РД 39-3-681-82. Руководящий документ. Временное руководство на подземное захоронение жидких отходов бурения на предприятиях Главтюменнефтегаза
Актуально на 05.11.2026.
Как цитировать: "РД 39-3-681-82. Руководящий документ. Временное руководство на подземное захоронение жидких отходов бурения на предприятиях Главтюменнефтегаза". РД 39-3-681-82. https://bukva.ai/docs/rd-39-3-681-82-minnefteprom-sssr
(утв. Миннефтепромом СССР 18.01.1982)
ВРЕМЕННОЕ РУКОВОДСТВО НА ПОДЗЕМНОЕ ЗАХОРОНЕНИЕ ЖИДКИХ ОТХОДОВ БУРЕНИЯ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ГЛАВТЮМЕННЕФТЕГАЗА
Приказом Главтюменнефтегаза Министерства нефтяной промышленности от 9 февраля 1982 г. № 56:
Срок введения установлен с 01.03.82.
Настоящий документ разработан Всесоюзным научно-исследовательским институтом по креплению скважин и буровым растворам (ВНИИКРнефть).
АННОТАЦИЯ
Настоящим «Руководством» устанавливаются единые правила ведения работ при подземном захоронении жидких отходов бурения, образующихся в процессе строительства скважин на месторождениях Главтюменнефтегаза. При его составлении учтен накопленный опыт проведения данных работ в Главтюменнефтегазе и данные промысловых исследований.
В «Руководстве» определены дополнительные требования к строительству скважин для нагнетания, решены задачи выбора и обоснования объектов и вариантов подземного захоронения, а также регламентирования технико-технологических мероприятий при выполнении работ по нагнетанию жидких отходов бурения в недра земли.
В составлении «Руководства» принимали участие: Главтюменнефтегаз, ВНИИКРнефть, СибНИИНП.
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Целевое назначение настоящего «Руководства» заключается в решении задачи предотвращения загрязнений объектов окружающей среды жидкими отходами бурения.
1.2. К жидким отходам бурения, подлежащим подземному захоронению, относятся отработанный буровой раствор и буровые сточные воды.
1.3. Подземному захоронению с соблюдением требований данного «Руководства» подлежат жидкие отходы, образующиеся при бурении скважин на глинистом растворе водной основы.
1.4. Требования настоящего «Руководства» должны учитываться при составлении проектно-сметной документации на строительство скважин для нагнетания с соблюдением положений «Временной методики составления технических проектов на бурение, крепление, испытание нефтяных и газовых скважин» (М., Недра, 1976).
1.5. В соответствии с «Положением о порядке использования и охране подземных вод на территории СССР» (М., 1960) бурение поглощающих скважин запрещается в I и II поясах зон санитарной охраны источников хозяйственно-питьевого водоснабжения.
1.6. При строительстве скважин для нагнетания и проведении работ по захоронению отходов в недра земли обязательно соблюдение всех действующих правил по технике безопасности, противопожарных мероприятий и требований Госгортехнадзора.
1.7. Лабораторные наблюдения за качеством подземных вод в источниках хозяйственно-питьевого водоснабжения, расположенных на площадях, где производится закачка жидких отходов бурения, осуществляются лабораториями производственной санитарии нефтедобывающих объединений по согласованию с местными органами санитарного надзора.
1.8. Действие настоящего «Руководства» распространяется только на строительство скважин на площадях Главтюменнефтегаза.
2. КРАТКАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ И ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА РАБОТ
2.1. Основная часть буровых работ по Главтюменнефтегазу сосредоточена в Нижневартовском, Сургутском, Салымском, Северном, Шаимском и Красноленинском нефтегазовых районах.
2.2. Характерной особенностью геологического строения месторождений, расположенных в данных районах, является залегание под олигоцен-четвертичным водоносным комплексом мощных глинистых отложений в составе Чеганской, Люлинворской, Талицкой, Ганькинской, Березовской и Кузнецовской свит. Почти во всех районах наиболее мощными предстают отложения Люлинворской, Талицкой и Березовской свит.
Мощность отложений Березовской свиты в Нижневартовском районе достигает 100 м и возрастает в разрезе месторождений других районов. Отложения по большинству районов подразделяются на верхнюю и нижнюю подсвиты и представлены в основном пластичными глинами монтмориллонитового типа с примесью гидрослюд и отдельными включениями опок и глауконита. Верхняя подсвита имеет мощность не менее 50 м и более однородна по составу слагающих ее непроницаемых пород. Отложения Березовской свиты отделяются от водоносных пластов апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса непроницаемыми породами Кузнецовской свиты, мощность которых по районам работ составляет от 25 до 50 м.
2.3. В разрезе мезозойско-кайнозойского осадочного комплекса в пределах упомянутых районов выделяются (снизу вверх): юрский, неокомский (валанжин, готерив, баррем), апт-альб-сеноманский и олигоцен-четвертичный гидрогеологические комплексы, из которых первые два являются преимущественно газонефтеносными, а последние — водоносными.
2.3.1. Апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс содержит минерализованные воды, обладающие бальнеологическими свойствами, а олигоцен-четвертичный — основные запасы питьевых вод, и их загрязнение недопустимо.
2.3.2. Неокомский (валанжин, готерив, баррем) гидрогеологический комплекс представлен проницаемыми пластами группы А и группы Б. Здесь содержатся основные промышленные запасы нефти. Разрез сложен чередующимися пластами нефтеводоносных песчаников, алевролитов и глин. Водо- и нефтенасыщенные пласты характеризуются высокими коллекторскими свойствами. Мощность отложений по районам работ колеблется от 350 до 850 м. Водоносные горизонты насыщены водами гидрокарбонатнонатриевого и хлоркальциевого типов с различной степенью минерализации, достигающей по мере погружения коллекторов до 20 — 25 г/л. Исходя из глубин залегания и коллекторских свойств, предпочтение при выборе горизонтов для захоронения отходов следует отдать водоносным пластам готерива и баррема.
2.3.3. Юрский водоносный комплекс представлен проницаемыми горизонтами поверхности фундамента и песчаными пластами юры. Песчаные пласты здесь часто выклиниваются к сводам поднятий или замещаются глинистыми породами. Мощность песчаных горизонтов не превышает 10 — 15 м, и по коллекторским свойствам они значительно уступают пластам групп А и Б. По химическому составу воды гидрокомплекса относятся в основном к трем типам: гидрокарбонатным с азотным и метановым составом растворенных в них газов; хлоркальциевым с минерализацией до 50 г/л, метановым и углекислым составом растворенных газов; гидрокарбонатнонатриевым с минерализацией 10 — 20 г/л, метановым и метаново-углекислым составом газов. На отдельных месторождениях водоносные пласты насыщены хлормагниевыми водами. Поглощающие горизонты, за исключением Шаимского нефтегазового района, залегают на относительно больших глубинах (2300 м и более). Из сказанного следует, что водоносные пласты данного гидрогеологического комплекса нельзя рассматривать в качестве первоочередных объектов для подземного захоронения отходов бурения.
3. ОБЪЕКТЫ И ВАРИАНТЫ ПОДЗЕМНОГО ЗАХОРОНЕНИЯ ЖИДКИХ ОТХОДОВ БУРЕНИЯ
3.1. Исходя из специфических условий строительства скважин в Западной Сибири, захоронение отходов бурения в недра земли следует производить на каждом кусте в отдельности.
3.2. В соответствии с геологическим строением и гидрогеологической характеристикой месторождений, разбуриваемых Главтюменнефтегазом, отходы бурения следует закачивать в глинистые отложения Березовской свиты (верхняя подсвита) и водоносные пласты готерива или баррема, залегающие ниже вскрытого скважиной продуктивного горизонта не менее чем на 50 м.
3.3. Подземное захоронение жидких отходов осуществляется по двум вариантам.
3.3.1. По первому варианту жидкие отходы бурения удаляются в Березовскую свиту через специальную поглощающую скважину, вскрывшую верхнюю (в пределах 50 м) часть отложений. Скважина для нагнетания бурится первой в кусте, а забой ее, сообразуясь с конкретными условиями, отводится на максимально возможное расстояние от стволов близлежащих скважин.
3.3.2. По второму варианту жидкие отходы бурения закачиваются в водоносные пласты баррема или готерива через эксплуатационную скважину куста. Для этого первой скважиной в кусте полностью вскрывается и обсаживается эксплуатационной колонной поглощающий водоносный горизонт, и она до окончания строительством всех скважин в кусте используется как нагнетательная для удаления всех отходов бурения.
3.3.3. Выбор того или иного варианта подземного захоронения жидких отходов бурения возлагается на геолого-технологическую службу Управлений буровых работ (УБР) и определяется, сообразуясь с фактическими геолого-техническими и гидрогеологическими условиями строительства скважин на конкретных месторождениях.
Задание на проектирование специальной нагнетательной скважины или добуривание нефтедобывающей в кусте для сброса отходов в поглощающий водоносный горизонт выдается заказчиком проекта (НГДУ) вместе с заданием на строительство скважин куста.
4. КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН ДЛЯ НАГНЕТАНИЯ
4.1 Конструкция скважин для нагнетания должна обеспечивать:
- нагнетание жидких отходов бурения в запланированный горизонт (интервал);
- надежную изоляцию выше- и нижележащих горизонтов;
- исключение попадания отходов в горизонты с питьевыми водами.
4.2. Выполнение требований п. 4.1 обеспечивается следующим.
4.2.1. Первый вариант. Кондуктор диаметром 245 мм спускается на принятую для данного месторождения глубину и цементируется до устья. Обсадной колонной диаметром 146 мм перекрывается верхняя часть отложений Березовской свиты, и она цементируется до устья цементным раствором нормальной плотности. Пять труб над кровлей Березовской свиты оборудуются центраторами. Качество цементирования 146 мм обсадной колонны проверяется с помощью АКЦ-1. По окончании срока ОЗЦ обсадная колонна опрессовывается на давление, превышающее на 20% давление гидроразрыва пород. Однако давление опрессовки не должно превышать допустимого внутреннего давления в трубах, рассчитанного согласно «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин» (г. Куйбышев, ВНИИТнефть, 1976). Устье скважины оборудуется колонной головкой.
4.2.2. Второй вариант. Кондуктор в первой эксплуатационной скважине куста, предназначенной для нагнетания, спускается на обычно принятую глубину и цементируется до устья. Эксплуатационной колонной полностью перекрывается водоносный горизонт, и она цементируется в соответствии с установленными требованиями. Для повышения качества разобщения на каждую обсадную трубу в интервале между продуктивным горизонтом и водоносным пластом устанавливается по одному центратору. Качество цементирования эксплуатационной колонны проверяется с помощью АКЦ-1. По окончании времени ОЗЦ производится опрессовка колонны на расчетное давление и оборудование устья скважины колонной головкой.
5. ВСКРЫТИЕ ОБЪЕКТОВ ЗАХОРОНЕНИЯ И ПОДГОТОВКА СКВАЖИН ДЛЯ НАГНЕТАНИЯ ОТХОДОВ БУРЕНИЯ
5.1. Объекты захоронения отходов бурения вскрываются кумулятивной перфорацией. По первому варианту интервал глин в пределах 10 — 15 м вскрывается перфораторами ПК-85 при плотности перфорации не менее 30 отв./м. По второму варианту поглощающие водоносные пласты вскрываются перфораторами типа ПК при плотности перфорации 20 отв./м.
5.2 Перед закачкой отходов бурения в скважинах для нагнетания выполняются следующие работы:
5.2.1. Первый вариант. В скважину спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 73 мм, их башмак устанавливается на 5 — 10 м выше верхних отверстий перфорации. Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой.
5.2.2. Второй вариант. В скважину спускают 73 мм НКТ с пакером, устанавливаемым на 7 — 10 м выше верхних отверстий перфорации водоносного горизонта, и устье скважины оборудуется фонтанной арматурой. Скважина промывается технической водой, после чего межколонное пространство (между НКТ и эксплуатационной колонной) перекрывается пакером с обязательной в последующем его опрессовкой.
6. НАКОПЛЕНИЕ И СОСТАВ ЖИДКИХ ОТХОДОВ БУРЕНИЯ
6.1. Отходы бурения загрязняются в основном теми продуктами, которые идут для приготовления и регулирования свойств буровых растворов. При бурении скважин на площадях Главтюменнефтегаза почти повсеместно применяются слабоминерализованные глинистые растворы на водной основе с примерным фазовым составом (в % от объема): вода — (60 — 65), глина — (18 — 20), песок — (8 — 10), нефть и нефтепродукты — (7 — 11). Для регулирования состава и свойств буровых растворов используются: карбоксиметилцеллюлоза, конденсированная сульфит-спиртовая барда, гипан, гексаметафосфат натрия, нитролигнин, игетан, триполифосфат натрия, нефть, графит серебристый, сульфанол НП-3, гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость — ГКЖ-10 (ГКЖ-11), глинопорошок, барит, хлористый кальций, каустическая сода. Из группы названных веществ наибольшую опасность для окружающей среды представляет нефть.
6.2. Отходы бурения собираются в котлованы (амбары). Объем котлованов определяется количеством накапливаемых в них отходов. Необходимо устраивать двухсекционные котлованы. Отходы попадают вначале в первую секцию — шламовый амбар, где оседает значительная часть механических примесей, а затем жидкая часть отходов перетекает во вторую секцию — накопительный амбар. В поглощающие пласты закачиваются отходы из накопительного амбара.
Дополнительная гидроизоляция амбаров, устройство которых выполняется в соответствии с «Временными техническими условиями на ведение подготовительных работ к бурению» (Тюмень, 1979), осуществляется сбросом в них бурового раствора, нарабатываемого в процессе бурения скважин для нагнетания. Для регулирования свойств таких растворов вместо нефти применять ГКЖ-10 (ГКЖ-11).
6.3. В поглощающие объекты удаляются все жидкие отходы бурения. Оставшиеся в котлованах твердые остатки (буровой шлам, выпавшие в осадок взвеси) засыпаются минеральным грунтом при рекультивации земель кустовой площади.
7. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ЗАКАЧИВАНИЯ ОТХОДОВ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
7.1. Для нагнетания отходов по первому варианту используют цементировочный агрегат или поршневой насос с индивидуальным приводом (см. на рисунке принципиальную схему обвязки насоса 9МГР — рис. не приводится). Однако гидроразрыв пород и восстановление приемистости скважины следует во всех случаях производить только с помощью цементировочного агрегата.
Нагнетание отходов по второму варианту осуществляется с помощью цементировочных агрегатов.
7.2. Жидкие отходы бурения удаляются периодически по мере их накопления при бурении последующих скважин куста. В поглощающие объекты отходы бурения нагнетаются по НКТ. При реализации обоих вариантов производится гидроразрыв пород пласта. В качестве жидкости гидроразрыва применяются жидкие отходы бурения.
7.3. Гидроразрыв пород пласта начинается при минимальной подаче жидкости (до 5 л/с). Образование трещин в пласте отмечается по падению давления нагнетания (на величину 1 МПа и более). Давление на устье при гидроразрыве и нагнетании отходов по первому варианту не должно превышать 0,8 величины давления опрессовки колонны.
7.4. Расчетное давление образования (или раскрытия) трещин в породах пласта определяется по модулю градиента давления гидроразрыва пород пласта, равному для отложений Березовской свиты 0,020 МПа/м, а для пластов баррема и готерива (группы А и Б) — 0,016 — 0,017 МПа/м.
Давление нагнетания на устье (P ) в мегапаскалях (МПа) определится по у формуле:
-6
P = c H — ро g х H х 10 + ДЕЛЬТА p L, (7.1) у
где:
c — модуль градиента давления гидроразрыва пласта, МПа/м;
H — глубина залегания пласта по вертикали, м;
ро — плотность закачиваемой жидкости, кг/куб. м;
g — ускорение силы тяжести, g = 9,8 м/кв. с;
ДЕЛЬТА p — градиент давления при движении закачиваемой жидкости в трубах, МПа/м;
L — глубина спуска НКТ (по длине ствола), м.
В плотных породах при отсутствии трещин давление гидроразрыва (P ) р может достигать значений полного горного давления, определяемого в мегапаскалях из зависимости:
-3
P = 2,3 х g х Н х 10 . (7.2) р
Здесь средняя плотность вышележащих пород принята равной 2300 кг/куб. м.
Давление нагнетания на устье в мегапаскалях при этом составит:
-3 -6 P = 2,3 х g х H х 10 - ро х g х H х 10 + ДЕЛЬТА p L. (7.3)
у
Давление нагнетания в начальный период может быть меньше расчетного давления разрыва, а в дальнейшем (при повторном и последующем сбросе отходов) может в связи с набуханием глинистых пород возрасти до величины, определяемой по формуле (7.3).
7.5. Режимы нагнетания устанавливаются исходя из конкретных условий (приемистости скважин, величин устьевого давления).
Повторная и последующие закачки отходов бурения также начинаются при минимальной их подаче.
7.6. После каждой операции по нагнетанию скважина герметизируется, а изменение давления в НКТ и затрубном пространстве регистрируется по манометрам, установленным на соответствующих отводах фонтанной арматуры.
7.7. Технологические параметры гидроразрыва пород, операций по нагнетанию и данные по удаляемым отходам (плотность и содержание нефтепродуктов) отражаются в «Режимно-технологических картах» (Приложения 1, 2). Сюда же вносятся данные о строительстве скважин для нагнетания, отражающие требования данного «Руководства».
«Режимно-технологические карты» входят в состав основной геолого-технической документации по скважине, ведутся буровым мастером и хранятся в геологическом отделе Управлений буровых работ (УБР).
8. ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ НА СКВАЖИНАХ ДЛЯ ПОДЗЕМНОГО ЗАХОРОНЕНИЯ
8.1. В специальных скважинах, через которые осуществлялось нагнетание отходов в отложения Березовской свиты, по окончании работ, связанных с захоронением отходов бурения, устанавливается цементный мост из расчета задавливания в пласт 4 — 5 куб. м цементного раствора и оставления в колонне над интервалом перфорации 50 — 100 м цемента. После определения интервала расположения моста и извлечения насосно-компрессорных труб скважина ликвидируется по V категории (п. «в») «Положения о порядке ликвидации нефтяных, газовых и других скважин и описания затрат на их сооружение», утвержденного Госгортехнадзором СССР (протокол № 44 от 17.10.79).
8.2. Скважины, через которые производилось удаление отходов в водоносные поглощающие горизонты (второй вариант), по окончании строительства всех скважин куста и полной закачки отходов бурения переводятся в нефтедобывающие. Для этого устанавливается цементный мост из расчета задавливания в пласт 4 — 5 куб. м цементного раствора и оставления в колонне над интервалом перфорации 30 — 40 м цемента. Эксплуатационная колонна опрессовывается на расчетное давление и перфорируется против продуктивного горизонта; на скважине выполняются работы по освоению проектного эксплуатационного объекта.
9. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ
9.1. При закачивании отходов бурения должны выполняться правила техники безопасности для гидравлического разрыва пластов и крепления скважин (п. п. 4.13 и 3.5 «Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности», М., Недра, 1974). Все работы по нагнетанию отходов бурения должны выполняться под руководством бурового мастера. При этом особое внимание должно обращаться на следующее:
- производство работ по нагнетанию разрешается лишь с применением технически исправного оборудования;
- запрещается пребывание людей в непосредственной близости от нагнетательных трубопроводов, находящихся под давлением;
- насосные агрегаты, применяемые для нагнетания отходов, должны быть обеспечены предохранительными устройствами заводского изготовления;
- на насосном агрегате и устье скважины должны быть установлены исправные манометры;
- все нагнетательные трубопроводы должны опрессовываться на полуторакратное наибольшее рабочее давление, ожидаемое в процессе гидроразрыва пластов.
9.2. В зимнее время особое внимание уделяется вопросу предотвращения образования пробок в системе. Для этого нагнетательные трубопроводы и верхняя часть колонны (на глубину 15 — 20 м) на период прекращения нагнетания заполняются нефтью или другой незамерзающей жидкостью.
РЕЖИМНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА подземного захоронения жидких отходов бурения по варианту 1
Объединение ____________, _____________ УБР,
Площадь _________, объект закачки _________.
Куст ___________, поглощающая скважина ____________ номера эксплуатационных скважин в кусте _________________
1. Поглощающая скважина: глубина скважины ______ м, интервал вскрытых отложений Березовской свиты ________ м, азимут ______________, зенитный угол _______________, минимальное расстояние забоя от стволов эксплуатационных скважин ____ м. Кондуктор: глубина спуска ________ м, высота подъема цементного раствора ________ м. Эксплуатационная колонна: глубина спуска _______ м, высота подъема цементного раствора _______ м состав цементного раствора ___________________________________________ сроки схватывания: начало ___ ч ___ мин., конец __ ч __ мин., ОЗЦ __ ч количество и глубина установки центраторов ___________________________ опрессовка: давление ________ МПа, результаты ________________________ результаты АКЦ _______________________________________________________ интервал перфорации _________ м, перфоратор (тип) ____________________ количество отверстий на 1 м _____________________ Устьевое оборудование __________________________________________________ Глубина спуска НКТ __________ м.
2. Осложнения при бурении и креплении эксплуатационных скважин, вызванные нагнетанием отходов ____________________________________________________
| Дата | Вид операции | Тип насосного агрегата | Параметры закачивания | Характеристика отходов бурения | ||||
| продавочные давления, МПа | при нагнетании | плотность (замер через 10 — 15 мин.), г/куб. см | содержание нефти, % | объем закачанных отходов, куб. м | ||||
| давление, МПа | подача, куб. м/ч | |||||||
РЕЖИМНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА подземного захоронения жидких отходов бурения по варианту 2
Объединение ____________, _____________ УБР,
Площадь _________, объект закачки _________.
Куст ___________, скважина для нагнетания ____________ номера остальных эксплуатационных скважин куста _________
1. Скважина для нагнетания: глубина ________ м, интервал залегания водоносного горизонта ______ м, подошва нижнего продуктивного горизонта __________ м. Кондуктор: глубина спуска ________ м, высота подъема цементного раствора ________ м. Эксплуатационная колонна: глубина спуска _______ м, высота подъема цементного раствора _______ м состав цементного раствора ___________________________________________ сроки схватывания: начало ___ ч ___ мин., конец __ ч __ мин., ОЗЦ __ ч количество и глубина установки центраторов ниже продуктивного горизонта ____________________________________________________________ ______________________________________________________________________ опрессовка: давление ________ МПа, результаты ________________________ результаты АКЦ _______________________________________________________ интервал перфорации _________ м, перфоратор (тип) ________, количество отверстий на 1 м _____________________ Устьевое оборудование __________________________________________________ Глубина спуска НКТ _______________ м, тип пакера и глубина его установки
2. Осложнения при бурении и креплении эксплуатационных скважин куста, вызванные нагнетанием отходов __________________________________________
3. Установка цементного моста в скважине для нагнетания: голова моста __________ м, _____________________________________________ повторная опрессовка колонны: давление: _____ МПа, результаты __________
| Дата | Вид операции | Тип насосного агрегата | Параметры закачивания | Характеристика отходов бурения | ||||
| продавочные давления, МПа | при нагнетании | плотность (замер через 10 — 15 мин.), г/куб. см | содержание нефти, % | объем закачанных отходов, куб. м | ||||
| давление, МПа | подача, куб. м/ч | |||||||