Общие сведения о проектной скважине

Факультет разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

Кафедра “Бурение нефтяных и газовых скважин”.

КурсовОЙ Проект

по дисциплине: «Буровые промывочные и тампонажные растворы»

на тему: «Проектирование технологического регламента промывочных жидкостей для бурения эксплуатационной на нефть скважины глубиной 2795 м на Довыдовском месторождении Республики

Беларусь».

Выполнил:

студент группы РБ-09-1 Саргсян Г.Н

Проверил:

д.т.н., профессор Сазонов А.А.

Москва 2013

Содержание.

Введение 2

1.Общие сведения о проектной скважине 4

2.Конструкция скважины 4

3.Конструкция бурильной колонны 4

4.Подача бурового раствора 4

5.Характеристика геологического разреза скважины 5

6.Нефтегазоводоносность 5

7.Распределение давления и температуры по разрезу скважины 6

8.Осложнения, которые могут возникнуть при бурении 6

9.Характер местности 7

10.Расчленение геологического разреза на технологические интервалы 8

11. Требования к промывочной жидкости при бурении скважины 8

12.Выбор вида буровой промывочной жидкости 9

13.Выбор плотности промывочной жидкости 10

14.Выбор реологических свойств 12

15.Проверка правильности выбора реологических св-в промывочной жидкости 13

16.Проверка выбора величины реол. параметров при отсутствии поглощения 14

17.Проверка правильности выбора реол. св-в по способности р-ра выносить шлам 15

18.Выбор состава промывочной жидкости 17

19.Рекомендации по реализации технологического регламента 18

20.Расчет потребности в промывочной жидкости 18

21.Расчет потребности материалов, реагентов и добавок 21

22.Выбор оборудования для наземной циркуляционной системы 22

23. Рекомендации по охране окружающей среды от загрязнения буровым раствором, шламом и сточными водами 24

24. Графическое приложение 27

Используемая литература 28

Введение.

Развитие технологии бурения неразрывно связано с совершенствованием буровых промывочных растворов, которые представляют собой сложные полидисперсные гетерогенные системы. Обеспечение буровых работ в сложных геологических условиях при резком увеличении объема глубокого бурения может быть достигнуто лишь путем правильного, дифференцированного выбора типа системы для каждого конкретного случая и рационального регулирования ее свойств в процессе проводки скважин. Следовательно, разработка и совершенствование научных основ управления свойствами буровых промывочных и тампонажных растворов становится одной из центральных проблем технологии бурения, успешность решения которой в значительной степени определяет развитие нефтегазодобывающей промышленности в целом.

Основные технологические свойства промывочных растворов, которые используются при бурении скважин, определяются их физико-химическим состоянием как полидисперсных систем. Физико-химические процессы имеют основное значение при обработке буровых растворов, взаимодействии их со стенкой скважины, выбуренной породой и пластовыми флюидами, а также при воздействии высоких забойных температур и давлений. Они позволяют вскрыть механизм действия новых типов реагентов, разработать научно-технические способы создания растворов и управления ими с целью получить системы с оптимально заданными свойствами.

Все совершенство и качество работ по строительству скважины зависит в основном на 70% от правильного подбора и использования бурового раствора, поэтому один из основных факторов, обеспечивающих сокращение сроков строительства скважин, является качество буровых растворов, применяемых при проводке скважин. Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из них - обеспечение быстрого углубления, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов. От качества и соответствия растворов геолого-техническим условиям зависят скорость бурения, предотвращение аварий и осложнений, связанных с прихватами и устойчивостью стволов скважин, износостойкость бурового оборудования и инструмента, успешное цементирование и, в конечном счете, стоимость строительства скважин, а также их долговечность.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливают исходя из их геологических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений, забойной температуры.

Продуктивные пласты с высокой и средней проницаемостью подвергаются необратимой кольматации твердыми частицами бурового раствора, а содержание в пласте глинистой фракции приводит к уменьшению проницаемости пласта.

Для качественного вскрытия таких пластов необходимо использовать систему трехступенчатой очистки бурового раствора и растворы с минимальным содержанием твердой фазы или без нее. Таким требованиям отвечают полимер - карбонатный раствор с химически активным утяжелителем и полимерные растворы на основе пресной воды. Для бурения скважины со спуском колонны на кровлю пласта предлагаются полимерные растворы, а без обсаженной колонны – полимер – карбонатный раствор с химически – активной твердой фазой.

Полимерный раствор с кислоторастворимой твердой фазой обладает регулируемой плотностью, регламентированной фильтроотдачей на уровне 5 – 6 см3/мин и коркообразующими свойствами обеспечивающие проведение комплекса ГИС без замены бурового раствора и предупреждают загрязнение призабойной зоны пласта при бурении. Раствор получается смешиванием полимерного и малоглинистого растворов, утяжеленного до плотности 1300 кг/м. Применяются также другие полимерные растворы.

Общие сведения о проектной скважине

Район работ — Республика Беларусь

Площадь — Давыдовская

Проектный горизонт — Задонский

Проектная глубина — 2795 м

Назначение скважины — Эксплуатационная на нефть

Вид профиля — Наклонная

Способ бурения — Турбинно-роторный

Коммерческая скорость бурения — 940 м/ст.мес.

Конструкция скважины.

Обсадная колонна	Диаметр колонны, мм	Глубина спуска, м	Диаметр долота, мм	Интервал цементирования, м
Направление			В шахте	До устья
Кондуктор			444, 5	До устья
Техническая			295, 3	До устья
Эксплуатационная			215, 9	До устья

Подача буровых насосов

Интервал бурения, м	8-206	206-1900	1900-2830
Подача насосов, л/с

Характеристика геологического разреза скважины

Интервал, м	Система, отдел, ярус, свита	Литологический состав горных пород
0-110	Антропоген+неоген+палеоген	Песчаники, пески и глины с линзами гравийно-галечного материала, мел.
110-184	Меловые отложения	Чередование песчаников, известковистых глин, песков. Мел, местами глинистый.
184-275	Юрские отложения	Песчаники и глины с прослоями известняков.
275-435	Триас+Пермь	Известковистые глины. В нижней части глинистые пески.
435-792	Верхний девон, Полесский горизонт	Мергели, глины с прослоями известняков и песчаников.
792-2665	Верхний девон, Полесско-лебедянский горизонт	Каменная соль с прослоями глин, ангидридов, известняков, доломитов и мергелей.
2665-2795	Петриковско-задонский горизонт	Известняки и доломиты трещиноватые и кавернозные.

Газонефтеводоносность

Интервал, м	Вид пластового флюида	Литологический состав пласта коллектора	Проницаемость, мкм²
2665-2795	Нефть	Известняки трещиноватые	0, 03-0, 05

Нефтеносность

Интервал, м	Тип пластовых вод, характер минерализации	Степень минерализации
110-184	Пресные воды	-

Водоносность

Распределение давления и температуры по разрезу скважины

Интервал, м	к_а	к_п	Т, ⁰С
0-110	1, 00	1, 60
110-184	1, 00	1, 16
184-792	1, 00	1, 60
792-2665	1, 25	2, 00
2665-2795	0, 80	1, 34

Осложнения при бурении скважины

Неустойчивость стенок скважины

Интервал, м	Характер проявления осложнений	Особенности литологического состава пород
0-792	Обвалы, кавернообразования	Глинистые породы
792-2665	Обвалы, кавернообразования, проработки	Каменная соль, глины

Поглощение бурового раствора

Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения, м³/ч	Литологический состав поглощающих пород
110-184	50-60	Известняки трещиноватые
2665-2795	30-40	Известняки трещиноватые

Газоводонефтепроявления

Интервал, м	Вид проявляемого флюида (вода, нефть, газ, газоконденсат)
2665-2795	Нефтепроявления

Требования к промывочной жидкости.

Интервал 0-792 м

* должна обладать хорошими тиксотропными свойствами, для создания в кавернах “тиксотропной рубашки”, предотвращал обвалы;

* желательно чтобы раствор в минимальной степени увлажнял и разупрочнял глинистые породы.

* раствор должен быть экологически безопасным.

Интервал 792-2665 м

* промывочная жидкость должна обеспечивать устойчивость стенок скважины, также необходимо предотвращать увлажнение и разупрочнение пород;

* раствор должен образовывать тонкую малопроницаемую корку;

* обладать хорошими смазочными свойствами;

* раствор должен обеспечивать наилучшие условия работы долота;

* плотность раствора не должна превышать заданную.

Интервал 2665-2795 м

* промывочная жидкость должна как можно меньше загрязнять продуктивный пласт;

* должна обеспечивать устойчивость стенок скважины, также необходимо предотвращать разупрочнение пород;

* раствор должен образовывать тонкую малопроницаемую корку;

* обладать хорошими смазочными свойствами.

* обладать достаточной плотностью.

График совмещённых давлений

По данным строится график совмещённых давлений для определения совместимых участков бурения, по коэффициентам анормальности пластового давления и по коэффициентам поглощения горных пород. График построен в ЕКСЕЛЬ в соответствии с пунктом 7 данного задания. Он помогает легче расчленить интервалы применения одного типа растворов.

Интервал 206-1900 м.

Задаём значение плотности

Интервал 1900-2830 м.

Окончательно задаём значение плотности

Давление промывочной жидкости на стенки скважины увеличивается при ее циркуляции. Это увеличение обусловлено возникновением гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве. Такое повышение давления может послужить причиной возникновения поглощения в слабых пластах, расположенных в рассматриваемом интервале. Поэтому следует определить максимально допустимую плотность бурового раствора, при которой может начаться поглощение в процессе циркуляции раствора.

Критическую плотность промывочной жидкости определяют по формуле:

где - сумма гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве на участке от подошвы поглощающего пласта до устья скважины,

или в безразмерных величинах:

При определении предельно допустимой плотности промывочной жидкости приходится рассчитывать гидравлические сопротивления в затрубном пространстве. Для этого необходимы значения реологических свойств бурового раствора.

Сравним А и Б

А> Б – вынос выбуренной породы А< Б – нет выноса выбуренной породы

Сначала подставляем значение t = 4 Па

0, 132*0, 004*1080*0, 53+0, 0004*1080*0, 53*4 = 1, 22

330^lg^{[(600*0, 004+4)/(300*0, 004+4)]}= 1, 69

1, 22 < 1, 69 – вынос выбуренной породы не обеспечивается.

Если подставить значение t = 6 Па, то

0, 132*0, 004*1080*0, 53+0, 0004*1080*0, 53*6 = 1, 68

330^lg^{[(600*0, 004+6)/(300*0, 004+6)]}= 1, 47

1.68> 1.47 – вынос выбуренной породы обеспечивается

Окончательно принимаем t = 5-6 Па

Содержание песка.

Содержание песка определяется по процентному содержанию в буровом растворе твердых частиц, поддающихся седиментационному отделению. Высокое содержание песка в растворе приводит к быстрому износу клапанов, поршней, цилиндров насосов, увеличению плотности раствора и износу бурильного инструмента поэтому содержание песка в растворе должно быть ограничено 1%-2%.

Реологические и структурные свойства раствора сведены в таблицу:

Интервал Параметр	0 – 206	206–2830
Плотность, кг/м³	1050¸ 1080	1250¸ 1280
Пластическая вязкость, мПа*с, h	3-4	6-7
Динамическое напряжение сдвига, t_о д Па	50-60	60-70
Одноминутное СНС q_1,дПа	15 – 20	20–25
Десятиминутное СНС q₁₀дПа	50-55	55–60
Эффективная вязкость h_эф,мПа*с	14, 7	17, 3
Условная вязкость УВ, с	28-30	32-34
pH	8-9	8-9
Величина фильтратоотдачи, см³/30мин	4-8	4-6
Содержание песка, %	1 - 2	1 - 2

Интервал 206 – 2830.

Для бурения этого интервала был выбран сбалансированный соленасыщенный раствор.

Состав раствора:

1. Пресная вода 680 кг/м³

2. Глинопорошок марки ПБМА 80 кг/м³

3. КМЦ-700 – структурообразующий полимер, понизитель водоотдачи -

30 кг/м³

4. NaOH – регулятор щёлочности 20 кг/м³

5. Na₂CO₃– реагент связывающий Ca²⁺ 20 кг/м³

6. ФХЛС – лигносульфанат-разжижитель 20 кг/м³

7. NaCl 240 кг/м³

8. Нефть 80 кг/м³

9. Утяжелитель кг/м³

Рекомендации по реализации технологического регламента.

Объем бурового раствора при забуривании скважины будет меньше объема циркуляционной системы, равной 120 м³.

Переход с одного раствора на другой будет осуществляться путём полной замены раствора.

При проходке интервала ниже 792 метров следует увеличивать концентрацию соли натрия. На этой же глубине начинать утяжеление до регламентированной плотности.

Старый раствор очищается от излишней твёрдой фазы и отвозится на другие скважины, с целью его дальнейшего применения. Отходы бурового раствора нейтрализуются.

Интервал 206 – 1900 м

Т.к объем раствора необходимый для бурения интервала 206-1900

Больше чем для интервала 1900-2840 того же раствора, то считать расход реагентов будем для интервала 206-1900

Q_ВОДА. = 820*275 =225500 кг

Q_Бент. = 80*275 =22000 кг.

Q_Na2CO3 = 22*275 = 5500 кг.

V_КМЦ = 30*275 = 8250 кг.

Q_ФХЛС = 20*275 = 5500 кг

Q_НЕФТЬ= 80*275= 22000 кг.

Q_Na_С_l= 240*275= 66000 кг.

Q_NaOH= 20*275= 5500 кг.

Расчёт утяжелителя:

22.Выбор оборудования для наземной циркуляционной системы

Для эксплуатации бурового раствора на буровой необходимо иметь:

ü емкости для размещения рабочего и резервного раствора. Предполагается, что минимальная вместимость рабочей емкости циркуляционной системы должна обеспечивать долив раствора при подъёме бурильной колонны с любой глубины.

ü оборудование для приготовления и химической обработки бурового раствора. Для приготовления раствора можно использовать Блок приготовления раствора (БГС), также должна присутствовать ёмкость – блок приготовления химических реагентов, затем блок ёмкостей для жидких реагентов.

оборудование для очистки бурового раствора. При бурении данной скважины следует использовать следующие очистные сооружения: вибросита(К вибрационному ситу любого типа должны быть подведены водяная и воздушная линии для обязательной очистки поверхностей сеток, особенно размером ячеек менее 1.1 мм, от остатков раствора, шлама, соли, нефти и др., при этом расход воды должен быть не более 1.0% от подачи буровых насосов. Воздух для очистки сеток применяется при использовании утяжеленных растворов и растворов на углеводородной основе. Недопустимо для очистки сеток ис пользование металлических лопат и др. При разбуривании монтмориллонитовых глин на виброситах устанавливаются сетки с максимальными размерами ячеек, предусмотренных комплектом, а прибурении сланцевых глин и карбонатных пород устанавливается сетки с средними и минимальными размерами ячеек.

гидроциклон-пескоотделитель(Механизм работы гидроциклонов основан на значительном превышении центробежной силы над силой тяжести, действующей на частицу. При этом более крупные и тяжелые частицы отбрасываются к стенкам и двигаются вниз к вершине конуса, а мелкие и легкие вместе с жидкостью двигаются во внутреннем потоке циклона, направленном вверх к сливному патрубку. При тангенциальном подводе жидкости с запасом энергии происходит ее интенсивное вращательное и поступательное движение по винтообразной траектории в полости гидроциклона в сторону разгрузочного пескового отверстия с образованием внешнего потока.

гидроциклон-илоотделитель, высокоскоростная центрифуга (Центрифугирование разбавленной суспензии производится путем действия объемных сил дисперсной фазы в роторах со сплошной стенкой и объемных сил дисперсионной среды и частично дисперсной фазы в роторах с перфорированной стенкой. При работе центрифуг со сплошными стенками ротора происходит осветление и осаждение частиц бурового раствора, а с перфорированной стенкой ротора происходит фильтрование с образованием осадка, отжим жидкости из него и удаление последней. Наличие двух отверстий позволяет прокачивать через центрифугу раствор с постоянной скоростью, где часть суспензии, содержащая глину, выходит через полый вал вращающегося цилиндра.

ü оборудование для перемешивания бурового раствора. Выбираем механические перемешиватели (ПЛ₁) с турбинно-пропеллерными мешалками.

ü оборудование для контроля свойств бурового раствора.

В табл. приведены данные по оборудованию для контроля качества бурового раствора:

Параметр	Марка	Показатель
Условная вязкость	ВБР – 1	С
Плотность	АВП – 1	г/см³
Фильтратоотдача	ФЛР – 1	см³ / 30 мин
СНС	СНС - 2, ВСН - 3	дПа
Пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига	ВСН – 3	мПа× с, дПа
Содержание песка	ОМ - 2	%
Концентрация водородных ионов	Индикаторная бумага	-

Выбор дегазатора.

Необходимо использовать ДВМ -2 т.к. его можно использовать в условиях низких температур, что соответствует региону бурения. Пропускная способность до 40-60 л/c.

Выбор центрифуги.

При бурении будут применяться растворы с дорогостоящей жидкой фазой (из-за разбавленных в нёй полимеров и лигносульфонатов-разжижителей). Для уменьшения потерь раствора при его очистке пескоотделителем или илоотделителем предусматриваем высокооборотную центрифугу M-I SWACO 414 создающую 1600-3300 оборотов.

Рекомендации по охране окружающей среды от загрязнения буровым растворам, шламом и сточными водами.

В целом отрицательное воздействие скважины как горнотехнического сооружения на ОПС заключается в снижения качества последней.

Качество окружающей природной среды (ОПС) - это совокупность ее свойств, определяющая степень воздействия физических, химических и биологических факторов на растительный и животный мир, людей, а так же на вещества, материалы, сооружения и технические средства, обеспечивающие их жизнедеятельность.

Объёктами ОПС, подвергающимися загрязнению в результате строительства и функционирования скважин, являются атмосфера, гидросфера (поверхностные и подземные объекты), литосфера (почвы, недра).

Загрязнение ОПС в процессе строительства скважин обусловлено причинами технологического, технического, эксплуатационного и аварийного характера.

Причины технологического характера возникают вследствие несовершенства используемой технологии. Так, например, при несоответствии свойств промывочной жидкости характеристикам разбуриваемых глинистых пород может иметь место наработка избыточных объемов промывочной жидкости, т. е. дополнительного количества отходов бурения.

Загрязнения ОПС по причинам технического характера связано с несовершенством используемой техники. Например, при использовании неэффективных средств очистки промывочной жидкости возрастает ее доля, сбрасываемая вместе с выбуренной породой в земляной амбар.

К такому же результату может привести неквалифицированная эксплуатация технических средств, т. е. причины эксплуатационного характера.

И наконец, загрязнение вследствие причин аварийного характера обусловлено недостаточной надежностью применяемой технологии бурения. Примером реализации причин аварийного характера является загрязнение подземных вод вследствие нарушения герметичности заколонного пространства скважин.

К загрязняющим ОПС веществам относятся, прежде всего, отходы бурения - буровой шлам (БШ), буровые сточные воды (БСВ) и отработанные буровые технологические жидкости (ОБТЖ), материалы и реагенты, используемые для приготовления буровых технологических жидкостей, горюче-смазочные материалов (ГСМ), выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания, продукты сгорания, топлива в котельных установках. Кроме того, имеет место засорение территории буровой площадки использованной тарой и упаковкой, металлоломом.

Снижение экологической опасности промывочных жидкостей - это теоретическая и практическая деятельность, направленная на предупреждение или предотвращение их отрицательного воздействия на окружающую природную среду (ОПС).

Основными факторами, обусловливающими актуальность снижения экологической опасности промывочных жидкостей, являются следующие.

· Промывочная жидкость, как производственная продукция, используемая в процессе получения другой, более важной продукции, каковой является скважина, имеет весьма непродолжительный «жизненный цикл» (от суток до нескольких месяцев), в конце которого она, как правило, вся превращается в отходы.

· Промывочная жидкость - это химическая продукция, что обусловлено использованием для ее получения широкого ассортимента различных материалов, химических реагентов и добавок. Таким образом, попадание промывочной жидкости или ОПЖ, как и любой другой химической продукции, в ОПС потенциально таит в себе опасность проявления негативных последствий.

Реальная же опасность нанесения ущерба ОПС промывочными жидкостями и ОПЖ связана с совместным действием следующих трех факторов: высокой вероятностью их попадания в различные объекты ОПС, токсичностью содержащихся в них химических веществ и высокой концентрацией последних.

Отходы бурения обычно накапливаются и временно хранятся в земляных амбарах (ЗА), которые сооружаются в минеральном грунте или внутри насыпных (намывных) площадок из грунта. При этом дно и стенки ЗА какой-либо гидроизоляции чаще всего не имеют, что неизбежно приводит к поступлению отходов бурения в ОПС. Содержимое ЗА попадает в ОПС и в процессе их рекультивации, которая нередко ограничивается засыпкой ЗА минеральным грунтом, причем без предварительной откачки из них ОПЖ и БСВ.

При несвоевременной рекультивации ЗА их содержимое попадает в ОПС по причине переполнения, вызванного затоплением ЗА талыми, ливневыми и паводковыми водами, или разрушения обваловки ЗА.

Пути решения экологических проблем, связанных с использованием промывочных жидкостей, в конечном итоге сводятся к одному из двух возможных путей. Один из них направлен на снижение масштабов и степени загрязнения ОПС, а другой - на предупреждение ее загрязнения. Первый путь базируется на минимизации объемов буровых отходов и токсичности той их части, которая подлежит размещению в ОПС. Второй же путь предусматривает применение экологически безопасных промывочных жидкостей.

Для снижения масштабов и степени загрязнения ОПС необходимо исключить утечки промывочной жидкости из всех элементов наземной циркуляционной системы (НЦС) скважины и из мест сбора образующихся отходов бурения. Каких-либо принципиальных трудностей в решении этой задачи не существует, поэтому надежная гидроизоляция НЦС и ЗА от ОПС должны быть нормой для каждого бурового предприятия. Кроме этого, нормой должен стать и раздельный сбор буровых отходов с заведомо отличающейся степенью экологической опасности, поскольку при смешивании опасных отходов с неопасными вся смесь становится опасной.

В целом наиболее предпочтительным способом снижения объема отходов, размещаемых в ОПС, является их утилизация, т.е. вторичное использование, поскольку помимо уменьшения масштабов и степени загрязнения ОПС это одновременно решает и проблему ресурсосбережения. Утилизация буровых отходов может осуществляться как в процессе, так и по окончании бурения скважины. Реализация первого из этих вариантов возможна только при использовании так называемой безамбарной технологии бурения. Суть безамбарной технологии заключается в использовании замкнутой наземной циркуляционной системы, не содержащей амбара. В этой системе производится непрерывная очистка промывочной жидкости от шлама, полное разделение определенной части промывочной жидкости на твердую и жидкую фазы, повторное использование жидкой фазы на разбавление и приготовление новых порций промывочной жидкости в процессе углубления скважины, на затворение тампонажной смеси для цементирования затрубного пространства обсадных колонн при заканчивании скважины, а также на другие технологические цели.

Буровые отходы, хранящиеся в ЗА, обычно утилизируют по окончании бурения скважины. Процесс утилизации начинается с их разделения на жидкую и твердую фазы. Осуществляется этот процесс путем коагуляции и флокуляции последней в сочетании с механическими способами ее отделения с помощью очистного оборудования, состоящего из вибросит, гидроциклонов и центрифуг. Жидкая фаза, полученная по окончании этого процесса, подвергается фильтрации и очистке различными химическими, электрохимическими и биологическими методами до состояния, удовлетворяющего требованиям ее повторного использования для различных технологических целей, в частности, в системе поддержания пластового давления (ППД), или требованиям безопасного сброса в объекты природной среды.

Оставшаяся на дне ЗА частично обезвоженная твердая фаза переводится в твердое состояние с помощью различных вяжущих добавок (цемента, синтетических смол и др.). Нефтесодержащая твердая фаза должна обезвреживаться не путем отверждения, а путем сжигания в специальных установках. После выполнения всех перечисленных операций производятся засыпка ЗА минеральным грунтом и рекультивация поверхности буровой площадки.

Приведенный в настоящем пособия обзор основных экологических проблем, сопутствующих строительству скважин, показывает, что традиционная технология их строительства не удовлетворяет современным требованиям природопользования. Вместе с тем, существуют все необходимые предпосылки для разработки экологически безопасных технологических процессов, базирующихся на рассмотрении скважины как горнотехнического сооружения. Такой подход позволяет рассматривать скважины в органическом единстве с окружающей природной средой.