.

qe.

Гідравлічний опір руху теплоносія складається з опору тертя , місцевих опорів, викликаних двома кінцевими та п'ятнадцятьма дистанціонуючими гратами, нівелірного опору, пов'язаного з підйомом рідини в активній зоні та опору прискорення.

Відповідно середнім параметром

; ;.

Відносний крок решітки:

,

якщо >1,02, то геометричний параметр знаходимо за формулою:

а=0,58+9,2Ч(?-1)=0,58+9,2Ч(1,3072-1)=3,4064.

Коефіцієнт тертя для труби:

Визначуваний коефіцієнт тертя для пучка стрижнів:

Втрата тиску на тертя, МПа:

Коефіцієнти місцевих опорів кінцевих грат: , дистанціонуючих грат: .

;

.

Втрата тиску на підйом рідини:

.

Втрата тиску на прискорення:

.

Визначаємо сумарні втрати тиску по активній зоні:

На початку розрахунку втрата тиску у активній зоні приймалася 0,3 МПа. Оскільки розбіжність між прийнятою втратою тиску і розрахованою (0,3701 МПа) мала, то отримані результати розрахунку можна вважати остаточними.

На кожному перетині активної зони з висотою визначається перепад температури між зовнішньою поверхею пального і температурою теплоносія:

,

тут - середня температура теплоносія по реактору в даному перетині.

Середні температури теплоносія на зовнішній поверхні та у центрі паливного стовба визначається як:

,

де n- кількість перерізів, на які розбивають активну зону з висотою.

Докладний розрахунок для точки з координатою (0) приводиться нижче:

2.1 Збільшення нафтовіддачі за допомогою термічних методів

Термічний метод видобутку нафти - метод підвищення нафтовіддачі продуктивних пластів, засновані на додатковому прогріванні нафтонасищених колекторів.

Застосовуються в основному для розробки родовищ високов'язких і важких нафт, як при свердловинної технології вилучення, так і при шахтної розробці нафтових родовищ. Зі збільшенням температури різко знижується в'язкість нафти, у зв'язку з чим підвищується нафтовіддача, збільшуються дебіти свердловин і темпи розробки покладів. Прогрівання нафтовмісних порід забезпечує кращий відмивши нафти від скелета колектору, а також зростання інтенсивності капілярного просочення малопроникних нафтонасищенних зон пласта. Легкі фракції нафти при нагріванні випаровуються, а при наступному охолодженні і конденсації утворюють облямівки розчинника, різко збільшують ефективність витіснення нафти. В неоднорідних колекторах термічному впливу піддаються в першу чергу високопронекні пропластки, пізніше за рахунок прогріву навколишніх порід у розробку підключаються і малопроникні ділянки.

Термічні методи видобутку включають: витіснення нафти з пласта теплоносіями (вода, водяна пара, парогазові суміші). Внутрішньо пластове горіння і різні комбіновані методи, наприклад термолужну, термокислотні вплив теплової облямівки та ін. Закачування в пласт теплоносія здійснюється і при тепловій обробці свердловин, але протягом більш короткого періоду (2-4 тижні) і з меншим об'ємом теплоносія (кілька десятків тон на 1 м розкритого продуктивного пласта). Після 1-2-тижневого вистоювання свердловин починають їх експлуатацію; при досягненні гранично рентабельного дебіту свердловин цикл закачування повторюють. З термічних методів видобутку найбільш поширений метод циклічного нагнітання теплоносія. Застосування термічного методу видобутку підвищує нефтеотдачу на 20-40 %. Вперше термічний метод видобутку був застосовані в 1934-1935 рр. на нефтянних - Ширванском родовищі (Краснодарський край); в 80-і рр. широко використовуються в СРСР на родовищах: Усинское (Комі АРСР), Каражанбаское, Кенкіякское (Казахстан), Охінском (Сахалін), а також за кордоном - на Суплаку-де-Баркеу (Румунія), Іст-Тіа-Хуана, Болівар (Венесуела), Керн-Рівер, Сан-Андро, Слосс (США).

Термічні методи є перспективними для видобутку високов'язких нафт і нафт з неньютонівськими властивостями. Однак існують родовища з такими умовами залягання і властивостями нафти, при яких теплові методи впливу можуть виявитися єдиними, допускаючими промислову розробку.

Якщо пластова температура дорівнює або близька до температури початку кристалізації парафіну в пластових умовах, то витіснення нафти холодною водою призведе до охолодження пласта, випаданню парафіну і закупорці пір, що посилиться при сильній пошаровим неоднорідності пласта. Нагнітається холодна вода, швидко просуваючись по найбільш проникним уславитися, стане джерелом охолодження вище і нижче залягають менш проникних прошарків. Охолодження приведе в кращому випадку до загусанню нафти, а в гіршому - до випадання розчинених парафінів в тверду фазу і консервації запасів нафти в пропластках. Зазначені особливості властивостей нафти і сильна послойна неоднорідність пласта можуть призвести до отримання значного ефекту при закачуванні в такий пласт теплоносія. У цьому випадку гаряча вода (або пар), проникаючи по добре проникною прослою, буде прогрівати вище і нижче залягающі шари пласта, що призводить до зниження в'язкості нафти і сприяє більш повному вилученню запасів.

Методи теплового впливу на пласт перспективні як методи збільшення нафтовіддачі пластів і як чи не єдиний спосіб видобутку високов'язких нафт і бітумів. Розрізняють такі основні види теплових методів.

1. Накачування в шар гарячих теплоносіїв (вода і пар).

2. Створення всередині пластового рухомого осередка горіння.

3. Циклічна теплова обробка привибійної зони пласта.

Мал. 2.1. Залежність питомої обсягу Соб і масового Ст тепломісткість пари від тиску в стані насичення

Якщо перші два технологічних процеси ставляться до методів впливу на пласт, то останній має більше відношення до методів впливу на привибійну зону пласта. Найкращі теплоносії серед технічно можливих - вода і пар. Це пояснюється їх високою ентальпією. Взагалі тепломісних е пари вище, ніж води, однак зі збільшенням тиску вони наближаються один до одного (Мал.2.1). Зі збільшенням тиску нагнітання переваги пара в порівнянні з водою зменшуються, якщо їх оцінювати лише з позицій кількості введеної в пласт теплоти. Це також вказує на те, що найбільша ефективність досягається при закачуванні пара в неглибокі свердловини, коли потрібні низькі тиску. Слід мати на увазі, що тепломісні одиниці об'єму пара менше, ніж води, і особливо при низьких тисках. Однак прийомистість нагнітальних свердловин при закачуванні пари вище, ніж при закачуванні води, внаслідок меншої в'язкості пара.

При русі гарячої води по трубопроводах і пласту відбувається її охолодження. При русі пара такого зниження температури не відбувається завдяки прихованій теплоті паротворення і зміни його сухості. Процеси теплового впливу пов'язані з втратою теплоти в трубопроводах, свердловині і в самому пласті на прогрів покрівлі та підошви. ККД застосовуваних парогенераторів близько 80 %. Тепловтрати в поверхневих паропроводах оцінюються приблизно від 0,35 до 3,5 млн. КДж / добу на кожні 100 м трубопроводу. Це порівняно мала частка, так як сучасні парогенератори мають продуктивність близько 250-650 млн. КДж / добу.

Мал. 2.2 Залежність коефіцієнта теплоспоживання від безрозмірного часу ф = 4xt / h ^ 2 (по Рубенштейна): x-коефіцієнт температуропровідності навколишніх порід, м 2 / год; t-час закачування теплоносія, год; h-товщина пласта

Мал. 2.3. Залежність коефіцієнта відставання б від тривалості нагнітання теплоносія: 1 - h = 30 м; 2 - h = 20 м; 3 -h = 10 м

Тепловтрати в свердловині становлять приблизно 1,7 млн. КДж / добу на кожні 100 м довжини НКТ. Для зниження втрат теплоти кільцевий простір заповнюють газом (теплопровідність газу менше теплопровідності рідини). Розрахунки показують, що при здійсненні заходів щодо зниження втрат теплоти в свердловині їх можна довести до 2-3 % від загальної кількості теплоти, що вводиться в свердловину при закачуванні гарячої води, і до 3-5 % при закачуванні пара на кожні 100 м довжини стовбура. Втрати в стовбурі свердловини істотно обмежують ефективні глибини залягання пластів для теплового впливу: для води 1000-1200 м і для пара 700-1000 м при максимально можливих темпах закачування теплоносія. Збільшення швидкості закачування майже не позначається на абсолютній величині тепловтрат, тому збільшення темпів закачування призводить до зменшення частки тепловтрат від загальної кількості введеної в пласт теплоти.

Теплова ефективність впливу на пласт оцінюється ставленням накопиченої в обсязі пласта теплоти Qп до загальної кількості введеної теплоти Qв. Це відношення називають коефіцієнтом теплоспоживання. Тепловтрати в покрівлю і підошву пласта збільшуються у міру збільшення фронту нагнітання і площі, охопленої теплоносієм.

При зменшенні товщини пласта частка втрат в покрівлю і підошву зростає - коефіцієнт теплоспоживання зменшується. Оцінки тепловтрат показують, що після закінчення певного часу втрати стають рівними кількістю введеної теплоти і коефіцієнт теплоспоживання звертається в нуль (мал. 2.2).

Оцінка реальних втрат теплоти (див. мал. 2.2) показує, що через 86,8 сут закачування в пласт товщиною h = 5 м при ч = 0,003 м 3 / ч тепловтрати досягнутий 42 %. Причому ці так звані інтегральні втрати не залежать від геометрії течії теплоносія по пласту (радіальна або лінійна). Ці оцінки вказують також, що темп введення теплоносія в пласт повинен бути максимально можливим, оскільки при цьому коефіцієнт теплоспоживання зростає.

Теплопередача в пласті здійснюється конвективним (потоком гарячої води або пари) і дифузійним (за рахунок теплопровідності пористого середовища) способами. В результаті в пласті формується температурний фронт, що переміщається в напрямку фільтрації теплоносія. Однак теплоперенос, т. Е. Рух теплового фронту, і масоперенос, т. Е. Рух самого теплоносія в пласті, відбуваються з різними швидкостями внаслідок витоку теплоти на нагрів не тільки самого пласта, за яким відбувається фільтрація теплоносія, а й навколишніх порід.

При закачуванні гарячої води в пласті формуються дві зони: зона з падаючою температурою і зона, що не охоплена тепловим впливом, з початковою пластової температурою.

При закачуванні пара формується три зони: перша зона з приблизно однаковою температурою, насичена парою, температура якої залежить від тиску в цій зоні. Друга зона - зона гарячого конденсату (води), в якій температура знижується від температури насиченої пари до початкової пластової. Третя зона - зона, що не охоплена тепловим впливом, з пластової температурою.

Внаслідок витрат теплоти, що міститься в теплоносії, на прогрів пласта і навколишніх порід теплової фронт відстає від фронту витіснення (теплоносія), причому чим менше товщина пласта, тим відставання більше за інших рівних умов. Це пояснюється тим, що при малій товщині пласта частка втрат теплоти в покрівлю на підошву пласта більше і охолодження теплоносія відбувається швидше.

Однак таке відставання теплового фронту залежить ще й від теплофізичних і колекторських властивостей пласта і теплоносія, а також від ефективності витіснення нафти водою (мал. 2.3). З малюнка видно, що при товщині пласта 10 м (лінія 3) через рік температурний фронт відстане від фронту витіснення в 13,3 рази (б = 0,075), а при товщині пласта 30 м (лінія 1) - в 9,1 рази (б = 0,11).

При закачуванні пара також відбувається відставання температурного фронту від фронту витіснення. Проте за рахунок прихованої теплоти пароутворення при конденсації пари прогріта зона пласта збільшується в 3-5 разів (залежно від сухості нагнітається пара і тиску) в порівнянні із закачуванням гарячої води. У цьому полягає одна з переваг використання пари в порівнянні з гарячою водою в якості теплоносія.

При закачуванні гарячої води в зоні, що не охопленої тепловим впливом, відбувається витіснення нафти водою в ізотермічних умовах, а в нагрітій зоні, в якій температура змінюється від пластової до температури води на вибої свердловини, - в неізотермічних. При цьому знижується в'язкість нафти, поліпшується співвідношення рухливостей нафти і води, відбувається теплове збільшення обсягу нафти і ослаблення молекулярно-поверхневих сил. Все це призводить до збільшення нафтовіддачі.

При закачуванні пара в зоні конденсації механізм витіснення аналогічний механізму витіснення при закачуванні гарячої води. У першій зоні завдяки високій температурі відбувається часткова разгонка легких компонентів нафти і перехід їх із зони пара в зону конденсацій, що також призводить до ще більшого збільшення нафтовіддачі.

Роль кожного з перерахованих факторів залежить як від температурної обстановки в пласті, так і від фізико-хімічних властивостей пластової нафти (щільність, в'язкість, наявність легких компонентів та ін.).

Крім того, на практиці помічені збільшення і подальша стабільність прийомистості нагнітальних свердловин при закачуванні гарячої води. Однак при закачуванні пара в результаті дії прісного конденсату на глинисті компоненти пористого середовища, що приводить до розбухання глин, може спостерігатися і зниження прийомистості.

2.2 Збільшення нафтовіддачі пластів за допомогою закачування пара

У США є більше 2000 покладів, нафта з яких не може бути витягнута іншими способами, крім термічного. Високов'язкі нафти зазвичай дуже чутливі до зміни температури.

Наприклад, якщо в'язкість нафти при 49 град. дорівнює 1200 спз, то при 177 град. вона складе всього 10 спз. Отже, підвищення продуктивності пластів за допомогою нагнітання в них пари або гарячої води є виправданим методом збільшення пластів, що містять нафту підвищеної в'язкості.

Застосовують різноманітні методи впливу на пласт і привибійну зону: циклічна паротеплова обробка свердловин, циркуляційний спосіб і нагнітання пари в пласт для витіснення нафти. При першому способі обробляється свердловина, яка одночасно є нагнітальної та експлуатаційної. Закачування пара в цю свердловину чергується з відбором продукції з декількох. При цьому способі основною метою нагнітання є прогрів привибійної зони свердловин і зниження в'язкості нафти.

Свердловини оснащуються спеціальним обладнанням для закачування пара. Нагнітання пара ведеться з певним темпом протягом 10-14 діб, а в деяких випадках - до 4 тижнів. Потім свердловину закривають на період від двох-трьох діб до тижня. Протягом цього часу відбувається "всмоктування" пара і тепло поширюється від стовбура свердловини вглиб пласта. Потім свердловину знову вводять в експлуатацію, і вона працює до тих пір, поки Привибійна зона не охолоне і дебіт не впаде.

Тривалість ефекту обробки парою залежить від багатьох факторів і коливається від одного до шести місяців.

По закінченню ефекту від обробки, закачування пара можна відновити.

Другий спосіб полягає в циркуляції пари високого тиску. Перевага цього способу полягає в тому, що нафта з свердловин відбирають безперервно, тобто нагнітання пари та відбір нафти здійснюється одночасно.

Третій спосіб являє собою нагнітання пари за звичайною схемою витіснення від нагнітальних свердловин при одночасній видобутку через експлуатаційну свердловину, подібно схемою, за якою здійснюється заводнення.

Пар нагнітають в центральну свердловину, а нафта відбирають з периферійних.

У 1966р фірма "Тайдуотер" використовували парову обробку на 106 великих родовищах. Перші свердловини, на яких почали паротеплового обробку, тепер піддається цієї операції вшосте.

У 1956-1959гг. фірма Тайдуотер обладнала забійними нагрівачами 180 старих свердловин. Деякий час прогрівали 797 свердловин, використовуючи для цієї мети 193 наземні водонагрівальні установки. Одна установка обслуговувала 4-5 свердловин. Від нагрівача до свердловин прокладали 3 і 1/3 - дюймовий трубопровід. До колони компресорно-насосних труб хомутами прикріплювали трубки для подачі гірської води на забій і зворотного підйому її на поверхню. Теплообмінник встановлювали нижче глибинного насоса. Тобто гаряча вода циркулювала за закритою схемою. Було встановлено, що під дією прогріву відбувається розчинення асфальтенов в привибійній зоні свердловини, підвищується рухливість нафти і набагато поліпшується робота глибинного насоса.

Ступінь обводнення видобутої продукції має суттєве значення при прогріванні. Чим більше міститься води, тим нижче температура нагріву на забої і, отже, тим менше приріст видобутої нафти прогрів майже не впливає на об'єм води, видобутої з нафтою, при цьому дебіт свердловини значно збільшується.

2.3 Проблеми, пов'язані із закачуванням пара

Роботи з проведення паротеплового обробки свердловин не завжди можуть бути успішними, навіть при ретельному виборі об'єкта і сприятливих умовах. Невдачі можуть бути різними: від повної втрати свердловини до видобутку такого незначної кількості додатково видобутої нафти, яке не покриває навіть витрат.

Порив обсадних труб. Однією з основних причин невдалого проведення паротеплової обробки свердловин є порив обсадних труб. Якщо обсадная колона довжиною 610 м нагрівається до 204 ° С, то вона подовжиться на 1,5 м в разі, якщо, може вільно рухатися. В іншому випадку (т. Е. Якщо, вона жорстко закріплена) спостерігається її вигин і можливий порив під дією напруги стиснення. Підвищення температури обсадної колони можна знизити шляхом використання пакера і спеціальних труб для закачування пара.

При проведенні паро теплової обробки свердловин на родовищі Кет-Каньйон конструкції свердловин не відповідали умовам впливу і при закачуванні виникла необхідність у підтримці високих гирлових тисків. Щоб ввести в пласт сісквок 5 млн. Ккал / ч за допомогою нагнітання пари, тиск на гирлі свердловин має становити 150-175ат. Такому тиску відповідає температура 340-355 ° С. Нагрівання обсадних труб у свердловинах, маючих звичайну конструкцію, неминуче, а це часто призводить до серйозних аварій з експлуатаційною колоною.

На ділянці Юнайтид Каліфорнія порив експлуатаційних колон мав місце в трьох свердловинах. Всі вони були обсаджені трубами марки J-55 з укороченими муфтами (8 ниток різьби). Аварії сталися через зрив або руйнування муфт, в період створення тиску в свердловині або при експлуатації свердловини після першого циклу закачування пара.

У двох свердловинах руйнування колони були значними: щілини при виході кінця грубий з муфти становили 100-115 мм. У третій свердловині відзначений тільки зрив кінця труби з муфти без освіти щілини. Глибина, на якій сталися аварії колон, становить кілька більше 460 м, т. Е. В місцях, де труби мають погану "опору", цементне кільце ослаблено, і теплопровідність від свердловини до оточуючих породі низька.

Аварії пояснюються перегрівом обсадних колон. Термічні напруги стиснення, що виникають в трубах в період нагнітання пари, перевершують межу міцності матеріалу. При наступному охолодженні свердловини стиск колони змінюється її, розтягуванням, що обумовлює розриви різьбових з'єднань, міцність яких нижче, ніж тіла труб.

Час, після якого відбувається руйнування колони, залежить від конструкції свердловини, температури пари і тривалості закачування. Аварія в свердловині Юнайтид Каліфорнія № 8 (тривалість нагнітання- 8 діб) відбулася через 173 дні після закачування пара. Сусідня свердловина, в яку нагнітали пар з аналогічними параметрами протягом 16 діб, вийшла з ладу через 4 дні в період вирівнювання тиску після закачування пара.

Щоб знизити аварійність свердловин, обсаджених трубами марки J-55 з укороченими муфтами, потрібно зменшити температуру труб в період закачування пара. Закачування пари через насосно-компресорні труби без теплоізоляції кільцевого простору, як це робили спочатку, призвела до пориву обсадної колони незабаром після введення свердловини в експлуатацію. У наступній свердловині кільцеве простір був заповнений стиснутим азотом з метою зниження теплопередачі обсадної колоні. Хоча це і дало ефект, але температура засадних труб виявилася все ж занадто високою і через 173 дні після операції стимулювання сталася аварія.

Уповільнити теплопередачу в радіальному напрямку від нагнітальної колони до обсадних труб можна за допомогою використання наступної техніки закачування. В насосно-компресорну колону спускають 1 січня / 2-дюймові нагнітальні труби і обидва кільцевих простору заповнюють стисненим азотом.

Цей метод був застосований на декількох свердловинах родовище Кет-Каньйон при температурі 340-355 ° С протягом 5-9 днів. Проте аварій у свердловинах не відзначено-лось, що свідчило про зниження температури.

Оскільки аварійність свердловин має прямий зв'язок з температурою, до якої нагріваються експлуатаційні колони, було проведено детальне дослідження з метою встановлення зв'язку між конструктивним оформленням нагнітанням пару і температурою обсадних труб. В результаті для родовища Кет-Каньйон було встановлено, що температура експлуатаційної колони повинна бути:

а) на 28 °С нижче температури теплоносія, якщо нагнітання здійснюють через насосно-компресорні труби, а кільцеве простір заповнений стиснутим газом;

б) на 56 °С нижче температури теплоносія, якщо нагнітання проводять через 1 1/2-дюймові нагнітальні труби, спущені всередину насосно-компресорної колони, і обидва кільцеві простори заповнені стисненим газом;

в) на 56 °С нижче температури теплоносія, якщо закачування здійснюють через насосно-компресорні труби, посаджені в забою на пакер, і в кільцевому просторі знаходиться газ з низьким тиском;

г) на 84 °С нижче температури теплоносія, якщо закачування проводять через 1 1/2-дюймові нагнітальні труби, спуск в середину насосно-компресорної колони, посадженої на пакер, і кільцевий простір між насосно-компресорної та експлуатаційної колонами заповнене газом низького тиску, а кільцевий простір між нагнітач і насосно-компресорними трубами заповнене стисненим газом.

Дослідження показали, що є заходи, що дозволяють при температурі теплоносія 343 ° С мати температуру експлуатаційної колони не вище 260-315 ° С. Незважаючи на те, що при використанні 11/2-дюймових нагнітальних труб аварій не траплялося, температура експлуатаційних колон в процесі закачування, мабуть, була ще занадто високою для труб марки J-55 з укороченими муфтами. Тому нагнітання пари тимчасово припинили і для стимулювання свердловин використовували воду, нагріту до 288 ° С і менше.

Свердловини на родовищі Кет-Каньйон, обсаджені трубами марки J-55 з укороченими муфтами і Зацементовані до гирла, мабуть, непридатні для тривалої закачування теплоносія з температурою 345 ° С, якщо тільки їх конструкція не буде змінена. Порив труб в муфтах буде спостерігатися, якщо температура експлуатаційної колонії не буде знижена. Зниження температури обсадних труб може бути досягнуто тільки шляхом ізоляції насосно-компресорних труб від експлуатаційної колони. В даний час фірма "Коноко" проводить промислові випробування труб з теплоізоляційним покриттям власної конструкції.

Альтернативними методами ізоляції є методи, які дозволяють уникнути поривів труб при нагріванні їх до високої температури. До них відносяться: застосування більш міцних трубних виробів і попереднє напруження обсадної колони при закачуванні свердловини.

В якості одного із заходів фірма вибрала обсадні труби, виконані з високоміцної сталі марки S-95 з високоміцними різьбовими з'єднаннями (трапецеїдальних різьба). Для недопущення вертикальних зсувів експлуатаційної колони (забезпечення її опори) свердловини стали додатково обсаджувати короткими, "опорними" колонами. Обидві колони цементують до гирла, застосовуючи для цієї мети термостійкий цемент.

Попереднє напруження експлуатаційних колон полягає в "розтягуванні" їх перед цементуванням з тим, щоб сумарні напруги в трубах в період нагрівання не перевищували гранично допустимих значень. У обсадних колонах з труб стали марки J-55 та N-80 з трапецеїдальної різьбленням створювали напруги, відповідні 60 % від величини напруги плинності. Цементування колон виробляли до гирла із застосуванням термостійкого цементного розчину.

На родовищі Кет-Каньйон при експлуатації свердловин, підданих термічній стимуляції, добувають сильно емульсювати нафту. Однак при невеликих витратах химикаліїв, тепла і часу відстою отримують кондиційний продукт, що містить 3 % різних домішок і води. Спочатку спостерігався також винесення піску і мулистих частинок, що приписували неповної очищенні гравійного фільтра.

Основною проблемою при закачуванні пара на родовищі Мідуей-Сансет є втрата циркуляції. Вона неминуче виникає як при поглибленні старих свердловин, так і при бурінні нових.

Зазвичай на цьому родовищі свердловини бурять діаметром 12 1/2 "приблизно до покрівлі продуктивного горизонту. Потім діаметр свердловини зменшують до 8 3/4" або 77/8 "і таким він залишається по всьому інтервалу пісковиків.

При бурінні свердловин до покрівлі продуктивного пласта в якості промивної рідини використовують бентонітовий розчин з в'язкістю 45 сек. При розбурюванні продуктивної частини розчин обробляють добавками, що знижують водовіддачу до 4 см 3 за 30 хв.

Загальна вартість бурового розчину коливається в межах 200-250 дол. / Скв.

Проблему догляду бурового розчину вирішують або шляхом застосування матеріалів, що запобігають його, або допомогою буріння з використанням в якості промивної рідини пластової води, або шляхом спуску проміжної обсадної колони перед розбурювання продуктивного пласта.

Зазвичай на родовищі Мідуей-Сансет опускають обсадні колони діаметром 8 5/8 "(сталь марки J-55), вагою...