Основным вариантом заканчивания ГС является создание эксплуатационного забоя открытого типа. В скважину спускается «хвостовик» с пакерующим элементом (пакером типа ПДМ, манжетой и т.п,) и фильтровой частью в интервале эксплуатационного горизонтального забоя.
Пакетирующий элемент устанавливается в начале горизонтального участка, обеспечивая возможность крепления «хвостовика» и изоляции вышележащих проницаемых горизонтов, включая водогазоносные пласты, а также сохранность эксплуатационного объекта от воздействия цементного раствора. Фильтровая часть «хвостовика» может быть представлена фильтрами типа ФГС или комплексом регулируемого разобщения пластов (многопакерной системой) и другими элементами управляемой конструкции эксплуатационного горизонтального забоя. Расстановка фильтров в горизонтальном участке рассчитывается, исходя из коллекторских свойств эксплуатационного объекта и обеспечения необходимой пропускной способности гидродинамических каналов, в соответствие с потенциальной продуктивностью пласта.
Фильтрующие элементы «хвостовика» центрируются жесткими центраторами соответствующего размера. В интервале пакерующего элемента с целью обеспечения качества крепления колонны устанавливаются центраторы турбулизирующего типа.
Фильтровая часть оборудуется специальными заглушками, обеспечивающими герметичность фильтровой части и возможность осуществления технологических промывок во время спуска «хвостовика».
В интервал продуктивного пласта помещаются специальные перфорационные среды, обеспечивающие предотвращение загрязнения эксплуатационного горизонтального забоя в процессе заканчивания скважин. Перфорационная среда закачивается в интервал продуктивного пласта в процессе цементирования «хвостовика». После спуска, подвески и крепления «хвостовика» производится разбуривание пробки муфты манжетного цементирования и сбитие заглушек на ФГС-101.6мм с применением малогабаритных объемных двигателей Д1-54 Д-43, установки «гибкая труба» или комбинированной компоновки бурильных (насосно-компрессорных) труб.
В случае необходимости, обусловленной геолого-физическими характеристиками пласта, условиями его залегания, неизбежностью или высокой степенью вероятности пересечения водогазоносных горизонтов, создается конструкция эксплуатационного забоя закрытого типа.
Осуществляется сплошное цементирование «хвостовика». В интервале эксплуатационного забоя, а также водогазоносных пластов «хвостовик» обязательно центрируется.
Затем производится промывка забоя скважины и при необходимости замена жидкости в скважине. Осуществляется необходимый комплекс геофизических исследований, после чего проводится подготовка к вторичному вскрытию пласта. Устье скважины оборудуется малогабаритным превентором и опрессовывается совместно с колонной.
Закачка перфорационной среды (КПС-1, КПС-1М) возможна в процессе цементирования «хвостовика» или в процессе освоения при промывке забоя перед вторичным вскрытием пласта.
Объем перфорационной среды выбирается из условия заполнения «хвостовика» на 100-150 м выше интервала перфорации. Вторичное вскрытие пласта производится малогабаритными перфораторами типа ПРК-42С, ПРК-54С; ПКТ-50, ПКТ-73 на «гибкой трубе» или на насосно-компрессорных трубах, жестком геофизическом кабеле. Рекомендуется перфорацию осуществлять в условиях депрессии на пласт. Величина депрессии на пласт выбирается с учетом конкретных геолого-физических характеристик пласта, степени загрязнения его в процессе вскрытия и ограничений по допустимому перепаду давлений в зоне эксплуатационного объекта. В начальный период эксплуатации (в течение шести месяцев) рекомендуется осуществлять гидродинамические исследования на установившемся и нестационарном режимах течения жидкости с целью определения гидродинамических параметров пласта (продуктивности, гидропроводности), оценки состояния околоствольной зоны продуктивного пласта, сопротивлений в фильтре скважины (скин-фактора).
ГС, как и вертикальные, характеризуются гидродинамическим совершенством. Приток жидкости в реальную скважину отличается от притока в гидродинамически совершенную скважину тем, что в призабойной зоне пласта (ПЗП) и на забое скважины возникают дополнительные фильтрационные сопротивления, обусловленные с несовершенством вскрытия продуктивных пластов [4].
Для ГС выделяют два типа гидродинамического несовершенства скважин:
- по характеру вскрытия пласта, когда связь пласта со скважиной осуществляется не через открытый забой, а через перфорационные отверстия и каналы;
- по качеству вскрытия пласта, когда проницаемость ПЗП уменьшена по отношению к природной проницаемости пласта в результате техногенных воздействий (проникновение бурового раствора или его фильтрата, которые ухудшают фильтрационные параметры продуктивного пласта и т.д.) При этом, следует отметить, что по степени вскрытия пласта ГС по отношению к вертикальным скважинам являются более гидродинамически совершенными.
Исследование притока жидкости к продольным по пласту (наклонным, горизонтальным скважинам) проводилось при ряде следующих упрощающих допущений: Пласт бесконечный, горизонтальный, анизотропный, толщиной h, пористостью m, проницаемостью k в радиальном и kz в вертикальном направлениях, не зависящей от времени и давления. Жидкость слабосжимаема, с постоянной вязкостью μ и коэффициентом сжимаемости βж. Наклонная скважина длиной а эксплуатируется с постоянным, равномерно распределенным по этой длине дебитом q и имеет радиус rc. Угол наклона скважины, образуемый ее осью с нормалью к направлению простирания пласта, равен α. Скважина может быть заменена линейным источником, расположенным по ее оси Кровля и подошва пласта непроницаемы.
Для несовершенной по степени вскрытия наклонной скважины получаем:
, (2.1)
где: q – дебит несовершенной скважины, м3/сут; k – коэффициент проницаемости пласта в зоне дренирования, м2; h – эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;
ΔР – разность давлений, под действием которой пластовая жидкость продвигается к забою скважины, Па; μ – динамическая вязкость, Па·с; RK – радиус контура питания скважины, м;
rc – радиус скважины по долоту, м; С1 – коэффициент дополнительного фильтрационного сопротивления; Са – «псевдо – скин» фактор, обусловленный наклоном скважины.
Коэффициент дополнительного фильтрационного сопротивления C1, обусловленный несовершенством ННС по степени вскрытия, можно определить по вертикальной ее проекции (аналогично ВС). Фильтрационное сопротивление несовершенной скважины, прилегающей к кровле анизотропного пласта, оценивается по формуле:
, (2.2)
где 
- модифицированная функция Бесселя первого рода нулевого порядка.
Вычисления позволили установить, что для несовершенной по степени вскрытия наклонной скважины (α ≤ 75º) формула для определения «псевдо – скин» фактора имеет вид:
, (2.3)
где b – вскрытая (по вертикали) толщина пласта; 
- предельный угол отклонения скважины от вертикали.
Для определения притока (дебита) гидродинамически совершенной скважины справедлива формула:
, (2.4)
где СГ – коэффициент гидродинамического совершенства ГС. В свою очередь данный коэффициент можно расписать для ориентировочных расчетов следующим образом (для изотропного пласта):
, (2.5)
где а – коэффициент равный 