7. "РД 51-1-96. Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на суше на месторождениях углеводородов поликомпонентного состава, в том числе сероводородсодержащих" (утв. Минтопэнерго России 25.01.96, Минприроды России 10.08.96)

7.1. Месторождения углеводородного сырья поликомпонентного состава, в том числе сероводородсодержащего, располагающиеся на территориях с высокими степенями риска реализации природно - техногенной опасности выхода флюидов на земную поверхность по причине активного флюидодинамического вертикального массопереноса, присутствия в разрезе нескольких напорных флюидонасыщенных горизонтов с различным агрегатным и химическим составом, высокой аномальности разнонаправленных градиентов давлений по вскрываемой толще пород, в целях охраны окружающей среды, сохранения здоровья рабочего персонала и населения должны разрабатываться в сопровождении системы эколого - геодинамического мониторинга (см. Приложение 7), а проекты строительства каждой новой скважины должны включать сведения о напряженно - деформированном состоянии массива горных пород, активности современных тектонических движений и степени развитости техногенеза недр и территории.

7.2. При прогнозируемой вероятности рапопроявления из гидрохимической толщи (с АВПД) рекомендуется предусмотреть расчетную равновесную разгрузку флюида, что позволяет предотвратить ухудшение свойств бурового раствора из-за введения избытка утяжелителя; минимизировать загрязнение экосистемы недр при разбуривании нижележащих горизонтов, не имеющих АВПД; улучшить качество вытеснения технической суспензии тампонажным раствором при последующем цементировании.

7.3. Для снижения развития вторичных геохимических и деформационных процессов, следствием которых могут стать нарушения в крепи скважин, процессы бурения должны вестись строго равновесно, без проявления флюидов или поглощения технологических (буровых, тампонажных и др.) суспензий, что достигается путем системного подбора компонентов, реализации оптимальных реологических программ, дифференцированного учета литогенетических преобразований глинистых пород и неоднородности хемогенных толщ.

7.4. С целью снижения вероятности возникновения межколонных давлений из-за термобарического и газогидрохимического воздействия флюидов на тампонажный камень его формирование должно происходить при минимальном объемном захвате газожидкостных флюидов; минимизированном содержании реагентов, подверженных термодеструкции с выделением вторичных компонентов в поровое пространство изоляционного комплекса крепи и сопредельные породы.

7.5. При образовании флюидопроводящих зазоров на контакте "цементный камень - горная порода" вследствие объемных преобразований не полностью вытесненного бурового раствора или снижения гидростатического давления после схватывания тампонажного раствора, деформаций горных пород по техническим и геодинамическим причинам необходимо установить природу источника притока, его емкостно - энергетический потенциал и провести восстановительные работы в крепи скважины до ее консервации или передачи в эксплуатационный фонд /18/.

7.6. При источнике притока с невысоким емкостно - энергетическим потенциалом и низким дебитом, а также появлении газообразного флюида рекомендуется осуществить устьевую закачку через отводы межколонного пространства стабильных подвижных реологических смесей (щелочных кремнезолей), предотвращающих выходы сероводорода и кольматирующих тонкопористое пространство флюидопроводящей системы /18/.

7.7. В случае невозможности продолжения бурения по геологическим, техническим (аварийные ситуации) или иным причинам ликвидация скважин осуществляется по дополнительным планам, утвержденным головной организацией и согласованным с аварийно - спасательной службой и Госгортехнадзором.

7.8. При ликвидации скважин необходимость и глубина установки цементных мостов определяется из расчета перекрытия нефтегазонасыщенных пластов, зон водонапорных комплексов или зон, содержащих токсичные компоненты.

7.8.1. Высота цементного моста для ликвидируемых скважин, законченных или прекращенных строительством и вскрывших высоконапорные газонефтеводоносные или содержащие более 6% сероводорода горизонты, должна быть выше кровли верхнего горизонта на 100 метров.

7.8.2. При ликвидации скважин, обсаженных эксплуатационной колонной, продуктивный пласт перекрывается цементным мостом по всей мощности плюс 100 метров выше "кровли" пласта.

7.8.3. В случае, когда по техническим причинам вскрытые горизонты изолировать друг от друга не представляется возможным, цементный мост устанавливается на максимально достижимой глубине, последовательно изолируя все вышележащие проницаемые пласты, не перекрытые обсадной колонной.

7.8.4. Цементный мост при изоляции зоны нарушения колонны (смятия, потертости, обрыва и т.д.) должен располагаться на 100 метров выше и на 50 метров ниже места нарушения.

7.9. Цемент для установки цементных мостов и ведения ремонтно - изоляционных работ должен соответствовать геолого - техническим условиям и обладать коррозионной устойчивостью к агрессивным средам. Жидкость, которой выполняется ствол скважины, должна быть обработана ингибитором коррозии и нейтрализатором сероводорода.

7.10. После проведения изоляционно - ликвидационных работ через месяц, через 6 месяцев и далее с периодичностью не реже одного раза в год осуществляется проверка состояния устья скважины, фиксируется отсутствие давления в затрубном и межколонном пространстве, осуществляется последующий контроль воздуха вокруг устья скважины и в близлежащих низинах на содержание сероводорода и других агрессивных газов, токсичных компонентов.

7.11. В случае обнаружения выходов нефти, газа и/или пластовых вод в районе устья ликвидированной скважины, а также загрязнения пресных вод или наличия в них нефти и газа, применяются срочные меры по выявлению источника и его ликвидации по дополнительному плану.

7.12. Консервации подлежат скважины, эксплуатация которых будет начата не позже чем через год после окончания испытаний.

7.12.1. При консервации скважин с коэффициентом аномальности пластового давления более 1,3 высота цементного моста должна быть не менее 100 метров над интервалом перфорации.

7.13. В скважинах, вскрывших сероводородсодержащие пласты, но не оснащенных подземным оборудованием, порядок консервации, помимо выполнения технологических процессов, нормированных стандартами отраслевых предприятий, включает дополнительные требования: вскрытый интервал продуктивной толщи должен быть заполнен консервационной жидкостью, исключающей уход раствора в пласт и обладающей высокой поглотительной способностью к сероводороду, при этом не изменяющей своих структурно - реологических свойств во времени.

В качестве жидкости консервации рекомендуется использовать эмульсию типа "вода в нефти" с содержанием ингибитора коррозии (например, эмульсию "Дисин", выпускаемую Уфимским НПЗ по ТУ 38-302/03-90).

7.13.1. Над интервалом перфорации устанавливается отсекающий мост высотой не менее 100 метров, выполненный из сероводородостойкого безусадочного цемента, либо съемное неразбуриваемое пакерующее устройство в сероводородостойком исполнении, согласованное с местными органами Госгортехнадзора.

7.14. Консервация и ликвидация скважин с межколонными давлениями осуществляется по индивидуальным планам, согласованным с местными органами Госгортехнадзора и предваряется следующими операциями.

7.14.1. Исследуется состояние крепи скважины с определением /18/ класса опасности (технологической и экологической).

7.14.2. Разгружаются межколонные давления и источники (генераторы) притока.

7.14.3. Проводятся изоляционные и ремонтные работы по восстановлению герметичности крепи.

7.15. Скважины, находящиеся в консервации, обследуются не реже одного раза в квартал с целью оценки их технического и экологического состояния.