь контакта с пластом, что значительно увеличивает дебит. В 1941 году на Каспийском море с использованием турбобура была создана первая горизонтальная скважина.

Ствол наклонно-направленной скважины значительно отходит от точки размещения буровой установки, что даёт возможность пробурить несколько скважин с одной площадки.

Это особенно важно при работе в море или заболоченной местности. Сооружение нескольких скважин с одной площадки называется кустовым бурением.

Работая над дальнейшим повышением эффективности скважин, специалисты предложили создавать ветвящиеся скважины, подобные корневой системе растений. «Пока углеводороды извлекаются из горных пород с помощью фильтрации, скважинам нужны корни, как деревьям», — такое высказывание приписывается одному из энтузиастов многоствольного и многозабойного бурения А.Григоряну. Разница между этими способами заключается в том, что многоствольная скважина ветвится выше продуктивного пласта, а многозабойная скважина входит в пласт и там разделяется на несколько ответвлений.

Первая успешная многоствольная скважина была пробурена в Башкирии в 1953 году. Многие месторождения Башкирии тогда уже были значительно истощены, поэтому требовались технологии для увеличения нефтеотдачи. Скважина 66/45 имела 9 стволов, её дебит составил 120 м3 в сутки при показателях обычных скважин на уровне 7 м3 в сутки.

К 80-му году в СССР было пробурено свыше сотни многоствольных скважин.

В 70-е и 80-е годы интерес к бурению наклонных и горизонтальных скважин стали проявлять западные страны. Значительные успехи были достигнуты во Франции и США. Прогрессу в области технологий бурения в какой-то мере способствовал поток специалистов, покидавших Россию в годы Перестройки. В числе уехавших из страны был и А.Григорян.

Технология создания горизонтальных скважин дала возможность эксплуатировать месторождения с низкопроницаемыми коллекторами, например, добывать так называемую «сланцевую нефть».

Не все скважины, пробуренные на месторождении, используются для добычи нефти и газа. Для определения и поддержания эффективного режима эксплуатации требуется множество скважин различного типа. По назначению их можно разделить на следующие группы:

* структурно-поисковые скважины, назначение которых — установление тектоники, стратиграфии, литологии, оценка продуктивности горизонтов;

* разведочные скважины, служащие для выявления продуктивных объектов, оконтуривания уже разрабатываемых нефтяных и газоносных пластов;

* эксплуатационные скважины, предназначенные для добычи нефти и газа из земных недр;

* опережающие добывающие скважины, позволяющие начать эксплуатацию месторождения с одновременным уточнением строения продуктивного пласта;

* нагнетательные скважины, применяемые для закачки в пласт воды или газа с целью поддержания требуемого давления;

* контрольные, оценочные и наблюдательные скважины — для наблюдения за
объектом разработки, определения начальной и остаточной водогазонефтенасыщенности пласта, отслеживания изменения параметров пласта;

* скважины для утилизации отходов.

Структурно-поисковые, разведочные, различные вспомогательные скважины чаще бывают вертикальными, эксплуатационные скважины  — наклонно-направленными или горизонтальными.

См. также

См. также

10. Понятие скважина. Типы скважин

Главная \ Познавательно \ 10. Понятие скважина. Типы скважин

10. Понятие скважина. Типы

Так что же такое скважина?

Скважина буровая — горная выработка круглого сечения глубиной свыше 5м и диаметром обычно 75 — 300 мм, проводимая с помощью буровой установки. С. проходят с поверхности земли и из подземных горных  выработок под любым углом к горизонту. Различают начало  скважины (устье),  дно (забой) и стенки скважины (ствол).

  Глубины скважин  составляют от нескольких  метров до 9 и более километров. При  бурении  разведочных  скважин  на твёрдые  полезные ископаемые  их диаметр обычно 59 и 76 мм,  на нефть и газ  100 — 400 мм.

При проектировании конструкции нефтяной скважины исходят из следующих основных требований:

• конструкция скважины должна обеспечивать свободный доступ к забою глубинного оборудования и геофизических приборов;
• конструкция скважины должна предотвращать обрушение стенок скважины;
• конструкция скважины должна обеспечивать надежное разобщение всех пластов друг от друга, то есть она должна предотвращать перетекание флюидов из одного пласта в другой;
• кроме того, она должна обеспечивать возможность герметизации устья скважины при необходимости.

Давайте разберем, как строят скважины и какова их типовая конструкция на примере нефтяных скважин, которые бурят на месторождениях Удмуртии.

Сначала бурят ствол большого диаметра глубиной порядка 30 метров. Спускают металлическую трубу диаметром 324 мм, которая называется направление, и цементируют пространство между стенками трубы и стенками горной породы. Направление нам необходимо для того, чтобы верхний слой почвы не размывался при дальнейшем бурении. Далее продолжают бурение ствола меньшим диаметром до глубины примерно 500-800 м. Снова спускают колонну труб диаметром 168 мм и также цементируют пространство между колонной труб и стенками породы по всей длине. Это у нас кондуктор. Далее бурение возобновляют и бурят скважину уже до целевой глубины. Снова спускают колонну труб диаметром 146 мм, которая называется эксплуатационной колонной. Пространство между стенками труб и горной породой опять же цементируется от забоя скважины и вплоть до устья.

​

Зачем нам нужен кондуктор? До глубины порядка 500 метров расположена зона пресных вод с активным водообменном. Ниже глубины 500 м (глубина может быть различна для разных регионов) идет зона затрудненного водообмена с солеными водами, а также другими флюидами (нефтью, газами). Кондуктор нам необходим в качестве дополнительной защиты, предотвращающей возможность засолонения пресных вод и попадания в них вредных веществ с нижележащих пластов.

Между кондуктором и эксплуатационной колонной в некоторых случаях (например, при большой глубине скважины) спускают промежуточную (техническую) колонну.

В зависимости от геологических условий нефтяного месторождения бурят различные типы скважин. Нефтяная скважина может быть пробурена как:

• вертикальная;
• наклонно-направленная;
• горизонтальная;
• многоствольная или многозабойная

Вертикальная скважина – это скважина, у которой угол отклонения ствола от вертикали не превышает 5°.

Если угол отклонения от вертикали больше 5°, то это уже наклонно-направленная скважина.

Горизонтальной скважиной (или горизонтальным стволом скважины) называют скважину, у которой угол отклонения ствола от вертикали составляет 80-90°. Но здесь есть один нюанс. Так как «в природе нет прямых линий» и продуктивные нефтенасыщенные пласты залегают в недрах земли, как правило, с некоторым наклоном, а часто с довольно крутым наклоном, то на практике получается, что нет никакого смысла бурить горизонтальную скважину под углом приблизительно равным 90°. Логичнее пробурить ствол скважины вдоль пласта по наиболее оптимальной траектории. Поэтому в более широком смысле, под горизонтальной скважиной понимают скважину, имеющую протяженную фильтровую зону — ствол, пробуренный преимущественно вдоль напластования целевого пласта в определенном азимутальном направлении.

Скважины с двумя и более стволами называют многоствольными (многозабойными).

Чем отличается многоствольная скважина от многозабойной?

Многоствольные скважины, также как и многозабойные, имеют основной ствол и один или несколько дополнительных. Ключевым отличием является расположение точки разветвления стволов. Если точка находится выше продуктивного горизонта, на который пробурена скважина, то скважину называют многоствольной (МСС). Если же точка разветвления стволов находится в пределах продуктивного горизонта, то скважину называют многозабойной (МЗС).

Другими словами, если основной ствол скважины пробурен вплоть до продуктивного горизонта и уже в самом продуктивном горизонте из него пробурен один или несколько дополнительных стволов, то это многозабойная скважина (МЗС).

В этом случае скважина пересекает верхнюю границу продуктивного горизонта только в одной точке.

Если же дополнительные стволы скважины забурены из основного ствола выше продуктивного горизонта и, таким образом, скважина имеет больше одной точки пересечения с продуктивным горизонтом или, как вариант, дополнительные стволы пробурены на разные горизонты, то это многоствольная скважина (МСС).

Категории скважин

По своему назначению скважины подразделяются на следующие категории:

• поисковые;
• разведочные;
• эксплуатационные.

Поисковые скважины – это скважины, которые бурят с целью поиска новых залежей (месторождений) нефти и газа.

Разведочные скважины бурят на площадях с уже установленной нефтегазоносностью для уточнения запасов нефти и газа, а также для сбора и уточнения исходных данных, необходимых для составления проекта (технологической схемы) разработки месторождения.

При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин:

• основной фонд добывающих и нагнетательных скважин;
• резервный фонд скважин;
• контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины;
• оценочные скважины;
• специальные (водозаборные, поглощающие и др. ) скважины;
• скважины-дублеры.

Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, газоконденсата и других сопутствующих компонентов. В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.

Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа, пара и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурными, приконтурными и внутриконтурными. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины.

Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.

Резервный фонд скважин предусматривается с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности продуктивных пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин основного фонда и т. д.

Контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины предназначаются:

• наблюдательные — для периодического наблюдения за изменением положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов, за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи;
• пьезометрические — для систематического измерения пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной зоне пласта. Количество и местоположение контрольных скважин определяется в проектных документах на разработку.

Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях (залежах) с целью уточнения параметров и режима работы пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категории А+В+С1.

Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды, сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов. К специальным относятся водозаборные, поглощающие скважины:

• водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления в процессе разработки.
• поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты.

Скважины-дублеры предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации) добывающих и нагнетательных скважин.

Литература:

1. Норман Дж. Хайн. Геология, разведка, бурение и добыча нефти. М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2008г. – 752 стр.

2. Грей Форест. Добыча нефти. Переведено с английского М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2001г. – 416 стр.: ил. – (Серия «Для профессионалов и неспециалистов»).

3. http://vseonefti.ru

Подготовил: Легковский А.А.

Статья создана исключительно в информационно-познавательных целях и может быть удалена по просьбе автора или правообладателя входящих в нее материалов.

Благодарим за внимание!

» Заканчивание скважины NaturalGas.org

После того, как пробурена газовая или нефтяная скважина и подтверждено, что имеются коммерчески выгодные объемы природного газа для добычи, скважина должна быть «завершена», чтобы обеспечить приток нефти или природный газ из пласта на поверхность. Этот процесс включает в себя укрепление ствола скважины обсадной трубой, оценку давления и температуры пласта, а затем установку соответствующего оборудования для обеспечения эффективного потока природного газа из скважины.

Существует два основных типа обычных скважин для добычи природного газа: скважины для добычи природного газа и скважины для добычи конденсата природного газа. Кроме того, есть нефтяные скважины, содержащие «попутный» природный газ. В нефтяной скважине с попутным газом природный газ часто используется для повышения давления в скважине и увеличения добычи из скважины. Иногда попутный природный газ существует в достаточно больших количествах, чтобы его можно было добывать вместе с нефтью. Скважины, предназначенные для природного газа, — это скважины, пробуренные исключительно для добычи природного газа и содержащие мало нефти или совсем не содержащие ее. Бурение сланцевого газа является примером бурения скважин для добычи природного газа.

Конденсатные скважины  – это скважины, содержащие природный газ, а также жидкий конденсат. Этот конденсат представляет собой жидкую углеводородную смесь, которую часто отделяют от природного газа либо на устье скважины, либо при переработке природного газа. Важно помнить, что природный газ, будучи легче воздуха, естественным образом поднимается на поверхность скважины. Благодаря этому во многих газовых и конденсатных скважинах нет необходимости в подъемном оборудовании и обработке скважин.

Заканчивание скважины состоит из нескольких этапов: установка обсадной трубы, завершение скважины, установка устья скважины и установка подъемного оборудования или обработка пласта, если это необходимо. Нажмите на ссылки ниже, чтобы узнать об этих аспектах процесса заканчивания скважины:

• Обсадная колонна
• Завершение
• Устье скважины
• Подъем и обработка скважин

Обсадная колонна

Установка обсадной трубы является важной частью процесса бурения и заканчивания. Обсадная труба состоит из ряда металлических труб, установленных в свежепробуренной скважине. Обсадная труба укрепляет стенки ствола скважины, предотвращает просачивание нефти или природного газа из ствола скважины при их подъеме на поверхность, а также предотвращает просачивание других жидкостей или газов в пласт через скважину. Необходимо тщательное планирование, чтобы убедиться, что для каждой скважины установлена ​​надлежащая обсадная труба. Тип используемой обсадной трубы зависит от подповерхностных характеристик скважины, включая диаметр скважины, а также давление и температуру в скважине. Диаметр скважины зависит от размера используемого бурового долота. В большинстве скважин диаметр скважины уменьшается по мере ее бурения, что приводит к конической форме, которую необходимо учитывать при установке обсадной трубы. Чтобы ознакомиться с бурением газовой скважины и историей практики бурения, включая обсадную колонну, нажмите здесь.

Существует пять различных типов обсадных труб. В их число входят:

• Корпус проводника
• Поверхностный кожух
• Промежуточный кожух
• Струна вкладыша
• Производственная колонна

Кожух кондуктора

Кожух кондуктора устанавливается первым, обычно до прибытия буровой установки. Отверстие для кожуха кондуктора часто сверлят небольшой шнековой дрелью, установленной на кузове грузовика. Длина корпуса проводника обычно не превышает 20–50 футов. Он устанавливается для предотвращения обрушения верха скважины и помогает в процессе циркуляции бурового раствора вверх от забоя скважины. На суше эта обсадная труба обычно имеет диаметр от 16 до 20 дюймов, а на морской — от 30 до 42 дюймов. Перед началом бурения корпус кондуктора цементируется.

Маленькая шнековая дрель

Источник: USGS

Поверхностный кожух

Поверхностный кожух — это следующий тип кожуха, который необходимо установить. Он может быть от нескольких сотен до 2000 футов в длину и меньше в диаметре, чем корпус проводника. При установке накладной кожух устанавливается внутри верхней части кожуха проводника. Основная цель поверхностной обсадной колонны — защитить залежи пресной воды у поверхности скважины от загрязнения просачивающимися углеводородами или соленой водой из более глубоких подземных слоев. Он также служит каналом для возврата бурового раствора на поверхность и помогает защитить скважину от повреждения во время бурения. Поверхностная обсадная труба, как и обсадная труба, цементируется. Правила часто предписывают толщину используемого цемента, чтобы исключить возможность загрязнения пресной воды.

Промежуточная обсадная колонна

Промежуточная обсадная колонна обычно представляет собой самую длинную часть обсадной колонны в скважине. Основная цель промежуточной обсадной колонны состоит в том, чтобы свести к минимуму опасности, связанные с подземными пластами, которые могут повлиять на скважину. К ним относятся зоны аномального подземного давления, подземные сланцы и образования, которые в противном случае могли бы загрязнить скважину, такие как подземные отложения соленой воды. Во многих случаях, даже при отсутствии признаков необычного подземного образования, промежуточная обсадная труба спускается в качестве страховки от возможности воздействия такого образования на скважину. Эти промежуточные участки обсадной трубы также могут быть зацементированы для дополнительной защиты.

Обсадные колонны хвостовика

Иногда вместо промежуточной обсадной колонны используются обсадные колонны. Обсадные колонны хвостовиков обычно спускают от дна обсадной колонны другого типа до открытого участка скважины. Однако колонны хвостовиков обычно крепятся к предыдущей обсадной колонне с помощью «подвесок», а не цементируются на месте. Таким образом, этот тип кожуха менее долговечен, чем промежуточный кожух.

Эксплуатационная колонна

Эксплуатационная колонна, также называемая «нефтяной колонной» или «длинной колонной», устанавливается последней и представляет собой самую глубокую часть обсадной колонны в скважине. Это обсадная труба, которая обеспечивает трубопровод от поверхности скважины до нефтеносного пласта. Размер эксплуатационной колонны зависит от ряда соображений, в том числе от используемого подъемного оборудования, количества необходимых заканчиваний и возможности углубления скважины в более позднее время. Например, если предполагается, что скважина будет углублена позднее, то эксплуатационная колонна должна быть достаточно широкой, чтобы в дальнейшем можно было пройти буровое долото.

Установка обсадной трубы

Источник: ChevronTexaco Corporation

Обсадная труба является очень важной частью законченной скважины. В дополнение к укреплению ствола скважины он обеспечивает канал, позволяющий извлекать углеводороды без смешивания с другими жидкостями и формациями, находящимися под землей. Он также играет важную роль в предотвращении выбросов, позволяя «запечатать» пласт сверху в случае достижения опасного уровня давления. Для получения дополнительной технической информации о выбросах и их предотвращении нажмите здесь. После того, как обсадная колонна установлена ​​и в большинстве случаев зацементирована, устанавливается соответствующее подъемное оборудование для доставки углеводородов из пласта на поверхность. После того, как обсадная колонна установлена, внутрь обсадной трубы вставляется НКТ, идущая от открывающейся скважины вверху до пласта внизу. Извлекаемые углеводороды поднимаются по этой трубе на поверхность. Эта трубка также может быть присоединена к насосным системам для более эффективного извлечения, если это необходимо.

Заканчивание

Заканчивание скважины обычно относится к процессу заканчивания скважины, чтобы она была готова к добыче нефти или природного газа. По сути, заканчивание состоит из определения характеристик приемной части скважины в целевом углеводородном пласте. Существует несколько типов заканчивания, в том числе:

• Заканчивание необсаженного ствола
• Традиционное перфорированное заканчивание
• Завершение исключения песка
• Постоянное завершение
• Завершение нескольких зон
• Завершение дренажного отверстия

Использование любого типа заканчивания зависит от характеристик и местоположения разрабатываемого углеводородного пласта.

Заканчивание необсаженного ствола

Заканчивание необсаженным стволом является самым основным типом и используется в пластах, обрушение которых маловероятно. трубопровод открыт без какого-либо другого защитного фильтра. Очень часто этот тип заканчивания используется на «кислотных» или «трещиноватых» пластах 9.0003

Традиционное заканчивание с перфорацией

Традиционное заканчивание с перфорацией состоит из эксплуатационной колонны, спускаемой через пласт. Стороны этой обсадной трубы перфорированы с крошечными отверстиями по сторонам, обращенным к формации, что позволяет потоку углеводородов проникать в скважину, но при этом обеспечивает достаточную поддержку и защиту скважины. Процесс перфорации обсадной колонны включает использование специального оборудования, предназначенного для проделывания крошечных отверстий в обсадной колонне, цементирования и любых других барьеров между пластом и открытой скважиной. В прошлом использовались «пулевые перфораторы», которые представляли собой небольшие пушки, опускаемые в колодец. Орудия при стрельбе с поверхности выпускали маленькие пули, пробившие обшивку и цемент. Сегодня предпочтение отдается «струйной перфорации». Он состоит из небольших зарядов с электрическим зажиганием, опускаемых в скважину. При воспламенении эти заряды протыкают крошечные отверстия в пласте так же, как и пули.

Заканчивание с исключением песка

Заканчивание с исключением песка предназначено для добычи в зоне, содержащей большое количество рыхлого песка. Эти заканчивания предназначены для обеспечения притока природного газа и нефти в скважину, но в то же время предотвращают попадание песка в скважину. Песок внутри скважины может вызвать множество осложнений, в том числе эрозию обсадной колонны и другого оборудования. Наиболее распространенными методами предотвращения попадания песка в скважину являются системы просеивания или фильтрации. К ним относятся анализ песка, попадающего в пласт, и установка экрана или фильтра для предотвращения попадания частиц песка. Фильтр может представлять собой либо сетку, подвешенную внутри корпуса, либо слой гравия специального размера снаружи корпуса для фильтрации песка. Оба типа песчаных барьеров могут использоваться в открытых скважинах и перфорированных заканчиваниях.

Постоянная комплектация

Постоянная комплектация – это конструкции, в которых компоненты собираются и устанавливаются только один раз. Установка обсадной колонны, цементирование, перфорация и другие работы по заканчиванию выполняются инструментами малого диаметра, чтобы обеспечить постоянный характер заканчивания. Завершение скважины таким способом может привести к значительной экономии средств по сравнению с другими типами.

Заканчивание нескольких зон

Заканчивание нескольких зон – это практика заканчивания скважины таким образом, чтобы можно было добывать углеводороды из двух или более пластов одновременно, но раздельно. Например, можно пробурить скважину, которая по мере опускания проходит через несколько пластов; с другой стороны, в горизонтальной скважине может быть более эффективным добавить несколько заканчиваний для эффективного дренирования пласта. Хотя принято разделять несколько заканчиваний, чтобы флюиды из разных пластов не смешивались, сложность достижения полного разделения может представлять собой барьер. В некоторых случаях различные пробуриваемые пласты располагаются достаточно близко друг к другу, что позволяет флюидам смешиваться в стволе скважины. Когда необходимо предотвратить это смешение, используются «уплотняющие» инструменты из твердой резины для обеспечения разделения между различными заканчиваниями.

Заканчивание дренажной скважины

Заканчивание дренажной скважины представляет собой форму горизонтального или наклонного бурения. Этот тип заканчивания заключается в горизонтальном бурении пласта из вертикальной скважины, обеспечивающем «слив» углеводородов, которые попадают в скважину. В некоторых пластах бурение дренажной скважины может обеспечить более эффективное и сбалансированное извлечение целевых углеводородов. Заканчивание дренажных скважин чаще связано с нефтяными скважинами, чем со скважинами природного газа.

Устье скважины

Устье скважины

Источник: NETL – DOE

Устье состоит из оборудования, устанавливаемого на устье скважины для управления добычей углеводородов из подземного пласта. Он предотвращает утечку нефти или природного газа из скважины, а также предотвращает выбросы, вызванные высоким давлением. Для формаций, находящихся под высоким давлением, обычно требуются устья скважин, способные выдерживать большое восходящее давление выходящих газов и жидкостей. Эти устья должны выдерживать давление до 20 000 фунтов на квадратный дюйм (psi). Устье состоит из трех компонентов: оголовка обсадной колонны, оголовка НКТ и «елки».

Головка обсадной трубы состоит из тяжелых фитингов, которые обеспечивают уплотнение между обсадной колонной и поверхностью. Головка обсадной колонны также служит для поддержки всей длины обсадной трубы, спускаемой по всей скважине. Эта часть оборудования обычно содержит захватный механизм, обеспечивающий плотное прилегание между головкой и корпусом.

«Рождественская елка»

Источник: NGSA

Головка НКТ очень похожа на головку обсадной трубы. Он обеспечивает уплотнение между НКТ, проложенной внутри обсадной колонны, и поверхностью. Как и головка обсадной трубы, головка насосно-компрессорной трубы предназначена для поддержки всей длины обсадной колонны, а также обеспечивает соединения на поверхности, которые позволяют контролировать поток жидкости из скважины.

«Рождественская елка» — это элемент оборудования, который надевается на верхнюю часть обсадной колонны и насосно-компрессорных труб и содержит трубы и клапаны, регулирующие поток углеводородов и других жидкостей из скважины. Обычно она имеет много ветвей и имеет форму дерева, отсюда и название «рождественская елка». производит хорошо. Типичная рождественская елка имеет высоту около шести футов.

Подъем и обработка скважины

После того, как скважина будет завершена, она может начать добывать природный газ. В некоторых случаях углеводороды, находящиеся в формациях под давлением, естественным образом поднимаются через скважину на поверхность. Чаще всего это касается природного газа. Поскольку природный газ легче воздуха, как только путь к поверхности открыт, сжатый газ будет подниматься на поверхность практически без помех. Это наиболее характерно для пластов, содержащих только природный газ или только легкий конденсат. В этих сценариях, как только рождественская елка будет установлена, природный газ будет поступать на поверхность без посторонней помощи.

Чтобы лучше понять природу скважины, потенциальные испытания обычно проводятся в первые дни добычи. Этот тест позволяет инженерам по скважинам определить максимальное количество природного газа, которое скважина может добыть за 24 часа. На основе этих и других сведений о пласте инженер может сделать оценку того, какой будет «наиболее эффективная скорость извлечения» или MER. MER — это скорость, при которой можно извлечь наибольшее количество природного газа без ущерба для самого пласта.

Другим важным аспектом добывающих скважин является «скорость падения». Когда скважина впервые пробурена, пласт находится под давлением и производит природный газ с очень высокой скоростью. Однако по мере того, как из пласта извлекается все больше и больше природного газа, дебит скважины снижается. Это известно как скорость снижения. Определенные методы, включая подъем и интенсификацию скважины, могут увеличить дебит скважины.

Насос с конской головкой

Источник: ChevronTexaco Corporation

В некоторых газовых скважинах и нефтяных скважинах с попутным природным газом сложнее обеспечить эффективный поток углеводородов вверх по скважине. Подземный пласт может быть очень «плотным», что делает движение нефти через пласт и вверх по скважине очень медленным и неэффективным процессом. В этих случаях требуется подъемное оборудование или обработка скважины.

Подъемное оборудование состоит из различного специализированного оборудования, используемого для «подъема» нефти из пласта. Это чаще всего используется для извлечения нефти из пласта. Поскольку нефть находится в виде вязкой жидкости, для извлечения ее из-под земли требуются определенные усилия. Доступны различные типы подъемного оборудования, но наиболее распространенный метод подъема известен как «насос штанги». Насос штанги приводится в действие поверхностным насосом, который перемещает трос и штангу вверх и вниз в скважине, обеспечивая подъемное давление, необходимое для подъема нефти на поверхность. Наиболее распространенным типом подъемного оборудования для тросовой штанги является «конская голова» или обычный насос-балка. Эти насосы можно узнать по характерной форме приспособления для подачи кабеля, которое напоминает голову лошади.

Обработка скважин

Обработка скважин – еще один метод обеспечения эффективного оттока углеводородов из пласта. По существу, этот тип интенсификации притока состоит из закачки в скважину кислоты, воды или газа для вскрытия пласта и обеспечения более легкого протекания нефти через пласт. Кислотная обработка скважины заключается в закачке кислоты (обычно соляной) в скважину. В известняковых или карбонатных формациях кислота растворяет части породы в формации, открывая существующие пространства для потока нефти. ГРП состоит из закачки в скважину жидкости, давление которой «раскалывает» или открывает трещины, уже имеющиеся в пласте. В дополнение к закачиваемой жидкости также используются «пропирующие агенты». Эти расклинивающие агенты могут состоять из песка, стеклянных шариков, эпоксидной смолы или кварцевого песка и служат для распирания недавно расширенных трещин в пласте. При гидроразрыве пласта в пласт закачивается вода, а при гидроразрыве пласта CO2 используется газообразный диоксид углерода. Оборудование для гидроразрыва пласта, кислотной обработки и подъема может использоваться в одной и той же скважине для повышения проницаемости и расширения пор пласта.

Эти методы были более распространены для нефтяных скважин, но все чаще применяются для увеличения скорости добычи из газовых скважин, особенно гидравлического разрыва пласта. По мере бурения более глубоких и менее традиционных скважин природного газа становится все более распространенным использование методов интенсификации притока на газовых скважинах.

Нажмите на следующие ссылки, чтобы узнать больше: гидроразрыв пласта и сланцевый газ.

Следующим этапом производства природного газа является переработка. Это включает в себя забор «сырого» природного газа, полученного из-под земли, удаление примесей и обеспечение готовности газа к использованию перед транспортировкой к месту назначения.

25 сентября 2013 г. by natgas

Типы скважин — AAPG Wiki

Буровая установка на месторождении Пайндейл на фоне гор Винд-Ривер, штат Вайоминг, США. Фото © Дугласа Маккартни.

Существует несколько различных типов скважин, которые можно бурить, и они описаны ниже. Конкретный тип скважины может лучше всего подходить или быть наиболее экономичным для дренирования углеводородов определенной конфигурации. Можно использовать различные стратегии бурения для размещения скважин по определенной схеме с целью оптимизации добычи на месторождении.

Содержимое

• 1 Обычные лунки
• 2 скважины бокового ствола
• 3 Горизонтальные скважины
• 4 Дизайнерские колодцы
• 5 Многозабойные скважины
• 6 Бурение на ГНКТ
• 7 Вращательное бурение через НКТ
• 8 См. также
• 9 Каталожные номера
• 10 Внешние ссылки

Обычные скважины

На заре нефтяной промышленности бурение скважин было простой операцией. Место скважины было выбрано в верхней части пласта, и скважина была пробурена прямо до целевого объекта как вертикальная скважина. Затем бурение стало более изощренным, когда было усовершенствовано искусство наклонных скважин. Здесь буровое долото отклоняется под углом от вертикали в сторону определенной цели. Наклонные скважины обычно бурят из стационарных мест бурения, таких как морская платформа. ^[1] Один из методов наклонно-направленного бурения использует компоновку с буровой турбиной и долотом. Поток бурового раствора через турбину заставляет вращаться присоединенное долото, в то время как бурильная колонна остается неподвижной. Бурильщики называют этот тип бурения скользящим, поскольку бурильная труба скользит по отверстию позади турбины. Для отклонения долота в соответствующем направлении используется изогнутый переводник; это кусок бурильной трубы, согнутый под углом примерно 1-2°, который вставляется за ГТ и ориентируется с поверхности вдоль запланированного направления скважины. ^[2]

Более поздний метод отклонения скважины включает использование роторной управляемой компоновки. Сигналы с поверхности могут быть отправлены на инструмент, чтобы отклонить долото в соответствующем направлении, в то время как оно все еще продолжает бурение во вращательном режиме. Бурение таким образом может быть более эффективным, потому что меньше риск заклинивания бурильной трубы, она поворачивается, а не скользит, и скорость проходки выше. ^[3]

Вертикальные и умеренно наклонные скважины называются обычными скважинами. Они являются наиболее распространенными конфигурациями скважин, поскольку их бурение относительно дешево.

Зарезка ствола скважины

Типичной операцией является зарезка ствола скважины. Это когда скважина уже пробурена или частично пробурена и есть необходимость выхода из одной стороны скважины на другую цель. Боковая ветвь может потребоваться, если в первоначальном отверстии застрял предмет, который невозможно выловить. На действующих месторождениях существующая скважина может быть забурена, если эта скважина больше не используется, например, нефтяная скважина обводнена. В обсадной трубе исходной скважины специальным фрезерным агрегатом будет прорезано окно, после чего бурение продолжится из окна в направлении новой цели.

Горизонтальные скважины

Рисунок 1  Горизонтальные скважины бурятся под большим углом, как правило, более 80°, с намерением удержать скважину в пределах определенного интервала продуктивного пласта или зоны углеводородов. ^[4]

Горизонтальные скважины — это скважины, в которых участок пласта бурится под большим углом, как правило, с траекторией, позволяющей удерживать скважину в пределах определенного интервала пласта или зоны углеводородов. Строго говоря, эти скважины редко бывают идеально горизонтальными, но в основном они имеют тенденцию быть почти горизонтальными, как правило, под углом более 80° от вертикали.

Горизонтальные скважины бурятся в определенной конфигурации. Касательная секция скважины бурится по отклоненной траектории скважины чуть выше секции пласта, до так называемой начальной точки. От начальной точки скважина бурится под все более высоким углом, изгибаясь в сторону угла, близкого к горизонтальному. Точка, в которой скважина входит (или приземляется) в пласт, называется точкой входа. С этого момента скважина продолжается в почти горизонтальном направлении с намерением удерживать ее практически в пределах целевого пласта до тех пор, пока не будет достигнута желаемая длина горизонтальной проходки (Рисунок 1).

Рисунок 2  Проблемы могут возникнуть при посадке горизонтальной скважины, если целевая зона находится слишком высоко или слишком низко по сравнению с прогнозируемым. ^[4]

Одна из проблем при бурении горизонтальной скважины заключается в определении точки начала бурения примерно на правильном расстоянии над пластом (Рисунок 2). Начальная точка будет запланирована на определенной глубине выше прогнозируемой глубины целевой зоны, чтобы было достаточно места для разворота скважины, чтобы войти в цель под углом, близким к горизонтальному. Если целевая зона оказывается высоко в прогнозе, есть вероятность, что скважина будет пробурена насквозь через пласт, прежде чем сможет достаточно быстро развернуться, чтобы установить горизонтальную траекторию. Если целевая зона глубже, чем ожидалось, то можно пробурить довольно большое расстояние скважины под очень большим углом, прежде чем войти в резервуар. Учитывая обычную неопределенность при определении глубины целевой зоны по сейсмическим данным, обычно сначала бурят пилотную скважину, чтобы получить эту информацию напрямую. Пилотные скважины могут быть вертикальными, хотя пилотную скважину лучше отклонить в сторону горизонтальной траектории скважины, и ближе к планируемой точке входа горизонтального участка. Если рядом с оценочной скважиной планируется бурение горизонтальной скважины, то ее можно использовать в качестве ориентира для пилотной скважины.

Горизонтальная скважина может быть пробурена по геометрии, если есть достаточная уверенность в ожидаемой геометрии пласта. Цели определяются в точке входа и на полной глубине, и скважина бурится по заданному геометрическому плану между ними.

Альтернативой является геонавигация горизонтальной скважины, особенно там, где нет уверенности в прогнозировании геологии резервуара. Геонавигация включает использование геологической информации, полученной во время бурения скважины, чтобы попытаться удержать траекторию скважины в пределах цели. Это может включать использование каротажных данных в режиме реального времени, но также может включать в себя ввод во время бурения биостратиграфии буровой площадки или исследования бурового шлама, если литология кровли и подошвы резервуара различается.

Основной метод геонавигации заключается в использовании отображения каротажных данных в режиме реального времени во время бурения горизонтальной скважины. Данные скважинного каротажа могут быть напрямую переданы на экран компьютера в кабинете геолога с буровой площадки. Это позволяет геологу установить, какая часть резервуара бурится, а затем решить, куда следует направить скважину дальше. Это делается путем сравнения каротажных диаграмм в реальном времени с данными из близлежащих скважин. Отклики каротажа в горизонтальных скважинах могут выглядеть иначе, чем в обычных скважинах. ^[5] С помощью компьютерного моделирования можно создать каталог ожидаемых откликов логарифма, как они будут отображаться на горизонтальной траектории. Если геолог считает, что скважина находится выше целевой зоны, он попросит бурильщика наклонно-направленного бурения на буровой повернуть вниз; если геолог считает, что они находятся ниже цели, он попросит бурильщика подрулить.

Геонавигация иногда сопряжена с высоким риском и может вызвать стресс. На заре бурения горизонтальных скважин было обнаружено, что чуть менее половины всех пробуренных горизонтальных скважин закончились неудачей или оказались неэффективными по сравнению с ожидаемыми. ^[6] Возможно, с тех пор результаты улучшились; тем не менее откровенные неудачи случаются и сегодня.

Часто при бурении новых скважин геология оказывается совершенно отличной от ожидаемой, и это отражает природу неопределенности коллектора. Тем не менее, результат вертикального вскрытия интервала продуктивного пласта гораздо более предсказуем, чем при бурении горизонтальной скважины. Случайные геологические неопределенности, которые окажут относительно незначительное влияние на результат бурения вертикальной скважины, могут вызвать серьезные проблемы при эксплуатации горизонтальной скважины.

Рисунок 3  Геонавигация горизонтальной скважины будет осуществляться через целевую зону с учетом падения пласта. Если предполагаемое падение неверно, скважина может выйти из целевой зоны. Проблемы также возникают, если скважина пересекает неожиданный разлом. ^[4]

При очень больших углах, если верхний резервуар находится на 15 м (49 футов) глубже, чем предполагалось, цель будет пробита намного позже, чем планировалось, или может быть вообще пропущена (Рисунок 2). Иногда, после отслеживания целевого интервала, скважина может затем пересечь неожиданный подсейсмический разлом и выйти из целевой зоны. Может быть неясно, какой стратиграфический интервал был обнаружен на другой стороне разлома. Геолог, наблюдающий за скважиной, может не знать, находится ли цель выше или ниже траектории скважины. Другая проблема, которая может возникнуть, заключается в том, что прогнозируемый угол падения пласта неверен на несколько градусов. В этом случае скважина быстро выйдет из верхней или нижней части тонкой цели. Может потребоваться длинный участок пробуренного интервала, прежде чем его можно будет снова направить обратно в целевой горизонт (Рисунок 3).

Некоторые геологи говорят об эффективности управления горизонтальной скважиной; процент от общей длины скважины в целевой зоне за точкой входа. Современные каротажи удельного сопротивления во время бурения, используемые в компоновках для геонавигации, имеют некоторую степень возможности опережения, чтобы попытаться максимизировать эффективность управления. Ток, создаваемый инструментом, может иметь достаточную глубину проникновения, чтобы определить, сходится ли буровая компоновка на границе пласта. Это может дать достаточное предупреждение, чтобы скважину можно было отвести от границы пласта.

Несмотря на эти проблемы, горизонтальные скважины часто оказываются самыми продуктивными на месторождении. Есть много причин для бурения горизонтальной скважины, а не обычной скважины. Они могут производить значительные объемы дополнительных запасов из того, что в противном случае было бы неэффективным участком коллектора. Хотя их бурение дороже и они более подвержены отказам, горизонтальные скважины часто дают в несколько раз больше дебита, чем эквивалентная обычная скважина в том же пласте. Например, опыт работы в поясе тяжелой нефти Венесуэлы показал, что дебиты значительно увеличиваются при добыче из горизонтальных скважин, но они стоят всего в 1,5 раза дороже, чем вертикальные скважины. ^[7] На месторождении Видури и прилегающих к нему месторождениях на шельфе Суматры 15% добычи приходится на горизонтальные скважины, однако они обеспечивают 30% объема добычи нефти. ^[8]

Коллекторы, как правило, намного длиннее и шире в поперечном направлении по сравнению с их толщиной, поэтому вероятность того, что горизонтальная скважина будет находиться в значительно большем контакте с пластом заданной длины, выше, чем у вертикальной скважины. Еще одна особенность горизонтальной скважины заключается в том, что при заданном расходе более длинной скважине требуется меньшая депрессия для добычи с таким же расходом.

Все это может привести к тому, что горизонтальные скважины будут гораздо более продуктивными или экономичными, чем обычные скважины. Это, как правило, относится к следующим ситуациям:

• Тонкие резервуары. Обычная скважина пересекает относительно тонкий участок пласта, тогда как горизонтальная скважина может проходить по всей длине пласта и давать гораздо больше углеводородов. ^[9]
• Горизонтальные скважины могут быть нацелены на длинные узкие макроформы, такие как песчаники, заполняющие каналы.
• Трещиноватые резервуары. Горизонтальная скважина имеет гораздо больше шансов пересечь вертикальные или крутопадающие естественные трещины по сравнению с обычными скважинами. Это может быть особенно эффективным способом разработки трещиноватых коллекторов с очень низкой проницаемостью материнской породы. ^[10]
• Низкопроницаемые коллекторы. Там, где интервал показывает низкую проницаемость, горизонтальные скважины могут компенсировать это за счет максимального увеличения длины контакта с пластом. Это означает, что породы с низкой проницаемостью, такие как мел, могут добывать с экономически выгодными темпами, которые были бы незначительными или нерентабельными при использовании обычных скважин.
• Резервуары, склонные к конусообразованию. Из-за меньшей депрессии горизонтальные скважины могут быть менее склонны к образованию конусов воды или газа. Например, на месторождении Видури на шельфе Суматры были пробурены горизонтальные скважины, чтобы свести к минимуму образование конусов воды. Высокие вертикальные проницаемости и вязкая нефть являются факторами, которые могут способствовать конусообразованию в вертикальных скважинах на месторождении. ^[8]
• Точно так же отдельные горизонтальные скважины дают больше нефти в пластах с тяжелой нефтью, потому что меньшая депрессия давления имеет тенденцию дольше удерживать воду и газ вдали от скважины. Например, до 2002 года на месторождении Хамака в поясе тяжелой нефти Ориноко в Венесуэле было пробурено в общей сложности 110 горизонтальных скважин. План разработки состоит в том, чтобы в конечном итоге пробурить более 1000 горизонтальных стволов для добычи нефти плотностью 8–10 ° API. ^[11]
• Нефтяные оторочки, тонкие нефтяные столбы, обычно залегающие ниже газовой шапки, могут быть обнаружены горизонтальными скважинами. Уменьшенная депрессия сводит к минимуму вероятность образования конуса воды из водяного отвода или забора газа из газовой шапки.

В некоторых частях мира предпочтение отдается горизонтальным скважинам, в то время как обычные скважины встречаются гораздо реже. Это относится к Датскому Северному морю, где мел является основным пластом-коллектором, а также к некоторым частям Ближнего Востока, таким как Катар, Абу-Даби и Оман. ^[12]

Бывают ситуации, когда бурение горизонтальных скважин невыгодно. В коллекторах с очень низким Kv/Kh (вертикальная проницаемость/горизонтальная проницаемость) из-за мелкомасштабных перегородок, параллельных напластованию, горизонтальные скважины, параллельные напластованию, неэффективны. ^[13] Многочисленные перегородки, расположенные параллельно стволу скважины, сильно ограничивают доступный для контакта объем дренажа. Такие сильнослоистые коллекторы лучше бурить наклонными, а не горизонтальными скважинами. Некоторые специалисты по недропользованию советуют не бурить горизонтальные скважины, если более практичным может быть бурение наклонной скважины. Их бурение менее рискованно, и есть больше шансов установить, какая часть стратиграфии коллектора была вскрыта скважиной. Наклонные скважины могут быть лучшим вариантом для бурения нагнетательных скважин, где важно обеспечить поддержку заводнением конкретного интервала коллектора.

Проектные скважины

Рисунок 4 Проектная скважина на месторождении Осеберг, Норвежское Северное море. Планировалось, что горизонтальный участок скважины будет нацелен на несколько сейсмически определенных речных русловых тел в пределах формации Несс. Из Ryseth et al. ^[14] Перепечатано с разрешения AAPG.

Проектировочные скважины представляют собой наклонно-направленные или горизонтальные скважины, имеющие более одного намеченного объекта. Это делает их более рентабельными, поскольку в противном случае для эффективного дренирования отдельных целей потребовалось бы несколько обычных скважин. Одной из целей проектной скважины может быть проникновение и дренирование более чем одного разломного блока. На зрелых месторождениях многоцелевые уплотняющие скважины могут увеличить шансы найти рентабельный объем нефти. Например, на месторождении Осеберг в Норвежском Северном море дизайнерская скважина успешно нацелилась и выровняла несколько тел из песчаника в речных руслах (рис. 4). ^[14]

Многоствольные скважины

Рисунок 5  Многоствольные скважины на месторождении Терн, Великобритания, Северное море. Из Блэка и др. ^[15] Перепечатано с разрешения Геологического общества.

Многоствольные скважины – это скважины, имеющие более одного ответвления, расходящегося от основного ствола (рис. 5). Каждая ветвь может дренировать отдельную часть пласта и добывать в общий единый ствол скважины. Преимущество многозабойных скважин в том, что при том же количестве точек дренирования они могут быть несколько дешевле, чем если бы были пробурены отдельные скважины.

Бурение с использованием ГНКТ

ГНКТ представляет собой непрерывную стальную трубу малого диаметра, хранящуюся на катушке на поверхности, длиной до 6000 м (19 685 футов). ГНКТ можно использовать вместо бурильных труб для новых скважин и горизонтальных боковых стволов малой и средней длины (обычно с шагом менее 800 м [2625 футов]). Комбинация буровой турбины и бурового долота используется для бурения на ГНКТ. Турбина приводится в действие грязью, проходящей через нее; сама трубка не вращается. Преимущество бурения с использованием ГНКТ заключается в том, что операция бурения выполняется быстрее, чем при обычном бурении, поскольку исключается время соединения, связанное с бурильной трубой с муфтой. Трубка просто вкатывается в скважину и вынимается из нее.

Вращательное бурение через НКТ

Вращательное бурение через НКТ является относительно недорогим методом создания бокового ствола малой или средней длины существующей скважины (с шагом до 1000 м [3381 фут], иногда более длинным ). Бурильная труба с тонким диаметром используется для бурения скважины, и преимущество этого заключается в том, что бурильная труба достаточно узкая, чтобы ее можно было пропустить через существующую эксплуатационную колонну. ^[16] Это устраняет затраты времени и средств, связанные с извлечением заканчивания из существующей скважины для начала бурения и повторным спуском после достижения скважиной полной глубины. Вращательное бурение через НКТ использовалось на месторождении Гульфакс в норвежском Северном море. Данные 4-D сейсморазведки используются для определения оставшихся нефтяных целей. Многие из этих целей небольшие, но их можно дешево пробурить с помощью вращательного бурения через НКТ. Это способствовало обращению вспять снижения добычи нефти на поздней зрелой стадии эксплуатации месторождения. ^[17]

См. также

• Траектория ствола скважины
• Заканчивание скважин
• Планирование скважин

Ссылки

1. ↑ Cheatham, C., 1992, Траектория ствола скважины, в D. Morton-Thompson and AM Woods, eds., Справочное руководство по геологии разработки: AAPG Methods in Exploration Series 10, p. 71-75.
2. ↑ Инглис, Т. А., 1987, Направленное бурение: Лондон, Graham & Trotman, 260 стр.
3. ↑ Даунтон Г., А. Хендрикс, Т. С. Клаузен и Д. Пафитис, 2000 г., Новые направления вращательного управляемого бурения: Обзор нефтяных месторождений, весна 2000 г. , т. 12, вып. 1, с. 18-29.
4. ↑ ^{4.0 4.1 4.2} Шепард, Майк, 2009 г., Типы скважин, в М. Шеперд, Геология добычи нефти, Мемуар AAPG 91, с. 231-297.
5. ↑ Михан, Д. Н., 1994, Геологическое управление горизонтальными скважинами: Журнал нефтяных технологий, SPE 29242, т. 46, вып. 1, с. 3-12.
6. ↑ Беливо, Д., 1995, Неоднородность, геостатистика, горизонтальные скважины и мощность блэкджека: Journal of Petroleum Technology, т. 47, вып. 4, SPE Paper 30745, p. 1068-1074.
7. ↑ Гамильтон, Д. С., Р. Барба, М. Х. Хольц, Дж. Йе, М. Родригес, М. Санчес, П. Кальдерон и Дж. Кастильо, 2003 г., Бурение горизонтальных скважин в поясе тяжелой нефти, восточная часть Венесуэльского бассейна. : Анализ опыта бурения, в Т. Р. Карр, П. Мейсон и К. Т. Физел, ред., Горизонтальные скважины: фокус на коллектор: методы разведки AAPG 14, с. 127-141.
8. ↑ ^{8.0 8.1} Картер, Д. К., В. Кортланг, М. Смелсер и Дж. К. Тронкосо, 1998 г., Комплексный подход к проектированию и планированию горизонтальной скважины на месторождении Видури, шельф юго-востока Суматры, Индонезия: Труды компании Indonesian Petroleum Ассоциация, 26-я ежегодная конвенция, 19 мая.98, т. 2, с. 135-162.
9. ↑ Файерс, Ф. Дж., С. Арбаби и К. Азиз, 1995 г., Проблемы разработки месторождений в связи с разведкой горизонтальных скважин: Нефтяные геолого-геофизические науки, т. 1, с. 13-23.
10. ↑ Мейджор, Р. П. и М. Х. Хольц, 1997, Определение ориентации трещин в зрелом коллекторе карбонатной платформы: Бюллетень AAPG, т. 81, вып. 7, с. 1063-1069.
11. ↑ Танкерсли, Т. Х. и М. В. Уэйт, 2002 г., Моделирование коллектора для горизонтальной эксплуатации гигантского месторождения тяжелой нефти. Проблемы и извлеченные уроки: Представлено на Международном симпозиуме SPE по тепловым операциям и тяжелой нефти и на Международной конференции по технологиям горизонтальных скважин, 4 ноября. 7, 2002 г., Калгари, Канада, SPE Paper 789. 57, 6р.
12. ↑ Нурми, Р., Горизонтальные основные моменты: Обзор оценки скважин на Ближнем Востоке, №. 16, с. 8-25.
13. ↑ Haldorsen, HH, DM Chang и S.H. Begg, 1987, Прерывистые барьеры вертикальной проницаемости: вызов инженерам и геологам, в J. Kleppe, EW Berg, AT Buller, O. Hjelmeland, and O. Torsaeter, eds ., Залежи нефти и газа в Северном море I: London, Graham & Trotman, p. 127-151.
14. ↑ ^{14,0 14,1} Рисет, А., Х. Фьельбиркеланд, И. К. Осмундсен, А. Сколнес и Э. Захариассен, 19 лет98, Стратиграфия высокого разрешения и картирование сейсмических атрибутов речного резервуара: среднеюрская формация Несс, месторождение Осеберг: Бюллетень AAPG, т. 82, вып. 9, с. 1627-1651 гг.
15. ↑ Блэк, Р. К., Х. Дж. Полен, М. Дж. Робертс и С. Э. Родди, 1999, Разработка месторождения Терн: сочетание новых технологий для выгоды бизнеса, в А. Дж. Флит и С. А. Р. Болди, ред., Нефтяная геология северо-западной Европы: Труды 5-й конференции Геологического общества, Лондон, с.