Бурение скважины в разрезе

Перед спуском колонны открытый ствол скважины прорабатывается в интервалах сужений (согласно профилю и кавернограммам), «посадок» и «затяжек» инструмента до полной их ликвидации.

Перед последним подъемом инструмента, который предшествует спуску эксплуатационной колонны, чтобы проверить проходимость ствола скважины поднимается инструмент на 500 - 600 м выше интервала продуктивного горизонта, затем сразу же допускается на забой. Промывают скважину в течение не менее двух циклов, приводятся параметры глинистого раствора в соответствии с требованиями ГТН, и инструмент поднимается, выбрасывается на мостки и укладывается на стеллажи.

Проведение перечисленных работ должно оговариваться в плане работ на крепление скважины обсадной колонной.

По окончании подготовки ствола скважины, труб и оборудования составляется акт готовности буровой установки к креплению скважины.

Процесс спуска обсадной колонны в скважину будет осуществляться в один прием (одной сплошной секцией).

Работа по спуску обсадной колонны должна быть организована так, чтобы каждый член буровой бригады четко выполнял свои обязанности. Во избежание несчастных случаев при пуске обсадной колонны в скважину все члены бригады должны быть тщательно проинструктированы, рабочее место должно быть очищено от посторонних предметов. Работами по спуску колонны должно руководить одно лицо - буровой мастер, ответственный за работу по спуску колонны согласно разработанному техническому плану.

При организации рабочего места и расстановке рабочей силы для спуска обсадной колонны в каждой вахте выделяется лицо, ответственное за проведение повторного шаблонирования каждой трубы, сохранность шаблона во время спуска колонны и проверку соблюдения установленного порядка спуска труб. Колонну должны спускать при помощи клиновых захватов или клиньев для обсадных труб, позволяющих докреплять резьбовые соединения в процессе спуска. Элеваторы для спуска в скважину обсадных труб используют как исключение.

Низ технических колонн и кондукторов собирается в соответствии с планом работ в следующей последовательности:

колонный башмак;

обратный клапан типа ЦКОД;

обсадные трубы согласно компоновке.

Перед спуском в скважину повторно проверяется качество крепления и работоспособность обратных клапанов.

Обратный клапан типа ЦКОД устанавливается между второй и третьей обсадными трубами. Седло клапана одновременно служит упорным кольцом.

Для предотвращения расслабления муфтового соединения промежуточной колонны и кондуктора от последующего воздействия на них бурильной колонны первые 5 - 10 труб от башмака после закрепления их машинными ключами приваривают. Во избежание смятия колонны при спуске ее с обратным клапаном каждую навинченную трубу после снятия ее с клиньев или элеваторов спускают с такой скоростью, чтобы стрелка индикатора масса (веса) колебалась в пределах пяти делений.

В процессе спуска обсадной колонны с обратным клапаном типа ЦКОД, обеспечивающим саморегулируемое заполнение колонны глинистым раствором, необходимо систематически контролировать характер заполнения по объему вытесняемой жидкости и нагрузке на крюке.

Скважину во время спуска промывают в интервалах, предусмотренных планом спуска. Продолжительность промывки не должна превышать одного цикла циркуляции, причем основным критерием для прекращения промежуточной промывки считается необходимое качество и постоянство показателей глинистого раствора по плотности и вязкости и падение давления на манометре до величин, равных гидравлическим сопротивлениям. Режимы спуска обсадной колонны и последующего ее цементирования должны быть рассчитаны таким образом, чтобы не допустить гидроразрыва пород и связанных с ним осложнений.

Контроль за спуском обсадной колонны должен осуществляться по записям и замеру длины колонны, а также по записям регистрирующего манометра индикатора массы (вса). В записях замера обсадных труб указываются число спущенных труб и их суммарная длина.

Спуск обсадных колонн является одной из трудоемких и ответственных операций, от темпов которой зависит успех всего процесса бурения. В настоящее время довольно широко применяются средства механизации, облегчающие труд рабочих, а также ускоряющие спуск обсадных труб. В процессе подготовки к спуску эксплуатационной колонны ко 2-му и 3-му поясам вышки прикрепляют хомутам две перекладины из насосно-компрессорных труб. Между этими перекладинами на роликах монтируется двухэтажная люлька для верхнего рабочего. Люлька может передвигаться как в вертикальном, так и горизонтальном направлениях. Находящийся в люке рабочий центрирует обсадные трубы в момент навинчивания.

Для подъема обсадных труб над ротором вместо обычного элеватора применяют легкий шарнирный хомут, подвешиваемый на крюке на двух штропах. Хомут надевают на трубу одновременно со спуском и установкой колонны на ротор. Навинчиваемая труба находится в подвешенном состоянии на хомуте только до тех пор, пока труба не завинчивается на 3 - 4 нитки. После этого хомут снимают и продолжают свинчивать при свободном верхнем конце трубы.

По окончании спуска обсадную колонну устанавливают в скважине с учетом расположения оборудования низа согласно утвержденного плана и оставляют подвешенной на талевой системе для обеспечения возможности расхаживания в процессе цементирования или перемещения при изменении растягивающих усилий в период ОЗЦ.

Скважину промывают до выравнивания параметров глинистого раствора по всему стволу скважины[3].

4.5 Обоснование способа цементирования

Разобщение пластов при существующей технологии крепления скважин - завершающий и наиболее ответственный этап, от качества выполнения которого в значительной степени зависит успешное строительство скважины. Под разобщением пластов понимается комплекс процессов и операций, проводимых для закачки тампонажного раствора в затрубное пространство (т.е. в пространство за обсадной колонной) с целью создания там надежной изоляции в виде плотного материала, образующегося со временем в результате отвердения тампонажного раствора. Поскольку в качестве тампонажного наиболее широко применяется цементный раствор, то и для обозначения работ по разобщению используется термин «цементирование».

Цементный камень за обсадной колонной должен быть достаточно прочным и непроницаемым, иметь хорошее сцепление (адгезию) с поверхностью обсадных труб и со стенками ствола скважины. Высокие требования к цементному камню обусловливаются многообразием его функций: плотное заполнение пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины; изоляция и разобщение продуктивных нефтегазоносных горизонтов и проницаемых пластов; предупреждение распространения нефти или газа в затрубном пространстве под влиянием высокого пластового давления; заякоривание обсадной колонны в массиве горных пород; защита обсадной колонны от коррозионного воздействия пластовых вод и некоторая разгрузка от внешнего давления.

Следует отметить, что роль и значение цементного камня остаются неизменными на протяжении всего срока использования скважины, поэтому к нему предъявляются требования высокой устойчивости против воздействия отрицательных факторов.

Существует несколько способов цементирования. Они различаются схемой подачи тампонажного раствора в затрубное пространство и особенностями используемых приспособлений. Возможны два варианта подачи тампонажного раствора в затрубное пространство:

раствор, закачанный внутрь цементируемой обсадной колонны, проходит по ней до башмака и затем поступает в затрубное пространство, распространяясь снизу вверх (по аналогии с промывкой называется цементированием по прямой схеме);

тампонажный раствор с поверхности подают в затрубное пространство, по которому он перемещается вниз (цементирование по обратной схеме).

В промышленных масштабах применяют способы цементирования по прямой схеме. Если через башмак обсадной колонны в затрубное пространство продавливают весь тампонажный раствор, способ называется одноступенчатым (одноцикловым) цементированием. Если обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампонажный раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине, способ цементирования называется многоступенчатым (многоцикловым). Простейший и наиболее распространенный способ - цементирование в две ступени (двухступенчатое). Иногда возникает необходимость не допустить проникновения тампонажного раствора в нижнюю часть обсадной колонны, расположенную в интервале продуктивного пласта, тогда этот интервал в затрубном пространстве изолируется манжетой, установленной на обсадной колонне, и сам способ цементирования называется манжетным. Выделяются также способы цементирования потайных колонн и секций, поскольку тампонажный раствор в этом случае закачивают по бурильной колонне, на которой спускают секцию или потайную колонну.

4.6 Выбор типа и компонентного состава тампонажного раствора, буферной и продавочной жидкости

Количество тампонажного материала, затаренного в цементосмесительные машины, контролируют взвешиванием.

Подбор рецептуры раствора производят не позднее чем за 5 суток до цементирования.

Проведение цементирования при отсутствии результатов контрольных испытаний проб тампонажного материала и рецептуры раствора запрещается.

Рекомендуется применять тампонажные смеси заводского приготовления.

Лежалые тампонажные материалы подвергаются диспергированию с помощью дезинтеграторных установок.

На буровой необходимо устанавливать дополнительные металлические емкости с водой из расчета полного объема воды затворения с учетом буферной жидкости. За 2 - 3 суток до начала цементирования обсадной колонны в этих емкостях согласно рецептурам тампонажного раствора, подобранным в лаборатории, готовятся водные растворы химреагентов.

Подбирая рецептуру буферной жидкости необходимо выполнять условие, при котором удельный вес и вязкость жидкости находятся в пределах промежуточных значений аналогичных параметров разделяемых глинистого и тамонажного растворов.

При подготовке к выезду на буровую очищают мерные емкости агрегатов, проверяется соответствие размеров цилиндровых втулок и поршней цементировочных насосов ожидаемому давлению, наличие и исправность манометров высокого и низкого давлений, предохранительных клапанов и запорных устройств, у цементосмесительных машин - соответствие размеров насадок заданной плотности тампонажных растворов.

Цементировочные головки оборудуются манометрами, кранами высокого давления и заблаговременно опрессовываются на полуторакратное максимальное рабочее давление, которое ожидается при цементировании.

Подготовку к цементированию производят одновременно с подготовкой к спуску и во время спуска колонны. В ней принимают участие буровая бригада, БПО УБР и тампонажная контора или цех.

Расстановку и обвязку цементировочной техники на буровой производят в соответствии с утвержденной типовой схемой (приложение 5) и обеспечивают горизонтальность размещения цементировочных агрегатов.

При цементировании с использованием осреднительной емкости с каждой цементосмесительной машиной обвязывается один агрегат, который откачивает цементный раствор в осреднительную емкость. Для закачки цементного раствора в скважину у осреднительной емкости ставятся агрегаты, количество которых соответствует числу цементосмесительных машин.

Для заполнения мерных емкостей цементировочных агрегатов водой затворения и продавочной жидкостью в первую очередь прокладываются приемные линии, затем - линии высокого давления от агрегатов к блоку манифольдов и цементировочной головке.

У дополнительных емкостей с водой затворения устанавливают не менее двух цементировочных агрегатов, мерники которых заполняют водой после окончания спуска обсадной колонны во время промывки скважины.

Заполнение мерников цементировочных агрегатов глинистым раствором производится после прекращения промывки скважины одновременно со сборкой трубопроводв высокого давления от блока манифольдов к цементировочной головке.

Обвязкой агрегатов с цементировочной головкой предусматривается наличие отдельной линии высокого давления для продавливания верхней разделительной пробки закачивания тампонажного раствора.

По окончании сборки линии высокого давления опрессовывают на полуторакратное максимальное рабочее давление, которое ожидается при цементировании.

Расстановка и обвязка цементировочной техники планируется так, чтобы время их окончания совпадала с окончанием спуска обсадной колонны.

По окончании расстановки и обвязки цементировочного оборудования инженер по цементированию должен произвести проверку правильности установки цементировочных агрегатов, цементосмесительных машин и коммуникаций.

бурение скважина углубление крепление авария

4.7 Выбор цементировочного оборудования и его оснастки

При цементировании проектируемой скважины будет использоваться компьютеризированный комплекс оборудования для контроля и управления процессом цементирования КСЦ - 32.

Комплекс КСЦ - 32 предназначен для использования при строительстве скважин различного назначения и, в частности, при цементировании обсадных колонн в умеренном и холодном макроклиматических районах.

В состав КСЦ - 32 входят:

модернизированный блок манифольдов (МБМ-32), на котором установлена измерительная вставка с датчиками расхода, плотности, давления, температуры;

комплексный прибор для осреднительной емкости, включающий датчики плотности, уровня, температуры;

световое информационное табло с отдельным кабелем;

световое информационное табло с отдельным кабелем;

станция контроля и управления процессом цементирования компьютеризированная (СКУПЦ-К).

В состав СКУПЦ-К входят:

система сбора информации;

преобразователь ±24/V в ~220V;

бортовой промышленный компьютер (смонтированный в тумбе стола);

промышленный монитор с температурой хранения - 400С;

промышленная клавиатура и др.;

специальное программное обеспечение;

комплект кабелей на мобильных смотках.

Базовый вариант блока манифольдов смонтирован на шасси автомобиля «Урал».

Базовый вариант СКУПЦ-К смонтирован в специальном автобусе на шасси автомобиля КАМАЗ или УРАЛ любой модели.

Технологические задачи КСЦ-32:

управление процессом цементирования в реальном времени с предотвращением гидроразрывов тампонажного раствора в затрубном пространстве, гидроударов при посадке продавочной пробки на упорное кольцо;

слежение за приготовлением тампонажного раствора при использовании осреднительной емкости.

Технологические характеристики датчиков:

1. Датчик давления на блоке манифольдов:

пределы измерения, Мпа 0 - 40;

относительная погрешность, % ± 1.

2. Датчики плотности на блоке манифольдов и на осреднительной емкости:

пределы измерения, кг/м3 800 - 2600;

относительная погрешность, % ± 2.

3. Датчик расхода на блоке манифольдов:

пределы измерения, м3/с 0 - 0,050;

относительная погрешность, % ± 2.

4. Датчик температуры на блоке манифольдов и на осреднительной емкости:

пределы измерения, 0С -40 - +60;

относительная погрешность, % ± 0,5.

5. Датчик уровня на осреднительной емкости:

пределы измерения, Мпа 0 - 2;

относительная погрешность ± 2.

Технические характеристики определяемых параметров:

1. Параметр объема закачиваемых агентов:

пределы измерения, м3 0 - 100;

относительная погрешность, % ± 2.

2. Параметр суммарного объема закачиваемых агентов:

пределы измерения, м3 0 - 200;

относительная погрешность, % ± 2.

3. На выносном табло отображается: давление, плотность, расход, объем, уровень, температура.

Техническая характеристика КСЦ-32:

Наибольше рабочее давление, Мпа 32

Плотность перекачиваемых агентов, кг/м3 800 - 2600

Число контролируемых параметров на МБМ-32, шт 5

(давление, температуры, плотность, расход, объем)

Число контролируемых параметров на осреднительной емкости, шт 4

(средняя плотность, уровень, объем, температура)

Влажность окружающей среды, % до 100

Температура применения, 0С -40 - +50

Точность измерительных параметров соответствует техническим требованиям процесса цементирования скважин.

По желанию заказчика дополнительно (по отдельному договору) может быть представлен мобильный измерительный комплекс для контроля параметров на выходе из скважины.

Цементирование нефтяных и газовых скважин - наиболее ответственный этап их строительства. Неудачи при его выполнении могут свести к минимуму успехи предыдущих этапов строительства скважины

Согласно данным статистики, стоимость работ по креплению и цементированию скважины составляет значительный процент от всей ее стоимости, поэтому проведение этих работ имеет существенное значение для успешного закачивания скважины и обеспечивает оптимальные условия ее эксплуатации[1].

4.8 Оценка качества цементирования

Расчеты при цементировании скважины - важная часть проектирования заключительного этапа строительства скважины. Применительно к конкретным местным условиям проводится метод сплошного одноступенчатого цементирования обсадной колонны. Расчет этого цементирования включает:

определение объема цементного раствора;

установление количества сухого цемента (или смеси цемента с наполнителями), выбор типа цемента;

определение необходимого количества воды и реагентов для затворения, определение объема продавочной жидкости;

установление допустимого времени цементирования скважины;

определение числа агрегатов и цементно-смесительных машин;

определение возможного максимального давления в конце процесса цементирования.

Объем скважины соответствует объему цементного раствора[5]:

р

Vц.р.= -- (kD? - d?)

4

где k - коэффициент кавернозности;

H - высота подъема цементного раствора;

D - диаметр скважины;

d - диаметр обсадной колонны.

Коэффициент кавернозности составляет 1,10 - 1,12.

Кондуктор O 324мм: Vцр1 = (3,14/4)(1,1·0,394? - 0,324?)1020 = 52,6м?

Пром. колонна O 245мм: Vцр2 = (3,14/4)(1,1·0,2903? - 0,245?)2450 = 63м?

Экс. колонна O 140мм: Vцр3 = (3,14/4)(1,1·0,1905? - 0,140?)1175 = 23,5м?

Для приготовления 1м? цементного раствора требуется цемента[5]:

q = сцсв/(св+mсц)

где сц - плотность цемента; св - плотность воды; m - водоцементное отношение.

Кондуктор O 324мм: q1 = 2900·1000/(1000+0,5·2900) = 1184кг

Пром. колонна O 245мм: q2 = 3015·1000/(1000+0,48·3015) = 1232кг

Экс. колонна O 140мм: q3 = 3500·1000/(1000+0,34·3500) = 1598кг

отсюда плотность цементного раствора будет[5]:



сц.р. = q(1+m)

Практически плотность цементного раствора определяется ареометром.

Общее количество цемента[5]:

G = kцqVц.р.

где kц = 1,03-1,05 - коэффициент, учитывающий потери цемента при погрузочно-разгрузочны работах.

Кондуктор O 324мм: G1 = 1,04·1184·52,6 = 64,8т

Пром. колонна O 245мм: G2 = 1,04·1232·63 = 80,7т

Экс.колонна O 140мм: G3 = 1,04·1596·23,5 = 39т

Число цементно-смесительных машин принимается с учетом расчетного объема цемента при условии, что на каждую из них можно загрузить примерно 20 т материала (n1 = 3, n2 = 4, n3 = 2).

Общий объем воды при этом составляет[5]:

Vв = Gц/(kцkвсв)

где kв = 1,01-1,05 - коэффициент, учитывающий потери воды.

Объем продавочной жидкости для транспортирования цементного раствора в затрубное пространство можно определить по формуле[5]:

рdІ

V = Д ----(L - h)

4

где Д = 1,03-1,05 - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости.

Кондуктор O 324мм: V1 = 1,04·0,785·0,324?(1020 - 10) = 86,6м?

Пром.колонна O 245мм: V2 = 1,04·0,785·0,245?(2450 - 10) = 119,6м?

Экс. колонна O 140мм: V3 = 1,04·0,785·0,14?(3025 - 10) = 48,2м?

Величина максимального давления в конце продавки вычисляется по формуле[5]:

p = p1 + p2

где p1 - давление, обусловленное разностью удельных весов в трубах и затрубном пространстве;

p2 - гидравлические потери давления.

Давление, обусловленное разностью весов в трубах и затрубном пространстве, находим по формуле[5]:

1

p1 = -- [(H - h)(сц.р. - сж)]

10

Гидравлические потери давления точно рассчитать пока невозможно. Для приблизительных расчетов используем ориентировочные формулы Р.И.Шищенко:

а) для скважин глубиной до 1000м - р2 = 0,001L + 0,8, МПа;

б) для скважин глубиной более 1000м - р2 = 0,001L + 1,6, МПа.

Время цементирования колонны[5]:

Тцем = tц + tпц + 10

где tц - время закачки цементного раствора;

tпц - время продавки цементного раствора;

10 - время, необходимое для выполнения операции по закладыванию в заливочную головку пробки.

Время закачки цементного раствора и время продавки цементного раствора находим по формулам[5]:

tц = Vц.р/qср

tпц = Vж/qср

где qср = 0,020м?/с - средняя производительность насосов цементировочных агрегатов.

Кондуктор O 324мм: tц1 = 52,6/0,02 = 44мин

Пром. колонна O 245мм: tц2 = 63/0,02 = 53мин

Экс. колонна O 140мм: tц3 = 23,5/0,02 = 20мин

Кондуктор O 324мм: tпц1 = 86,6/0,02 = 72мин

Пром. колонна O 245мм: tпц2 = 119,6/0,02 = 100мин

Экс. колонна O 140мм: tпц3 = 48,2/0,02 = 40мин

Потребное количество цементировочных агрегатов определяем по следующей формуле[5]:

60u 0,75(D? - d?)

n = --------------

qср

где u = 1,5м/сек - средняя скорость восходящего потока цементного раствора.

Вычисленные значения заносим в таблицы.



Таблица 4.3 Общие сведения о цементировании обсадных колонн.

Наим. колонны	Диаметр,мм	Коэф. кавернознос.	Характеристика секций	Интервал цементирования	Плотн. цем.р., кг/м?
	колонны	скважины		ин-вал уст.,м	кол-во ступен.
				от	до		от	до
Кондуктор Пром. колонна Экс. колонна	324 245 140	394 295,3 190,5	1,10 1,10 1,12	1020 2450 3025	0 0 0	1 1 1	1020 2450 3025	0 0 1850	1780 1820 2150

Таблица 4.4 Данные к расчету цементирования колонн

Наим. колонны	Диам. колонн	Плотность,кг/м?	В/С отнош.	Мас.там. матер.	Объем,м?	Давление,МПа
		сух.мат.	раств.			цем.рас.	буф.ж	в труб.	в затр.
Кондуктор Пром. колонна Экс. колонна	324 245 140	2900 3015 3500	1780 1820 2150	0,50 0,48 0,34	1,184 1,232 1,598	52,6 63,0 23,5	6,0 6,0 6,0	6,8 4,3 6,5	18,4 45,8 68,5

Таблица 4.4 Потребное количество материалов и цементировочной техники

Наименование работ или затрат	Единица измерения	Потребное кол-во на колонну
		кондуктор	пром.кол.	экс.кол.
Цемент Вода техническая: для буфера для затворения УНБ 160/40 АН-400 2СМН-20 БМ-700 СКЦ-2М Осреднитель	тонн м? м? шт шт шт шт шт шт	64,8 6,6 32,4 2 3 3 1 1 2	80,7 6,6 38,8 2 3 4 1 1 2	39 1,1 14 1 4 5 1 1 1



4.9 Обвязка обсадных колонн

Крепление скважин осуществляется для разобщение нефтегазоносных пластов от всех вышележащих с обязательным одновременным разобщением нефтесодержащих и газосодержащих пластов друг от друга и защиты обсадных труб от корродирующего действия минерализованных вод, циркулирующих в недрах. Поэтому в скважину обсадные колонны должны быть зацементированы путем закачки тампонажного материала в кольцевое пространство между стенками скважины и обсадной колонны.

Существует ряд методов цементирования скважин. К ним относятся: одно- и двухступенчатое цементирование, манжетное цементирование, цементирование хвостовиков, цементирование под давлением. В зависимости от условий залегания нефтяных или газовых пластов, степени их насыщенности, литологического состава, проницаемости применяют тот или иной метод цементирования скважины.

Проектная скважина будет подвержена одноступенчатому цементированию (одноцикловый способ) - наиболее распространенный вид цементирования.

Процесс цементирования заключается в следующем. После того как обсадная колонна спущена, скважину подготавливают к цементированию, промывая ее после спуска обсадной колонны труб. Для этого на спущенную колонну труб навинчивают цементировочную головку и приступают к промывке. Промывку производят до тех пор, пока буровой раствор не перестанет выносить взвешенные частицы породы, т.е. плотность бурового раствора, поступающего в скважину, и плотность бурового раствора, выходящего из нее, станут одинаковыми. При промывке необходимо фиксировать давления на выкиде насоса.

После того как скважина промыта и вся арматура проверена приступают к приготовлению и закачиванию цементного раствора в скважину. Рекомендуется непосредственно перед началом затворения цементной смеси произвести закачивание в колонну буферной жидкости, в качестве которой наиболее широко используется вода и водные растворы солей NaCI, NaCI2 и т.п., щелочей КаОН и ПАВ (сульфанол). Смешиваясь с буровым раствором, они разжижают его, уменьшают статическое и динамическое напряжение сдвига и вязкость. Объем буферной жидкости подсчитывается из условия допустимого снижения гидростатического давления на продуктивный пласт. После закачивания буферной жидкости в колонну опускают нижнюю пробку. Затем при помощи цементосмесителей и цементировочных агрегатов приготавливают цементный раствор, который агрегатами перекачки перекачивается в скважину. После закачки цементного раствора из цементировочной головки продавливают верхнюю пробку и цементный раствор движется между двумя пробками к башмаку колонны.

Далее приступают к продавке цементного раствора вниз. Для предупреждения быстрого роста давления в начале закачки тампонажных смесей и продавочной жидкости цементировочные агрегаты подключают в работу поочередно. Буровые насосы перекачивают глинистый раствор в тарированные мерники цементировочных агрегатов. При продавке цементного раствора ведется счет закачиваемой в колонну продавочной жидкости. Это делается для того, чтобы до прокачки оставшейся 0,5 - 1,0 м3 продавочной жидкости перейти на один агрегат, которым и производится посадка пробок на упорное кольцо. Этот момент характеризуется резким повышением давления на заливочной головке, так называемым «ударом». Величина «удара» зависит от руководителя работ и обычно не превышает 0,5 - 1,0 МПа сверх максимального давления, имевшего перед моментом схождения пробок. На этом заканчивается процесс цементирования, и скважина оставляется в покое при закрытых кранах на головке на срок, необходимый для схватывания и твердения цементного раствора.



5. Мероприятия по предупреждению осложнений и аварий

5.1 Разработка комплекса противоприхватных мероприятий

Основными осложнениями, которые могут возникнуть при бурении проектной скважины являются обвалы, которые обычно происходят во время прохождения уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев.

Основными мерами предупреждения и ликвидации обвалов являются:

бурение в зоне возможных обвалов с промывкой буровым раствором, имеющим минимальную водоотдачу и максимально высокую плотность;

организация работ, обеспечивающая высокие скорости проходки;

выполнение следующих рекомендаций:

бурить скважины по возможности меньшего диаметра;

бурить от башмака предыдущей колонны до башмака последующей колонны долотами одного размера;

поддерживать скорость восходящего потока в затрубном пространстве не менее 1,5 м/с;

подавать бурильную колонну на забой плавно, без рывков;

избегать значительных колебаний бурового раствора;

не допускать длительного пребывания бурильной колонны без движения.

5.2 Выбор комплекса противовыбросового оборудования

Противовыбросовое оборудование предназначено для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе их строительства и ремонта с целью обеспечения безопасного ведения работ.

Основная задачапротивовыбросового оборудования - ликвидация газонефтеводопроявления, предупреждение выбросов и открытых фонтанов, а также гарантия охраны недр и окружающей среды.

Противовыбросовое оборудование представляет собой комплекс, состоящий из сборки превенторов, манифольда и станции гидравлического управления. Комплекс противовыбросового оборудования обеспечивает проведение следующих работ:

- герметизация устья скважины при спущенных бурильных трубах и без них;

- подвеска колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия;

- расхаживание колонны бурильных труб для предотвращения его прихвата;

- вымыв флюида из скважины по принятой технологии;

- осуществление контроля за состоянием скважины во время глушения;

- спуск и подъем части и всей колонны бурильных труб при герметично закрытом устье скважины.

5.3 Мероприятия по предупреждению аварий

Спуск тяжелых обсадных колонн (более 100 т) необходимо производить на спайдер-элеваторах или с помощью верхнего спайдера ПКРО.

Подачу обсадных труб на буровую следует производить осторожно при навинченных предохранительных кольцах, которые нужно снимать при полной готовности труб к свинчиванию. На воротах вышки необходимо устанавливать удерживающее приспособление, предотвращающее удар труб о ротор при подаче в буровую.

Каждую подаваемую для спуска обсадную трубу необходимо шаблонировать, закрепив за указанной операцией опытного помощника бурильщика.

Все резьбовые соединения башмачной части обсадной колонны (50 - 60 м) после закрепления манными ключами должны быть усилены прерывистым сварным швом с обязательным применением спецколец или электрозаклепок.

Сварочные работы должны производиться квалифицированными сварщиками. Не допускается принудительное охлаждение сварного шва (водой или буровым раствором).

Последнюю обсадную трубу колонны рекомендуется спускать в скважину с минимальной скоростью и промывкой.

Крепление резьбовых соединений всех обсадных колонн должно проводиться с использованием моментометров.

Во избежание поглощения, гидроразрыва пластов, нарушения устойчивости стенок скважины, смятия обсадной колонны в плане работ указывать допустимую скорость спуска колонны. Скорость спуска подвески из бурильных труб не должна превышать скорости спуска обсадных труб.

Для предотвращения прихвата обсадной колонны в процессе ее заполнения, восстановления циркуляции и промежуточных промывок колонну необходимо держать на весу и расхаживать через каждые 5 минут.

Если в процессе спуска колонны появилась необходимость ее расхаживать, то перед расхаживанием необходимо долить колонну до устья.

ЗАПРЕЩАЕТСЯ:

изменять проектные решения без оформления соответствующего протокола;

применять для замера бурильных и обсадных труб рулетки имеющие поправки после их ремонта;

спускать обсадную колонну без предварительной гидравлической опрессовки труб;

применять обсадные трубы, которые имели пропуски в резьбовых соединениях при их опрессовке;

спускать обсадные трубы, в соединениях которых после наворота на скважине выявлен перекос резьб;

производить обварку резьбовых соединений для «усиления» при ненормальном свинчивании обсадных труб;

принудительно пропускать колонну через зоны посадок;

применять разъединитель, который не позволяет производить промывку по время ОЗЦ[9].

Цементирование обсадных колонн, установка цементных мостов, заливка зон поглощений должны производиться только при наличии на буровой лабораторных анализов тампонажных растворов или их смесей, проведенных тампонажной конторой (цехом) или лабораторией в полном соответствии с заданными условиями (температура, давление, исходная вода для приготовления жидкости затворения).

Подбор рецептуры тампонажного раствора необходимо производить за 5 суток до цементирования. Если со дня выбора рецептуры до начала цементирования прошло более 10 суток, то рецептуру следует подвергнуть контрольной проверке и в случае необходимости - корректировке.

В лаборатории должно быть проверено отсутствие отрицательного воздействия буферной жидкости на тампонажный и буровые растворы. При этом буферные жидкости (состав и реологические параметры) должны обеспечивать:

гарантированное разделение бурового раствора от цементного, что достигается подбором плотности буферной жидкости;

отмывающую способность глинистой корки на границах «горная порода» - «обсадная колонна»;

повышение адгезионной способности горной породы ствола скважины и металла обсадных труб по отношению к цементу.

Время загустевания тампонажного раствора, определяемое на консистометрах при взаимодействии температуры и давления, имитируемых по процессу цементирования, должно быть на 25% больше расчетного времени цементирования, но не менее чем на 30 и не более чем на 90 мин.

Потребное количество тампонажного материала для цементирования обсадной колонны следует определять с учетом коэффициента сжижаемости растворов (смесей), промыслово-геофизических данных (по профилеметрии, произведенной при выполнении заключительного комплекса геофизических работ) и накопленного опыта цементирования скважин на данной площади.

Доставка цемента на буровую, как правило, должна осуществляться цементосмесительными машинами и цементовозами в опломбированном виде с документами о количестве цемента и паспортных сведениях на него и сдаваться буровому мастеру, который должен вести учет завозимого тампонажного материала.

Конструкция цементировочной головки, должна обеспечивать возможность предварительного размещения в ней 2-х разделительных пробок, удерживаемых с помощью стопоров, и исключать возникновение перепада давления на них при цементировании.

Цементировочная головка должна быть опрессована на полуторакратное максимальное давление, которое ожидается при цементировании, в нее должна быть вставлена верхняя разделительная пробка. Цементировочная головка должна быть оборудована манометрами и кранами высокого давления. К цементировочной головке должны быть подведены три линии (две рабочие и третья для выдавливания разделительной пробки).

Процесс цементирования должен производиться непрерывно, соблюдая заданную гидравлическую программу и обеспечивая расчетную скорость восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве.

Последние 1,0 - 1,05 м3 продавочной жидкости для обсадных колонн диаметром до 245 мм закачивать одной насосной установкой с Q = 3 - 4 л/с.

По окончании цементирования обсадных колонн, перекрывающих пласты с АВПД и газовые горизонты, а также в скважинах, склонных к газонефтепроявлениям, на период ОЗЦ необходимо герметизировать заполненное до устья затрубное пространство и обеспечить дежурство цементировочного агрегата, обвязанного с устьем скважины.

ЗАПРЕЩАЕТСЯ:

проводить цементирование при отсутствии рецептуры лаборатории Тампонажной конторы (цеха) или лаборатории филиала;

проводить цементирование эксплуатационных колонн без проведения контрольного анализа перед началом работ;

цементировать обсадные колонны без применения продавочных пробок;

приступить к оборудованию устья скважины до окончания ОЗЦ и определения высоты подъема цемента за обсадной колонной (по ОЦК, АКЦ);

допускать отклонение от типовых схем оборудования устья, установленных ГОСТом и действующими инструкциями;

спускать в скважину бурильные трубы до полного окончания обвязки ПВО;

проводить работы по разбуриванию цементного стакана, обратного клапана, направляющей пробки до окончания обвязки ПВО, определения его герметичности, а также с применением КНБК, включающей центрирующие приспособления (калибратор, расширитель и др.);

бурить роторным способом или проворачивать бурильную колонну при нахождении калибратора в башмаке обсадной колонны[7].



6. Выбор буровой установки

Буровые установки - это комплексные системы, включающие все основные и вспомогательные агрегаты и механизмы, которые необходимы для строительства скважин.

Буровую установку выбирают по ее допустимой максимальной грузоподъемности, обуславливающей с некоторым запасом веса в воздухе наиболее тяжелых бурильной и обсадной колонн.

Для принятой по грузоподъемности и условной глубине бурения буровой установки в зависимости от региональных условий, связанных со степенью обустройства (дороги, линии электропередач, водоснабжение и др.) и климатической зоной, выбирают тип привода, схему монтажа и транспортирования, а также учитывают необходимость комплектования отопительными установками, дополнительными агрегатами и оборудованием.

Буровые установки делятся на две категории:

для бурения глубоких эксплуатационных и разведочных скважин;

для бурения неглубоких структурных и поисковых скважин.

Каждая категория буровой установки имеет несколько классов, которые обеспечивают наибольшую эффективность бурения скважин определенной глубины и конструкции. Каждой буровой установкой, при определенной мощности ее двигателей, максимально допустимой нагрузке на крюке можно пробурить скважины различной глубины и конструкции. Для сравнительной оценки мощности и класса буровой установки, для глубокого бурения принимают допустимую нагрузку на крюке и номинальную глубину скважины конечного диаметра 190,5мм, которые могут быть достигнуты при использовании бурильной колонны с бурильными трубами диаметром 127мм и массой 1м труб 31,9кг. При работе с бурильными трубами других диаметров и массы глубина бурения этой же буровой установкой может значительно отличаться от ее условной глубины.

Буровые установки для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения стандартизованы. ГОСТ 16293--82 (СТ СЭВ 2446--80) предусматривает 11 классов буровых установок для бурения скважин глубиной 1250--12500 м и более.

Вид буровой установки для одного и того же класса определяется рядом факторов:

условиями бурения (равнина, горы, леса, болота, море, температура окружающего воздуха и ее колебания, сила ветра и др.);

целью бурения (разведочное или эксплуатационное);

типом скважины (вертикальная или наклонная);

способом бурения (роторным или забойным двигателями);

технологией бурения (гидравлическая мощность на забое, типы и свойства бурового раствора, метод спуска и подъема колонн);

геологическими условиями бурения (характер буримых пород, возможные осложнения, аномальное пластовое давление, температура на глубине, степень агрессивности подземных вод).

Таблица 2.7 Вес обсадных колонн различного назначения

Наименование колонны	Вес колонны в воздухе, в кН
	кондуктор	промеж. колонна	экспл. колонна
	O 324 мм	O 245 мм	O 140 мм
Обсадная колонна Бурильная колонна (при бурении под данную обсадную)	762,0 534	1735,0 974	929,0 1163

В соответствии с п.2.5.6.ПБ НГП (РД-08-624-03) максимальный вес буровой колонны не должен превышать 0,6 и обсадной колонны - 0,9 от грузоподъемности буровой установки.

Максимальный вес обсадной колонны, кН: Gок макс = 1735.0

Максимальный вес бурильной колонны, кН: Gбк макс = 1163.0

С учетом расчетных значений веса колонн, максимальная нагрузка на крюке должна быть:

- для обсадной колонны, кН Qмин = Gок макс/0,9 = 1927,8

- для буровой колонны, кН Qмин = Gбк макс/0,6 = 1938.3

Таким образом, грузоподъемность буровой установки должна быть не менее 1938.3 кН.

В соответствии с ожидаемой максимальной нагрузкой на крюке, экономически выгодным для данного района видом привода и наличием парка буровых установок в филиале, для строительства скважины принимается буровая установка «БУ3200/200ЭУК-2М» с допускаемой нагрузкой на крюке 2000 кН при оснастке 5x6, с техническими характеристиками:

Таблица 6.1 Характеристика буровой установки «БУ3200/200ЭУК-2М»

Допустимая нагрузка на крюке, кН	2000
Условная глубина бурения, м	3200
Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с	0,2±0,05
Скорость подъема элеватора (без нагрузки), м/с, не менее	1,5
Расч. мощность на входном валу подъемного агрегата, кВт	670
Диаметр отверстия в столе ротора, мм	700
Расчетная мощность привода ротора, кВт	370
Мощность бурового насоса, кВт	950
Вид привода	Э
Высота основания (отметка пола буровой), м	7,2
Просвет для установки стволовой части превенторов, м	5,7

Способ монтажа и транспортирования.

Конструкция буровой установки предусматривает:

крупноблочное транспортирование вышечно-лебедочного и навесного блоков на тяжеловозах ТПП-70 и Т-60;

транспортирование средними блоками на трайлерах и платформах ПП40Бр грузоподъемностью 40т;

агрегатный способ перевозки транспортом общего назначения[4].

Комплектность БУ3200/200ЭУК-2М:

Вышка ВМА-45х200-1, шт 1

Устройство для подъема вышки, комплект 1

Устройство для транспортирования вышки, комплект 1

Вертлюг УВ-250МА, шт 1

Приспособление для подвески вертлюга, шт 1

Ротор Р700 ТУ 24.00.1038-80 с ПКРБО-700 ТУ 26-02-1027-86 1

Лебедка вспомогательная ЛВ-44, шт 1

Пульт управления, шт 2

Упор, шт 8

Механизм крепления каната, шт 1

Ключ буровой АКБ-3М2 по ТУ 26-02-28-79, шт 1

Подвеска машинных ключей, шт 1

Насос буровой трехпоршневой УНБ-600, шт 2

Кран консольно-поворотный, шт 2

Кран поворотный КП-2, ТУ 26-02-24-80, шт 1

Талевый канат для оснастки 5 х 6, бухта 1

Кронблок УКБА-6-250, шт 1

Блок талевый УТБА-5-200, шт 1

Агрегат спуско-подъемный, шт 1

Механизм управления тормозом, шт1

Стабилизатор, шт 1

Агрегат трансмиссии ротора, шт 1

Водопровод ЭМТ-4500, шт 1

Лебедка-моноблок, шт 1

Регулятор подачи долота РПДЭ-3, шт 1

Электромагнитный тормоз ЭМТ-450-VI, шт 1

Передача на насос, шт 2

Ролик обводной, шт 1

Привод ротора, комплект 1

Воздухопровод высокого давления с электрокомпрессором КР2 по ТУ 26-0509-328-75, комплект 1

Воздухопровод низкого давления, включая компрессор 4ВУ1-5/9-М1 с контрприводом, комплект 1

Воздухосборник, шт 2

Компрессор воздушный 4ВУ1-5/9-М1 и по ТУ 26-0509-328-75, шт 2

Установка для осушки воздуха 4ВУ1-5/9-М1 и по ТУ 26-0509-328-75, шт 1

Комплекс средств наземного контроля и управления процессом бурения СКУБ М1-02 ТУ 25-1613.005-84, комплект 1

Комплекс механизмов АСП-3М1, комплект 1

Основания, комплект 1

Мост приемный со стеллажами, комплект 1

Рама желоба, шт 1

Основание вышечно-лебедочного блока, комплект 1

Основание насосного блока, комплект 1

Устройство транспортное, комплект 1

Энергоблок утепленный с агрегатом Wola или АСДА-200, шт 1

Укрытия, шт 1

Укрытие насосов, комплект 1

Укрытие буровой площадки, комплект 1

Укрытие лебедки, комплект 1

Укрытие привода, комплект 1

Укрытие поста управления, комплект 1

Электрооборудование, комплект 1

Освещение, комплект 1

Центратор обсадных труб, шт 1

Кран 3,2-5,1, ГОСТ 7413-80, шт 2

Приспособление для расстановки УБТ, комплект 1

Пост бурильщика, шт 1

Пневмораскрепитель, шт 1

Ограничитель подъема талевого блока, комплект 1

Ограждения, комплект 1

Механизм упоров поворотных, комплект 1

Пост дизелиста, комплект 1

Привод силовой с трансмиссией, комплект 1

Трансмиссия цепная, шт 1

Комплект силовых агрегатов СА.10-1, ТУ 24.06.274.-88 3

Топливо-масло установка, набор 1

Трубопровод выхлопной, комплект 1

Трубопровод слива масла, комплект 1

Трубопровод топливо подачи, комплект 1

Трубопровод водоподогревателя, комплект 1

Комплекс оборудования циркуляционной системы ЦС3200ДГУ-00.00.000ТУ, комплект 1

Минифольд МБ2У-I.3000ДГУ-1, комплект 1

Комплект инструмента и принадлежностей, комплект 1

Эксплуатационные документы на установку согласно ведомости

Эксплуатационных документов (ЭД), комплект 1



7. Мероприятия по охране окружающей среды

7.1 Общие положения

В соответствии с основами законодательства о недрах, основами водного законодательства и водного кодекса РФ, действующим положением о Госгортехнадзоре, постановлениями Совета Министров по усилению охраны природы и улучшению использования природных ресурсов, поиск и разведка, разбуривание и разработка нефтяных месторождений должны осуществляться при полном и строжайшем соблюдении мер по охране недр и окружающей среды.

Основными требованиями по охране недр, предъявляемыми к поиску и разведке нефтяных месторождений, являются государственный контроль за рациональным использованием и охраной недр, (а также установление порядка его проведения), соблюдение утвержденных в установленном порядке стандартов, регламентирующих условия недр, атмосферного воздуха, земель, лесов, вод (Закон Российской Федерации «О недрах»).

Охрана недр предусматривает осуществление комплекса мероприятий, направленных на предотвращение потерь нефти в недрах вследствие низкого качества проводки скважин, нарушений технологии нефтяных залежей и эксплуатации скважин, приводящих к преждевременному обводнению или дегазации пластов, перетокам жидкости между продуктивными и смежными горизонтами, разрушению нефтесодержащих пород, обсадной колонны и цемента за ней.

Охрана окружающей среды предусматривает мероприятия, направленные на обеспечение безопасности населенных пунктов, рациональное использование земель и вод, предотвращение загрязнения поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна, сохранение лесных массивов, заповедников.

Основными требованиями по охране окружающей среды при эксплуатации скважин является подбор глубинного и наземного оборудования и установление оптимальных режимов его работы.

Во исполнение указанных требований по охране недр и окружающей среды при бурении проектных скважин должны принимать меры, обеспечивающие:

а) предотвращение открытого фонтанирования, графинообразования, поглощения промывочной жидкости, обвалов стенок скважин и межпластовых перетоков нефти, воды и газов в процессе проводки, освоения и их дальнейшей эксплуатации;

б) надежную изоляцию в скважинах нефтеносных, газоносных и водоносных пластов по всему разрезу;

в) герметичность всех технических и обсадных колонн, спущенных в скважину, их качественное цементирование;

г) предотвращение ухудшения коллекторских свойств продуктивных пластов, сохранение их естественного состояния при вскрытии, креплении и освоении.

Перфорация и торпедирование скважин должны производиться при строгом соблюдении действующих инструкций. После окончания бурения скважины и перфорации колонны для предотвращения снижения проницаемости и призабойной зоны из-за длительного воздействия на нее воды или глинистого раствора скважина должна осваиваться в кратчайшее время.

При наличии опасности межпластовых перетоков нефти, газа и воды не допускается проведение мероприятий по интенсификации притоков нефти и газа.

При испытании скважин продукты освоения должны собираться в закрытые емкости.

Транспортирование вспомогательных материалов и нагнетаемых в нефтяной пласт растворов должно производиться в закрытой таре или емкостях, исключающих их утечку.

При разливе нефти на поверхности земли или попадания ее в водный объект в результате нефтегазового выброса, открытого фонтанирования скважины или аварии трубопровода необходимо сообщить об этом органам, осуществляющим государственный контроль за состоянием водных объектов, не позднее 3-х часов с момента обнаружения, прекратить забор поверхностных и подземных вод для питьевого водоснабжения и принять меры, обеспечивающие предотвращение дальнейшего распространения загрязнения.

Разлившаяся из поверхности объекта нефть должна быть локализована, собрана техническими средствами и способами, безвредными для обитателей водных объектов и не оказывающими вредного влияния на условия санитарно-бытового водоснабжения, и отправлена на установки подготовки нефти или очистительные сооружения.

На загрязненном участке земли должны быть проведены по сбору или нейтрализации загрязнения с последующей рекультивацией земли в соответствии с ГОСТ 17.5.3.04-83. При нарушении обваловки и гидроизоляции участков они должны быть восстановлены.

7.2 Рекультивация земельного участка

Пред началом строительства скважины проводятся работы по выбору и отводу земли. Площадка для бурения выбирается, как правило, на пастбищах, кормовые достоинства которых невелики. Мощность черноземного слоя не превышает 20 - 40 см. Размер отводимого участка выбирается согласно «Норм отвода земель для нефтяных и газовых скважин» - СН 459-74 в зависимости от цели бурения и типа буровой установки. При подготовительных работах проводятся работы по снятию и складирования почвенного слоя земли в соответствии с ГОСТ 17.4.3.02-85. Он складируется в специально отведенные места в виде буртов. В целях предупреждения ветровой и водной эрозии предусматривается посев многолетних трав. Все эти работы должны проводиться до наступления устойчивых, отрицательных температур. Площадка должна иметь уклон в сторону амбаров для стока жидких отходов.

Современное производство буровых работ пока использует для сбора и захоронения выбуренной породы, а также для хранения технической воды, специально оборудованные земляные амбары. Стенки и дно амбара глинизируются с целью создания экрана, предотвращающего уход водной фракции за пределы амбара и фильтрацию в почву. Как правило, разработка грунта при оборудовании амбаров ведется до глинистой «подушки», т.е. в качестве экрана используется глинистая толща горных пород (глины четвертичного и мезозойского возрастов). После этого производится опрессовка амбара путем закачки в него воды. Если происходит снижение уровня воды в амбаре, то проводится повторная опрессовка.

У амбаров устанавливается центробежный насос, с помощью которого откачивается техническая вода для повторного использования. Для предупреждения растекания вод площадка буровой оборудуется сточными лотками и отвалами, направленными в технологические амбары. Объемы технологических амбаров определяются в зависимости от глубины скважин и ее конструкции.

Монтаж буровогооборудования начинается после проведения всех подготовительных работ. Площади под буровым и вспомогательным оборудованием должно быть гидроизолированным, а также иметь сточные лотки и отводы. При бурении скважины циркуляции бурового раствора осуществляется по замкнутому циклу с применением средств очистки (гидроциклоны, вибросита и т.д.), входящих в комплект буровой установки. В период бурения осуществляется постоянный контроль за герметичностью циркуляционной системы, емкостей для долива скважины и обработки бурового раствора химическими реагентами, емкостей ГСМ.

После окончания строительства скважины, демонтажа бурового оборудования, проводятся работы по ликвидации амбаров и рекультивации площади буровой. Все эти работы проводятся силами строительной организации для проведения в состояние, пригодное для использования в сельском хозяйстве. При ликвидации амбаров проводятся работы по откачке осветленной жидкой фазы для дальнейшего использования, а загустевшие остатки бурового раствора и выбуренной породы после естественного или принудительного выпаривания захоронятся на месте.

Техническая рекультивация проводится для сохранения плодородного слоя почвы и включает выполнение следующих работ:

срезка и складирование плодородного и минерализованного слоев почвы;

срезка загрязненной и замусоренной почвы;

обратное перемещение и разравнивание плодородного и минерального слоев почвы после окончания строительства.

Биологическая рекультивация проводится после технической. Технология биологической рекультивации разрабатывается специализированной организацией по заявке «Заказчика» на основе данных по фоновому состоянию почв до начала строительства и данных по динамике изменения этого фона под действием факторов строительства после окончания его. «Заказчик» представляет эти данные специализированной организации. Технология биологической рекультивации должна включать порядок и количество вносимых удобрений для восстановления плодородия почв, количество применяемой техники. Приведение земельного участка в пригодное состояние производится в течение одного года после завершения работ. Передача землепользователю рекультивируемых земель оформляется атом в установленном порядке при участии представителей землепользователя, строительной организации м органов, осуществляющих контроль за использованием земель[11].

7.3 Охрана поверхностных и подземных вод

При строительстве скважины особое внимание уделяется охране поверхностных и подземных вод. При выборе площадки учитывается удаленность от открытых водных объектов с учетом их водоохранных зон. С целью предотвращения растекания технической воды, бурового раствора и отходов бурения за пределы площадки буровой и попадания в водный объект проводятся работы по обваловке этой площадки грунтом. На участке строительства проводятся работы по обваловке этой площадки грунтом. На участке строительства проводятся работы по изоляции площадок технологического оборудования, складов химических реагентов, блока приготовления раствора. Предусматривается инженерная система сбора отходов бурения с помощью лотков в амбары.