Разработка нефтяных месторождений, часть 3
закачка горячей воды, пара, осуществление различных модификаций внутрипластового горения.
2.4.6. С целью повышения нефтеизвлечения могут применяться также различные сочетания перечисленных в 2.4.2 методов воздействия на нефтяную залежь.
2.4.7. Выбор метода воздействия на пласт, технология его осуществления, методы контроля и регулирования обосновываются в проектных документах на разработку в зависимости от геолого-физической характеристики коллекторов и насыщающих их жидкостей, глубины и характера залегания пластов и др. факторов.
2.4.8. Нефтегазодобывающие предприятия совместно с научно-исследовательскими и проектными организациями на основе текущего анализа состояния разработки ежегодно определяют эффективность применяемых методов воздействия на пласт.
2.5. Контроль за разработкой нефтяных залежей
2.5.1. Контроль за разработкой нефтяных залежей осуществляется в целях:
а) оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению;
б) получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.
2.5.2. В процессе контроля за разработкой залежей (объектов) изучаются:
а) динамика изменения текущей и накопленной добычи нефти, попутной воды и газа, а также закачки рабочих агентов по месторождению в целом, отдельным участкам (пропласткам) и скважинам;
б) охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента (воды, газа и др.) по отдельным пластам (пропласткам), участкам залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением;
в) энергетическое состояние залежи, динамика изменения пластового и забойных давлений в зонах отбора, закачки и бурения;
г) изменение коэффициентов продуктивности и приемистости скважин;
д) изменение гидропроводности пласта в районе действующих скважин;
е) состояние герметичности эксплуатационных колонн, взаимодействие продуктивного горизонта с соседними по разрезу горизонтами и наличие перетоков жидкости и газа между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами;
ж) изменение физико-химических свойств добываемой жидкости (нефти и воды) и газа в пластовых и поверхностных условиях в процессе разработки;
з) фактическая технологическая эффективность осуществляемых мероприятий по увеличению производительности скважин;
и) динамика зависимости текущего коэффициента нефтеизвлечения из пласта от текущей обводненности продукции.
2.5.3. Виды, объемы и периодичность исследований и измерений с целью контроля разработки регламентируются действующими инструкциями и руководствами по исследованию скважин, обязательными комплексами их гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, систематических измерений параметров, характеризующих процесс разработки залежи и работу отдельных скважин.
2.5.4. Обязательные комплексы исследований и измерений по контролю за разработкой должны охватывать равномерно всю площадь объекта разработки, весь фонд наблюдательных скважин. Они должны содержать следующие виды работ:
— замеры пластового давления по контрольным и пьезометрическим скважинам;
— замеры пластового и забойных давлений, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов и обводненности продукции по добывающим скважинам;
— замеры устьевых давлений нагнетания и объемов закачки по нагнетательным скважинам;
— гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных скважин на стационарных и нестационарных режимах;
— исследования по контролю ВНК, ГНК, нефтегазонасыщенности, технического состояния ствола скважины промыслово-геофизическими методами;
— отбор и исследования глубинных проб нефти, поверхностных пород продукции скважин (нефти, газа, воды);
— специальные исследования, предусмотренные проектным технологическим документом на разработку.
Периодичность исследований и измерений по контролю за разработкой должна удовлетворять рекомендациям технологического проекта на разработку данного месторождения.
Ввод в эксплуатацию скважин, не оборудованных для индивидуального замера, дебита жидкости, газа и приемистости закачиваемого агента, не_ разрешается.
2.5.5. Обязательные комплексы гидродинамических и промыслово-геофизических исследований по контролю разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений разрабатываются научно-исследовательскими организациями (авторами проектных документов) и утверждаются производственным объединением.
2.5.6. Исследования по контролю разработки осуществляются нефтегазодобывающими управлениями, геофизическими службами и научно-исследовательскими институтами.
2.5.7. Материалы по контролю процесса разработки залежей (эксплуатационных объектов) анализируются и обобщаются геологической службой нефтегазодобывающих предприятий и включаются в виде специального раздела в годовой геологический отчет.
2.5.8. Материалы исследований по контролю за разработкой месторождений (залежей) подлежат обязательному хранению на протяжении сроков, определяемых ведомственными инструкциями.
2.5.9. Ответственность за выполнение объема исследований по контролю за разработкой несет руководство НГДУ.
2.6. Регулирование процесса разработки нефтяных залежей
2.6.1. Под регулированием процесса разработки нефтяных залежей следует понимать целенаправленное поддержание и изменение условий разработки продуктивных пластов в рамках принятых технологических решений.
2.6.2. К основным методам и мероприятиям по регулированию разработки относятся:
а) изменение режимов работы добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, отключение высокообводненных скважин, а также скважин с аварийными прорывами свободного газа, форсированный отбор жидкости, периодическое изменение отборов);
б) изменение режимов работы нагнетательных скважин (увеличение или ограничение закачки рабочего агента, перераспределение закачки по скважинам, циклическая закачка, применение повышенного давления нагнетания и др.);
в) увеличение гидродинамического совершенства скважин (дополнительная перфорация, различные методы воздействия на призабойную зону пласта и др.);
г) изоляция или ограничение притока попутной воды в скважинах (различные способы цементных заливок, создание различных экранов, применение химреагентов и т. д.);
д) выравнивание профиля притока жидкости или расхода воды (селективная закупорка с помощью химреагентов и механических добавок, закачка инертных газов, загущенной воды и др.);
е) одновременно-раздельная эксплуатация скважин и одновременно-раздельная закачка воды на многопластовых месторождениях (при наличии надежного оборудования);
ж) изменение направлений фильтрационных потоков;
з) очаговое заводнение;
и) перенос фронта нагнетания;
к) бурение резервных добывающих и нагнетательных скважин.
Комплекс рекомендуемых мероприятий по регулированию процесса разработки должен проводиться с применением оборудования и методов контроля, позволяющих проводить оценку их эффективности, и уточняется в авторском надзоре.
2.6.3. Планирование и реализация методов и мероприятий регулирования процесса разработки (составление планов геолого-технических мероприятий) осуществляется нефтегазодобывающими предприятиями ежегодно на базе рекомендаций научно-исследовательских и проектных организаций, выдаваемых в авторских надзорах за реализацией проектов.
2.6.4. Весь комплекс мероприятий по регулированию процесса разработки и оценка его эффективности, после утверждения в установленном порядке, осуществляется нефтегазодобывающими предприятиями.
2.6.5. Отчет о проведенных мероприятиях по регулированию процесса разработки составляется нефтегазодобывающими предприятиями ежегодно и в виде отдельного раздела включается в годовой геологический отчет. Оценка технологической и экономической эффективности отдельных мероприятий в необходимых случаях выполняется научно-исследовательскими институтами в отчетах по авторскому надзору и анализах разработки.
2.7. Нормирование отборов нефти из залежей (объектов разработки)
2.7.1. Под нормой отбора нефти и газа из объектов разработки следует понимать предусмотренную утвержденным технологическим проектным документом на разработку добычи нефти и газа, достигаемую при выполнении технологических решений с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды, с учетом их реализации на данный период.
2.7.2. К условиям, определяющим рациональную разработку залежей (объектов) и эксплуатацию скважин с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды, относятся:
а) равномерное разбуривание залежей, исключающее выборочную отработку запасов;
б) минимальный уровень забойных давлений добывающих скважин, исключающий возможные смятия колонн и нарушения целостности цементного камня за эксплуатационной колонной;
в) заданные давления на линии нагнетания или на устье нагнетательных скважин;
г) предусмотренные проектным документом способы эксплуатации скважин;
д) запроектированные мероприятия по регулированию разработки (отключение высокообводненных скважин, перенос фронта нагнетания, нестационарное воздействие и т. п.);
е) допустимая скорость фильтрации в призабойной зоне (в условиях разрушения пород-коллекторов);
ж) допустимые дебиты скважин или депрессии (в условиях образования водяных или газовых конусов, песчаных пробок);
з) допустимый максимальный газовый фактор по скважинам (в условиях газовой или газоводяной репрессии на пласт).
2.7.3. Нормы отбора нефти и газа по объекту разработки (блоку, элементу, участку) составляются на основе утвержденных проектных документов на разработку с учетом их реализации в данный период.
При составлении норм отбора принимаются во внимание рекомендации дополнений к технологическим нормативным документам, анализов и авторских надзоров разработки, учитывающих состояние разработки в данный период, реализацию технологических решений по вводу скважин, способам эксплуатации, объемам закачки агента, мощностям подготовки нефти, газа и воды, утверждаемые руководством объединений, министерствами нефтяной и газовой промышленности СССР.
2.7.4. Нормы отбора нефти по каждому разрабатываемому объекту устанавливаются ежегодно на каждый квартал и календарный месяц. Они составляются геологической службой нефтегазодобывающего управления, согласуются с организацией — автором проектного документа на разработку объекта и утверждаются руководством производственного объединения.
2.7.5. Нормы отбора нефти и газа с объекта разработки (зоны, блока, участка) должны быть заложены в устанавливаемые нефтегазодобывающему предприятию плановые задания по добыче нефти и газа. Плановые задания на добычу нефти и газа распределяются по промыслам, бригадам через технологические режимы работы скважин, размещенных на закрепленных за ними объектах (зонах, участках, блоках).
2.7.6. Одновременно с технологическими режимами составляется и утверждается план геолого-технических мероприятий по обеспечению норм отбора нефти из эксплуатационного объекта. В целях гарантированного выполнения планов и компенсации возможных не предусмотренных планом сбоев в геолого-технических мероприятиях, обеспечивающих выполнение установленных плановых заданий, предусматриваются резервы в объеме 1—3% месячного задания.
3. СИСТЕМЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ЗАВОДНЕНИЕМ
3.1. Требования к системе ППД заводнением
3.1.1. Проектирование сооружении системы поддержания пластового давления должно предусматривать рациональное размещение и централизацию технологических объектов и водоводов на площади месторождения с учетом рельефа местности и климатических условий, использование новой техники и блочно-комплект-ных конструкций заводского изготовления, автоматизацию основных технологических процессов, максимальное сокращение капитальных и эксплуатационных затрат, надежный учет закачиваемой в продуктивные пласты воды (других агентов) по каждой скважине, обеспечение необходимых свойств воды и контроль ее качества.
3.1.2. Система поддержания пластового давления должна обеспечивать:
а) объемы закачки воды в продуктивные пласты и давления ее нагнетания по скважинам участка, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с технологическими схемами и проектами разработки;
б) подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мехпримесей, кислорода и микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям технологических схем и проектов разработки;
в) возможность систематических замеров приемистости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, их группам, по пластам и объектам разработки, так и по месторождению в целом, контроль ее качества;
г) герметичность и надежность эксплуатации, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения с использованием сточных вод;
д) возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведение ГРП и ОПЗ с целью повышения приемистости пластов, охвата их заводнением, регулирования процесса вытеснения нефти к забоям эксплуатационных скважин.
3.1.3. Мощности сооружений систем заводнения должны обеспечивать осуществление максимальной закачки по каждому технологическому блоку (площадке) разработки.
3.2. Требования к нагнетательной скважине и закачиваемой воде
3.2.1. Параметры бурового раствора при вскрытии продуктивных пластов в нагнетательных скважинах должны соответствовать требованиям, предусмотренным в проектах на строительство данной категории скважин.
3.2.2. Конструкции нагнетательных скважин (диаметры их обсадных колонн, высота подъема цемента и др.) обосновываются в технологических проектных документах на разработку месторождений. Они должны обеспечивать:
а) возможность закачки предусмотренных в проектах объемов воды и проведение геолого-технических мероприятий при заданных рабочих давлениях;
б) производство всех видов ремонтов и исследований с использованием соответствующих оборудовании, аппаратуры, приборов и инструмента;
в) надежное разобщение пластов и объектов разработки.
3.2.3. Для обеспечения запроектированных показателей приемистости и охвата закачкой всего вскрытого продуктивного разреза конструкция забоя нагнетательной скважины должна быть такой, чтобы фильтрующая поверхность пласта была максимально открытой.
3.2.4. Физико-химические свойства воды, закачиваемой в пласт должны обеспечивать продолжительную устойчивую приемистость пласта и высокую нефтеотмывающую способность, не ухудшая свойств нефти, газа и пласта.
3.2.5. Используемая для заводнения вода по своим свойствам должна быть совместима с пластовой водой, породой коллектора и вытесняемой нефтью (не вызывать образования осадка в пласте и эксплуатационном оборудовании). Требования к качеству закачиваемой воды определяются проектными технологическими документами на разработку, в которых допустимое содержание в воде механических и химических примесей, железа в окисной форме, нефтепродуктов, кислорода, водорослей и микроорганизмов устанавливается в зависимости от коллекторских свойств и литологической характеристики продуктивных пластов, разбухаемости глинистых частиц, конкретные способы, технология очистки и подготовки воды обосновываются в проектах обустройства месторождения, подлежат строгому соблюдению при осуществлении процессов заводнения.
3.2.6. При закачке в пласты сточных или других коррозионно-агрессивных вод для защиты водоводов, обсадных колонн скважин и другого эксплуатационного оборудования от коррозии применяются защитные покрытия, ингибиторы коррозии, герметизация затрубного пространства и т. д. Защита от коррозии должна быть определена в проекте обустройства.
3.2.7. Нестабильные воды, склонные к выделению и отложению солеи в сооружениях системы ППД, в пласте и оборудовании добывающих скважин перед закачкой в пласты должны обрабатываться ингибиторами солеотложения.
3.2.8. Для приготовления закачиваемых в пласт водных растворов ПАВ, кислот, щелочей, полимеров и других химреагентов следует использовать воду, исключающую деструкцию реагентов и не образующую с ними соединений, способных выделяться в осадок после контакта с пластовой водой, породой коллектора и вытесняемой нефтью.
3.3. Освоение, эксплуатация и исследование нагнетательных скважин
3.3.1. Освоение нагнетательных скважин под закачку воды производится по плану, составленному геолого-технической службой и утвержденному руководством НГДУ.
3.3.2. Перед освоением нагнетательных скважин (расположенных внутри контура нефтеносности) под закачку, они, как правило, должны отрабатываться “на нефть” с подключением их к нефтяным коллекторам (с целью очистки призабойной зоны). Эти скважины осваиваются под закачку в порядке и сроках, предусмотренных в технологических схемах и проектах разработки.
3.3.3. Освоение нагнетательных скважин в зависимости от геолого-физических характеристик продуктивных пластов и других промысловых условий может проводиться различными методами:
свабированием с последующей закачкой воды при максимальном давлении насосов, установленных на КНС; созданием высокой депрессии на пласт (понижением уровня в стволе скважины) с последующим нагнетанием воды; аэрацией жидкости в процессе обратной промывки скважины; периодическим нагнетанием воды в пласт под высоким давлением и сбросом ее самоизливом (метод гидросвабирования); продавливанием воды в пласт при давлениях, значительно превышающая рабочее давление нагнетания; гидравлическим разрывом пласта в комплексе с гидропескоструйной перфорацией, обработкой призабойных зон кислотами, растворами ПАВ; применением тепловых методов обработки призабойной зоны (для внутриконтурных скважин).
3.3.4. По каждой нагнетательной скважине в НГДУ должна систематически вестись документация, отражающая все показатели ее эксплуатации, проведенные геолого-технические мероприятия, проверку герметичности устья и эксплуатационной колонны.
3.3.5. В процессе освоения и эксплуатации нагнетательных скважин осуществляется комплекс исследований с целью контроля за разработкой месторождения, установления и проверки выполнения технологического режима работы и технического состояния скважин. Эксплуатация скважин с негерметичными колоннами не допускается.
3.3.6. В процессе эксплуатации нагнетательных скважин с помощью забойных и поверхностных приборов должен проводиться постоянный контроль за их приемистостью, давлением нагнетания и охватом пластов заводнением по толщине.
3.3.7. Пластовое давление, фильтрационные свойства пласта и коэффициенты приемистости скважин определяются исследованиями скважин методами восстановления или падения забойного давления и установившихся пробных закачек в период освоения и эксплуатации скважин.
3.3.8. Взаимодействие скважин и пути перемещения по пласту нагнетаемой воды изучаются по динамике изменения давления на различных участках пласта, гидропрослушиванием, геофизическими методами, добавкой в закачиваемую воду индикаторов и наблюдением за их появлением в продукции добывающих скважин.
3.3.9. Оценка эффективности мероприятий по регулированию закачки воды по разрезу эксплуатационного объекта в основном производится с применением глубинных расходомеров, метода радиоактивных изотопов или высокочувствительных термометров. По результатам исследований расходомерами составляются профили приемистости, проводится их сопоставление с профилями отдачи по соседним добывающим скважинам, определяется коэффициент охвата пласта заводнением по толщине.
3.3.10. Герметичность обсадной колонны и отсутствие затрубной циркуляции в нагнетательных скважинах определяется анализом кривых восстановления устьевого давления, исследованием с применением глубинных расходомеров, резистивиметров, электротермометров, радиоактивных изотопов, поинтервальной опрессовкой с помощью пакера на трубах.
3.3.11. Периодичность и объем исследовательских работ в нагнетательных скважинах устанавливается объединением в соответствии с утвержденным обязательным комплексом промыслово-геофизических и гидродинамических исследований, с учетом требований технологического проектного документа на разработку.
3.4. Нормирование объемов закачкой к учету закачиваемой воды
3.4.1. Нормы закачки воды в отдельные пласты и скважины должны в сумме составлять объем закачки по эксплуатационному объекту в целом, установленный проектом (технологической схемой) его разработки.
3.4.2. При больших размерах площади нефтеносности и значительной зональной неоднородности пласта нормы закачки воды устанавливаются сначала для групп нагнетательных скважин, расположенных на участках, затем — для отдельных скважин. При таком методе нормирования нефтеносная площадь должна быть условно разделена на участки. Расчленение площади на условные участки производится в технологических проектах на основе детального изучения строения пластов с учетом возможного взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин.
Норма закачки воды в каждую группу нагнетательных скважин устанавливается соответственно прогнозируемому в технологическом документе на разработку суммарному отбору жидкости из добывающих скважин соответствующего участка. Сумма норм закачки в нагнетательные скважины каждого участка должна составлять участковую норму закачки, а сумма участковых норм — норму закачки по объекту в целом.
3.4.3. Для многопластового объекта разработки норма закачки воды для объекта в целом должна быть распределена между отдельными пластами. Норма закачки в отдельные пласты объекта должна обеспечивать получение предусмотренных для каждого пласта объемов отбора жидкости.
При раздельной закачке воды в пласты многопластового объекта через самостоятельные, системы нагнетательных скважин нормы для каждой из скважин определяются как и при однопластовом объекте, исходя из нормы закачки в пласт, вскрытый данной системой скважин.
При совместной закачке воды в несколько пластов норма для каждой нагнетательной скважины слагается из норм для этой скважины, установленных по каждому из пластов, при этом контроль за распределением закачиваемой воды по пластам производится с помощью глубинных расходомеров.
3.4.4. При значительной локальной неоднородности пластов многопластового объекта с большой площадью нефтеносности необходимо осуществлять нормирование закачки по каждому из пластов в отдельности — сначала для участков с различной характеристикой, а затем для отдельных нагнетательных скважин.
3.4.5. Нормы закачки воды по объектам разработки в целом, по пластам и их участкам, элементам при площадном заводнении ежегодно устанавливаются геологической службой нефтегазодобывающих управлений в соответствии с технологическими схемами, проектами, анализами—авторскими надзорами.
3.4.6. Нормы закачки воды по скважинам и в скважинах по пластам устанавливаются один раз в квартал и оформляются в виде технологического режима эксплуатации нагнетательных скважин. В этом документе, помимо норм закачки, указываются давление нагнетания и необходимые мероприятия по обеспечению установленных норм. Технологический режим эксплуатации нагнетательных скважин составляется цехом поддержания пластового давления совместно с геологическими группами нефтегазодобывающпх управлений и утверждается главным инженером и главным геологом этих управлении.
3.4.7. В зависимости от принятой системы заводнения, в проектном документе дается обоснование величины оттока нагнетаемой воды за контур нефтеносности по годам освоения заводнения. Величина потерь должна систематически уточняться промысловыми исследованиями и отражаться в авторском надзоре.
3.4.8. Ответственность за достоверность учета объема нагнетаемой воды по скважинам, объектам и в целом по месторождению возлагается на руководство НГДУ.
4. ОБЯЗАННОСТИ ОРГАНИЗАЦИЙ-СОСТАВИТЕЛЕЙ ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТОВ ПО РАЗРАБОТКЕ И ПРЕДПРИЯТИЙ, ОСУЩЕСТВЛЯЮЩИХ ИХ ПРАКТИЧЕСКУЮ РЕАЛИЗАЦИЮ
4.1. Организации-авторы утвержденных проектных документов на разработку нефтяных месторождений (залежей) обязаны:
а) осуществлять авторский надзор за реализацией принятых проектных решений;
б) вносить в организации, утвердившие проектный документ, предложения об устранении нарушений принятых технологических решений и проведении необходимых работ по их реализации;
в) вносить в установленном порядке предложения об изменении проектных рекомендаций на базе уточненной информации о геологическом строении и запасах нефти, более совершенных технологических и технических решений.
4.2. Нефтедобывающие предприятия, осуществляющие разработку месторождения (залежи), обязаны:
а) строго выполнять технологические решения и условия разработки, предписываемые утвержденным проектным документом (порядок, очередность и темпы разбуривания, сроки и объемы ввода мощностей по обеспечению воздействия на залежь, сбору и промысловой подготовке продукции скважин, переводу их на механизированные способы эксплуатации, допустимые уровни забойных и устьевых давлений и соответствующие им отборы жидкости и др.);
б) обеспечивать надежный учет добычи нефти, газа, конденсата, обводненности продукции, объемов закачиваемой воды по каждой скважине. Проводить контроль и анализ осуществляемого процесса разработки совместно с организациями-авторами проектных документов;
в) своевременно извещать буровые организации, осуществляющие бурение скважин на данном месторождении; а также проектные институты, разрабатывающие проекты на строительство скважин, о происшедших или прогнозируемых на ближайшие 1—2 года изменениях пластовых давлений и давления гидравлического разрыва пласта (ГРП) по всем горизонтам и площадям (для своевременного учета изменения условий бурения при проектировании конструкций скважин и параметров режимов бурения);
г) контролировать качество пробуренных скважин, соблюдение проектной сетки разбуривания.
5. СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН
5.1. Проектирование строительства скважин
5.1.1. Строительство скважин является основным этапом в создании запроектированной системы разработки месторождения (залежи, эксплуатационного объекта).
5.1.2. Технические проекты на строительство скважин разрабатываются научно-исследовательскими и проектными институтами (или их филиалами, обслуживающими данный нефтяной район), должны предусматривать качественное вскрытие_продуктивных пластов, крепление и надежность скважин, выполнение всех требований технологических проектных документов на разработку.
5.1.3. При проектировании строительства скважин следует руководствоваться действующими нормативными документами по всем основным видам работ.
5.1.4. Порядок оформления документов на строительство скважин определяется технологическими регламентами на бурение и испытание скважин и действующим положением о подрядном способе производства работ по строительству нефтяных и газовых эксплуатационных и разведочных скважин в системе Миннефтепрома (Мингазпрома).
5.1.5. Строительство скважин осуществляется на основе договоров между буровой организацией-подрядчиком и нефтегазодобывающим предприятием (объединением) — заказчиком.
5.1.6. Институт-проектировщик (автор проекта на строительство скважин) обязан:
а) осуществлять авторский надзор за исполнением проектов;
б) вносить в установленном порядке предложения об изменении проектных рекомендаций на базе более совершенных технических и технологических решений с учетом изменившихся пластовых условий обусловленных разработкой месторождения.
в) останавливать работы по строительству скважин в случаях отклонений от проектных решений.
5.1.7. Ответственность за соблюдение проектов и качество строительства скважин возлагается на руководство буровой организации.
5.2. Бурение скважин и их конструкция
5.2.1. Особенности строительства скважин предусматриваются в:
а) в проектах разведки нефтяного месторождения;
б) технологических схемах (проектах) разработки нефтяного месторождения (залежи);
в) индивидуальных или групповых технических проектах на строительство скважин.
5.2.2. Все операции по строительству скважин должны проводиться в полном соответствии с требованиями режимно-технологической документации, разработанной институтом-проектировщиком, с обязательным проведением всего комплекса маркшейдерско-геофизических работ, обеспечивающих соответствие фактических точек размещения устьев и забоев скважин их проектным положением.
5.2.3. В целях получения дополнительных данных для составления проекта разработки в процессе бурения отдельных эксплуатационных скважин в интервалах залегания продуктивных пластов производится сплошной отбор керна. Количество таких скважин определяется технологической схемой и должно составлять не менее 10% проектного фонда. Работы по отбору керна в обязательном порядке должны быть предусмотрены в проектно-сметной документации на строительство скважин. Выбор эксплуатационных (добывающих) скважин, в которых в процессе бурения должен отбираться керн, производится организацией-автором технологической схемы (проекта) совместно с геологической службой нефтегазодобывающих предприятий.
5.2.4. Конструкции эксплуатационных (добывающих) скважин должны обеспечивать:
а) возможность реализации запроектированных способов и режимов эксплуатации скважин, создание прогнозируемых для всех стадий разработки максимальных депрессии и репрессии на пласт;
б) возможность осуществления одновременно-раздельной добычи нефти из нескольких эксплуатационных объектов в одной скважине (в случае, когда это предусмотрено проектными документами);
в) нормативные условия для производства в скважинах ремонтных и исследовательских работ;
г) применение технологической оснастки обсадных колонн, позволяющей производить качественное цементирование;
д) соблюдение требований охраны недр и окружающей среды.
5.2.5. Конструкция обсадной колонны должна обеспечивать возможность установки клапанов отсекателей, пакерующих и других устройств.
5.2.6. Применение конструкции скважин с открытым забоем должно специально обосновываться в проектном документе на разработку и в проектах на строительство скважин.
5.2.7. Конструкции скважин, намеченных к эксплуатации газлифтным способом, должны удовлетворить требованиям, предъявляемым к конструкциям газовых скважин.
5.2.8. Конструкция нагнетательных скважин под закачку горячей воды, пара и газа должна быть обоснована в проектном документе на разработку и в проектах на строительство скважин.
5.3. Вскрытие продуктивных пластов бурением и крепление скважин
5.3.1. Основным требованием, предъявляемым к вскрытию продуктивного пласта при бурении, является обеспечение максимально возможного сохранения естественного состояния призабойной зоны, исключающее ее загрязнение, разрушение.
5.3.2. Проектно-сметная документация на строительство нефтяных и газовых скважин должна содержать специальный раздел по вскрытию продуктивных пластов.
5.3.3. Способ проходки, параметры бурового раствора, технологические параметры и режим бурения в интервале продуктивного пласта должны обеспечивать качественное вскрытие продуктивного объекта.