---
title: "\"РД 39-3-681-82. Руководящий документ. Временное руководство на подземное захоронение жидких отходов бурения на предприятиях Главтюменнефтегаза\""
number: "РД 39-3-681-82"
issuer: "Министерство нефтяной промышленности СССР"
status: действует
canonical: "https://bukva.ai/docs/rd-39-3-681-82-minnefteprom-sssr"
---

## "РД 39-3-681-82. Руководящий документ. Временное руководство на подземное захоронение жидких отходов бурения на предприятиях Главтюменнефтегаза"

# "РД 39-3-681-82. Руководящий документ. Временное руководство на подземное захоронение жидких отходов бурения на предприятиях Главтюменнефтегаза"

(утв. Миннефтепромом СССР 18.01.1982)


<div align="right">

<a id="p100001"></a>Утверждаю<br>
Начальник<br>
Технического управления<br>
**Ю.Н.БАЙДИКОВ**

</div>

<div align="center">

18 января 1982 года

<a id="p100002"></a>Вводится впервые

</div>


<a id="p100003"></a>**РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ**

<a id="p100004"></a>**ВРЕМЕННОЕ РУКОВОДСТВО**
**НА ПОДЗЕМНОЕ ЗАХОРОНЕНИЕ ЖИДКИХ ОТХОДОВ БУРЕНИЯ**
**НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ГЛАВТЮМЕННЕФТЕГАЗА**

<div align="center">

<a id="p100005"></a>РД 39-3-681-82

</div>


<a id="p100006"></a>Приказом Главтюменнефтегаза Министерства нефтяной промышленности от 9 февраля 1982 г. N 56:
<a id="p100007"></a>Срок введения установлен с 01.03.82.
<a id="p100008"></a>Срок действия до 01.03.86.

<a id="p100009"></a>Настоящий документ разработан Всесоюзным научно-исследовательским институтом по креплению скважин и буровым растворам (ВНИИКРнефть).


### <a id="p100010"></a>АННОТАЦИЯ


<a id="p100011"></a>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.
<a id="p100012"></a>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.
<a id="p100013"></a>В составлении "Руководства" принимали участие: Главтюменнефтегаз, ВНИИКРнефть, СибНИИНП.


### 1. <a id="p100014"></a>ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ


<a id="p100015"></a>1.1. Целевое назначение настоящего "Руководства" заключается в решении задачи предотвращения загрязнений объектов окружающей среды жидкими отходами бурения.
<a id="p100016"></a>1.2. К жидким отходам бурения, подлежащим подземному захоронению, относятся отработанный буровой раствор и буровые сточные воды.
<a id="p100017"></a>1.3. Подземному захоронению с соблюдением требований данного "Руководства" подлежат жидкие отходы, образующиеся при бурении скважин на глинистом растворе водной основы.
<a id="p100018"></a>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).
<a id="p100019"></a>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.
<a id="p100020"></a>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.
<a id="p100021"></a>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.
<a id="p100022"></a>1.8. Действие настоящего "Руководства" распространяется только на строительство скважин на площадях Главтюменнефтегаза.


### 2. <a id="p100023"></a>КРАТКАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ И ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА РАБОТ


<a id="p100024"></a>2.1. Основная часть буровых работ по Главтюменнефтегазу сосредоточена в Нижневартовском, Сургутском, Салымском, Северном, Шаимском и Красноленинском нефтегазовых районах.
<a id="p100025"></a>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.
<a id="p100026"></a>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.
<a id="p100027"></a>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.
<a id="p100028"></a>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.
<a id="p100029"></a>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.
<a id="p100030"></a>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. <a id="p100031"></a>ОБЪЕКТЫ И ВАРИАНТЫ ПОДЗЕМНОГО ЗАХОРОНЕНИЯ ЖИДКИХ ОТХОДОВ БУРЕНИЯ


<a id="p100032"></a>3.1. Исходя из специфических условий строительства скважин в Западной Сибири, захоронение отходов бурения в недра земли следует производить на каждом кусте в отдельности.
<a id="p100033"></a>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.
<a id="p100034"></a>3.3. Подземное захоронение жидких отходов осуществляется по двум вариантам.
<a id="p100035"></a>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.
<a id="p100036"></a>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.
<a id="p100037"></a>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.
<a id="p100038"></a>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. <a id="p100039"></a>КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН ДЛЯ НАГНЕТАНИЯ



#### <a id="p100040"></a>4.1 Конструкция скважин для нагнетания должна обеспечивать:

- <a id="p100041"></a>нагнетание жидких отходов бурения в запланированный горизонт (интервал);
- <a id="p100042"></a>надежную изоляцию выше- и нижележащих горизонтов;
- <a id="p100043"></a>исключение попадания отходов в горизонты с питьевыми водами.
<a id="p100044"></a>4.2. Выполнение требований [п. 4.1](#p100040) обеспечивается следующим.
<a id="p100045"></a>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.
<a id="p100046"></a>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. <a id="p100047"></a>ВСКРЫТИЕ ОБЪЕКТОВ ЗАХОРОНЕНИЯ И ПОДГОТОВКА СКВАЖИН ДЛЯ НАГНЕТАНИЯ ОТХОДОВ БУРЕНИЯ


<a id="p100048"></a>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.

#### <a id="p100049"></a>5.2 Перед закачкой отходов бурения в скважинах для нагнетания выполняются следующие работы:

<a id="p100050"></a>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.
<a id="p100051"></a>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. <a id="p100052"></a>НАКОПЛЕНИЕ И СОСТАВ ЖИДКИХ ОТХОДОВ БУРЕНИЯ


<a id="p100053"></a>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.
<a id="p100054"></a>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.
<a id="p100055"></a>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).
<a id="p100056"></a>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. <a id="p100057"></a>ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ЗАКАЧИВАНИЯ ОТХОДОВ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН


<a id="p100058"></a>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.
<a id="p100059"></a>Нагнетание отходов по второму варианту осуществляется с помощью цементировочных агрегатов.
<a id="p100060"></a>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.
<a id="p100061"></a>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.
<a id="p100062"></a>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.
<a id="p100063"></a>    Давление  нагнетания  на устье (P ) в мегапаскалях (МПа) определится по
                                     у
формуле:

                                         -6
<a id="p100064"></a>                 P  = c H - ро g х H х 10   + ДЕЛЬТА p L,             (7.1)
                  у

    где:
<a id="p100065"></a>    c - модуль градиента давления гидроразрыва пласта, МПа/м;
<a id="p100066"></a>    H - глубина залегания пласта по вертикали, м;
<a id="p100067"></a>    ро - плотность закачиваемой жидкости, кг/куб. м;
<a id="p100068"></a>    g - ускорение силы тяжести, g = 9,8 м/кв. с;
<a id="p100069"></a>    ДЕЛЬТА p  -  градиент  давления  при  движении закачиваемой  жидкости в
трубах, МПа/м;
<a id="p100070"></a>    L - глубина спуска НКТ (по длине ствола), м.
<a id="p100071"></a>    В  плотных  породах  при  отсутствии  трещин давление гидроразрыва (P )
                                                                         р
может   достигать   значений  полного  горного  давления,  определяемого  в
мегапаскалях из зависимости:

                                           -3
<a id="p100072"></a>                      P  = 2,3 х g х Н х 10  .                        (7.2)
                       р

<a id="p100073"></a>Здесь средняя плотность вышележащих пород принята равной 2300 кг/куб. м.
<a id="p100074"></a>Давление нагнетания на устье в мегапаскалях при этом составит:

                           -3                  -6
<a id="p100075"></a>      P  = 2,3 х g х H х 10   - ро х g х H х 10   + ДЕЛЬТА p L.       (7.3)
       у

<a id="p100076"></a>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)](#p100075).
<a id="p100077"></a>7.5. Режимы нагнетания устанавливаются исходя из конкретных условий (приемистости скважин, величин устьевого давления).
<a id="p100078"></a>Повторная и последующие закачки отходов бурения также начинаются при минимальной их подаче.
<a id="p100079"></a>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.
<a id="p100080"></a>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](#p100094), [2](#p100101)). Сюда же вносятся данные о строительстве скважин для нагнетания, отражающие требования данного "Руководства".
<a id="p100081"></a>"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. <a id="p100082"></a>ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ НА СКВАЖИНАХ ДЛЯ ПОДЗЕМНОГО ЗАХОРОНЕНИЯ


<a id="p100083"></a>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 N 44 от 17.10.79).
<a id="p100084"></a>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. <a id="p100085"></a>ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ


<a id="p100086"></a>9.1. При закачивании отходов бурения должны выполняться правила техники безопасности для гидравлического разрыва пластов и крепления скважин ([п. п. 4.13](https://bukva.ai/docs/pravila-bezopasnosti-v-neftegazodobyvayuschey#p101211) и [3.5](https://bukva.ai/docs/pravila-bezopasnosti-v-neftegazodobyvayuschey#p100867) "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:
- <a id="p100087"></a>производство работ по нагнетанию разрешается лишь с применением технически исправного оборудования;
- <a id="p100088"></a>запрещается пребывание людей в непосредственной близости от нагнетательных трубопроводов, находящихся под давлением;
- <a id="p100089"></a>насосные агрегаты, применяемые для нагнетания отходов, должны быть обеспечены предохранительными устройствами заводского изготовления;
- <a id="p100090"></a>на насосном агрегате и устье скважины должны быть установлены исправные манометры;
- <a id="p100091"></a>все нагнетательные трубопроводы должны опрессовываться на полуторакратное наибольшее рабочее давление, ожидаемое в процессе гидроразрыва пластов.
<a id="p100092"></a>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.





<div align="right">

<a id="p100093"></a>Приложение 1

</div>


<a id="p100094"></a>                       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. <a id="p100095"></a>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. <a id="p100096"></a>Осложнения  при бурении и креплении  эксплуатационных скважин, вызванные
   нагнетанием отходов ____________________________________________________


<table>
<colgroup><col width="7%"><col width="8%"><col width="14%"><col width="16%"><col width="10%"><col width="12%"><col width="14%"><col width="10%"><col width="10%"></colgroup>
<tr><td rowspan="3">Дата</td><td rowspan="3">Вид операции</td><td rowspan="3">Тип насосного агрегата</td><td colspan="3">Параметры закачивания</td><td colspan="3">Характеристика отходов бурения</td></tr>
<tr><td rowspan="2">продавочные давления, МПа</td><td colspan="2">при нагнетании</td><td rowspan="2">плотность (замер через 10 - 15 мин.), г/куб. см</td><td rowspan="2">содержание нефти, %</td><td rowspan="2">объем закачанных отходов, куб. м</td></tr>
<tr><td>давление, МПа</td><td>подача, куб. м/ч</td></tr>
</table>


<a id="p100098"></a>Главный инженер УБР
<a id="p100099"></a>Главный геолог УБР





<div align="right">

<a id="p100100"></a>Приложение 2

</div>


<a id="p100101"></a>                       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. <a id="p100102"></a>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. <a id="p100103"></a>Осложнения  при  бурении  и  креплении  эксплуатационных  скважин куста,
   вызванные нагнетанием отходов __________________________________________
3. <a id="p100104"></a>Установка цементного моста в скважине для нагнетания:
   голова моста __________ м, _____________________________________________
   повторная опрессовка колонны: давление: _____ МПа, результаты __________


<table>
<colgroup><col width="7%"><col width="8%"><col width="14%"><col width="16%"><col width="10%"><col width="12%"><col width="14%"><col width="10%"><col width="10%"></colgroup>
<tr><td rowspan="3">Дата</td><td rowspan="3">Вид операции</td><td rowspan="3">Тип насосного агрегата</td><td colspan="3">Параметры закачивания</td><td colspan="3">Характеристика отходов бурения</td></tr>
<tr><td rowspan="2">продавочные давления, МПа</td><td colspan="2">при нагнетании</td><td rowspan="2">плотность (замер через 10 - 15 мин.), г/куб. см</td><td rowspan="2">содержание нефти, %</td><td rowspan="2">объем закачанных отходов, куб. м</td></tr>
<tr><td>давление, МПа</td><td>подача, куб. м/ч</td></tr>
</table>


<a id="p100106"></a>Главный инженер УБР
<a id="p100107"></a>Главный геолог УБР



<a id="p100108"></a>

---