что такое голова хвостовика

Конструкция скважины на нефть и газ (схема)

Конструкция скважины это совокупность информации о количестве и диаметре обсадных колонн, диаметрах буровых долот и интервалах цементирования по интервалам бурения.

Элементы, входящие в понятие конструкции скважины:

Направляющая колонна (направление) — первая обсадная колонна (длиной от 5 до 300 м), которую опускают в верхнюю (направляющую) часть ствола, чтобы изолировать верхний наносный слой почвы и отвести восходящий поток бурового агента из ствола скважины в очистную систему, цементируется по всей длине

Схема нефтяной скважины рисунок (разрез нефтяной скважины)

Промежуточную обсадную колонну спускают в случае необходимости после кондукторной для крепления неустойчивых пород, разобщения зон осложнений, зон несовместимых по условиям бурения и водоносных горизонтов.

Глубину спуска промежуточных и кондукторных колонн рассчитывают с учётом предотвращения гидроразрыва пластов, устойчивости стенки ствола буровых скважин, разделения зон применения различных буровых агентов, а также с учетом наличия в разрезе зон осложнений.

Эксплуатационная колонна — последняя колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа или, наоборот, для нагнетания в пласты жидкости или газа. Иногда в качестве эксплуатационной колонны может быть использована (частично или полностью) последняя промежуточная колонна. Цементируется полностью, либо в «нахлест» с предыдущей обсадной колонной.

Профильный перекрыватель (летучка) — специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами. Обычно они являются не извлекаемыми.

Существует исполнение извлекаемых профильных перекрывателей, при использовании которых идет развальцовывание лишь верхней и нижней цилиндрических частей, а извлечение с помощью специального инструмента.

Данные обсадные колонны могут иметь в поперечном сечении либо цилиндрическое, либо лепестковое исполнение. Обычно производится предварительное расширение интервала, в который будет установлен перекрыватель.

Затем сам перекрыватель спускается на колонне бурильных труб, в которые после этого сбрасывается шарик, перекрывающий отверстие в башмаке перекрывателя. С помощью цементировочного агрегата производится его «впрессовка» в стенки скважины, а после извлечения бурильных труб – развальцовывание специальным инструментом.

Хвостовик – обсадная колонна потайного типа, которая устанавливается в специальной системе подвески в предыдущей обсадной колонне («внахлёст» на 20-50 м). Хвостовик может как цементироваться, так и не цементироваться, что обусловлено в первую очередь прочностью пород разрабатываемого пласта-коллектора.

Элементы, входящие в понятие конструкции скважины:

Интервал бурения – это часть траектории скважины, сооруженная с помощью долота одного диаметра и преимущественно с применением одной запроектированной технологии бурения.

Интервал цементирования – это интервал, в котором цементируется конкретная обсадная колонна. Обсадные колонны могут цементироваться до устья (в основном, направление и кондуктор) и «внахлест» с предыдущей (обычно, технические и эксплуатационные). Для нефтяных скважин величина перекрытия предыдущей колонны – 150 м, для газовых скважин – 500 м. Обсадные колонны разведочных скважин цементируются обычно на всю длину.

Устье скважины – верхняя, приповерхностная, часть скважины.

Забой скважины – самая нижняя часть скважины, «дно».

Стенки скважины – боковая часть цилиндрической основы скважины.

Продуктивный горизонт – пласт в разрезе, в котором находятся природные ресурсы.

Зона перфорации – часть обсадной колонны в интервале продуктивного пласта, в которой делаются отверстия для эксплуатации.

Типы конструкций:

Кондуктор и эксплуатационная колонна — обязательны при любой конструкции скважины.

Промежуточная колонна — при наличии интервалов, несовместимых по условиям бурения, а также при существовании зон осложнений, когда другие способы их ликвидации не дают положительных результатов.

Если направление не проектируется, то необходимо решить вопрос о создании замкнутого цикла циркуляции промывочной жидкости при бурении под кондуктор.

Глубина спуска направления определяется по опыту сооружения скважин на данном месторождении или по требованию заказчика (5-300 м).

КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН

Обоснованная рациональная конструкция скважины должна отвечать требованиям, предъявляемым к ней со стороны геологии, бурения и особенно со стороны последующей эксплуатации.

К основным требованиям относятся:

— правильно выбранный диаметр каждой колонны;

— надлежащая прочность и герметичность спущенных в скважину обсадных колонн;

— минимальный расход металла на 1 м глубины скважины;

— возможность применения любого из существующих способов эксплуатации скважины;

— возможность возврата для эксплуатации перекрытых колоннами вышележащих продуктивных пластов;

— возможность проведения ремонтных работ при бурении и эксплуатации скважин;

— герметичность зацементированного пространства;

— долговременная работа в соответствующих геолого-физических условиях, в т. ч. в коррозионной среде и др.

Практика проводки скважин в сложных геологических условиях, научные разработки в области бурения и крепления позволили резко увеличить глубину скважин (до 7000 м и более) и совершенствовать их конструкции в следующих направлениях:

— увеличение выхода из-под башмака предыдущих колонн, использование долот уменьшенных и малых диаметров;

— применение способа секционного спуска обсадных колонн и крепление стволов промежуточными колоннами-хвостовиками;

— использование обсадных труб со сварными соединительными элементами и безмуфтовых обсадных труб со специальными резьбами при компоновке промежуточных и в некоторых случаях эксплуатационных колонн;

— обязательный учет условий вскрытия и разбуривания продуктивного объекта.

В процессе разработки залежи ее первоначальные характеристики будут изменяться, особенно когда месторождение будет на завершающей стадии разработки; на них влияют темпы отбора флюидов, способы интенсификации добычи и поддержания пластовых давлений, применение новых видов воздействия на продуктивные горизонты с целью более полного извлечения нефти и газа.

Конструкция скважин должна отвечать требованиям охраны недр и окружающей среды и исключать возможное загрязнение пластовых вод и межпластовые перетоки флюидов не только при бурении и эксплуатации, но и после окончания работ и ликвидации скважины. Поэтому качественное разобщение пластов – основное условие при проектировании и выполнении работ по строительству скважины.

Простая конструкция (кондуктор и эксплуатационная колонна) не во всех случаях является рациональной. В первую очередь это относится к глубоким скважинам (4000 м и более), вскрывающим комплекс разнообразных отложений, в которых возникают различные, иногда диаметрально противоположные по характеру и природе условия.

Следовательно, рациональной можно назвать такую конструкцию, которая соответствует геологическим условиям бурения, учитывает назначение скважины и другие отмеченные выше факторы и создает условия для бурения интервалов между креплениями в наиболее сжатые сроки.

Рассмотрим влияние некоторых перечисленных факторов на подбор рациональной конструкции скважины.

Геологические условия бурения. Чтобы обеспечить лучшие условия бурения, эксплуатации и ремонта и предупредить возможные осложнения, необходимо учитывать:

а) характеристику пород, вскрываемых скважиной, с точки зрения возможных обвалов, осыпей, кавернообразования;

б) проницаемость пород и пластовые (поровые) давления;

в) наличие зон возможных газо-, нефте- и водопроявлений и поглощений рабочих жидкостей;

г) температуру горных пород по стволу и в месте ремонта;

д) углы падения пород и частоту чередования их по твердости.

Детальный учет первых трех факторов позволяет определить необходимые глубины спуска обсадных колонн.

Назначение скважины. Сочетание обсадных колонн различных диаметров, составляющих конструкцию скважины, зависит от диаметра эксплуатационной колонны.

Диаметр эксплуатационных колонн нагнетательных скважин обусловлен давлением, при котором будет закачиваться вода (газ, воздух) в пласт, и приемистостью пласта. При выборе диаметра эксплуатационной колонны разведочных скважин на структурах с выявленной продуктивностью нефти или газа решающим фактором является обеспечение условий для проведения опробования пластов и последующей эксплуатации промышленных объектов.

В разведочных скважинах (поискового характера) на новых площадях диаметр эксплуатационной колонны зависит от необходимого количества спускаемых промежуточных обсадных колонн, качества получаемого кернового материала, возможности проведения электрометрических работ и испытания вскрытых перспективных объектов на приток. Скважины этой категории после спуска последней промежуточной колонны можно бурить долотами диаметром 140 мм и меньше с последующим спуском 114-миллиметровой эксплуатационной колонны или колонны меньшего диаметра.

Наиболее жесткие требования, по которым определяют диаметр эксплуатационной колонны, диктуются условиями эксплуатации скважин. Снижение уровня жидкости при добыче нефти или воды в обсадной колонне и уменьшение давления газа в пласте обусловливают возникновение сминающих нагрузок. Вследствие того обсадная колонна должна быть составлена из труб такой прочности, чтобы в процессе эксплуатации не произошло их смятия (необходимая прочность обсадной колонны на сминающие и страгивающие усилия и внутреннее давление).

При проектировании конструкций газовых и газоконденсатных скважин необходимо учитывать следующие особенности:

а) давление газа на устье близко к забойному, что требует обеспечения наибольшей прочности труб в верхней части колонны;

б) незначительная вязкость газа обусловливает его высокую проникающую способность, что повышает требования к герметичности резьбовых соединений и колонного пространства;

в) интенсивный нагрев обсадных колонн приводит к возникновению дополнительных температурных напряжений на незацементированных участках колонны и требует учета этих явлений при расчете их на прочность (при определенных температурных перепадах и некачественном цементировании колонны перемещаются в верхнем колонном направлении);

г) возможность газовых выбросов в процессе бурения требует установки противовыбросового оборудования;

д) длительный срок эксплуатации и связанная с ним возможность коррозии эксплуатационных колонн требуют применения специальных труб с противокоррозионным покрытием и пакеров.

Общие требования, предъявляемые к конструкциям газовых и газоконденсатных скважин, заключаются в следующем:

— прочность конструкции в сочетании с герметичностью каждой обсадной колонны и цементного кольца в колонном пространстве;

— качественное разобщение всех горизонтов и в первую очередь газонефтяных пластов;

— максимальное использование пластовой энергии газа для его транспортировки по внутрипромысловым и магистральным газопроводам.

Запроектированные режимы эксплуатации с максимальными дебитами и максимальное использование пластовой энергии требуют увеличения диаметра эксплуатационной колонны.

Метод вскрытия пласта. Метод вскрытия определяется главным образом особенностями продуктивных пластов, к которым относятся пластовое давление, наличие пропластковых и подошвенных вод, прочность пород, слагающих пласт, тип коллекторов (гранулярный, трещиноватый и др.).

При нормальных (гидростатических) и повышенных давлениях эксплуатационную колонну цементируют через башмак.

При пониженных пластовых давлениях, отсутствии пропластковых и подошвенных вод и достаточной прочности пород пласта в некоторых случаях после вскрытия объекта эксплуатационную колонну, имеющую фильтр против продуктивных горизонтов, цементируют через боковые отверстия, расположенные над кровлей этих горизонтов (так называемое манжетное цементирование), или «обратным» цементированием.

Однако в ряде случаев до вскрытия продуктивных горизонтов при наличии в разрезе пластов с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) или обваливающихся пород скважины бурят с промывкой забоя буровыми растворами повышенной плотности. Вскрытие объекта с использованием указанных растворов часто сопровождается их поглощением трещиноватыми коллекторами. Освоение таких скважин затрудняется, а иногда заканчивается безрезультатно. Для успешного вскрытия, а затем освоения таких объектов плотность буровых растворов должна быть минимальной. В рассматриваемых случаях вскрытие продуктивных пластов возможно только при условии предварительного перекрытия всего разреза до их кровли промежуточной обсадной колонной. Буровой раствор проектируется специально для вскрытия пласта. При этом эксплуатационная колонна может быть либо сплошной, либо представлена хвостовиком и промежуточной колонной. Если породы продуктивных горизонтов устойчивы, скважины могут эксплуатироваться и без крепления обсадной колонной.

На рис. 1.1. показаны различные конструкции эксплуатационных колонн в зависимости от метода вскрытия и крепления продуктивных горизонтов.

Рис. 1.1. Типы конструкций эксплуатационных колонн:

1 — сплошная колонна, зацементированная через башмак; 2 — сплошная колонна, зацементированная через специальные отверстия над пластом; 3, 4 — зацементированная колонна с хвостовиком; 5 — колонна, спущенная до пласта (эксплуатация с открытым забоем); 6, 7 — комбинированные колонны, спущенные секциями.

Способ бурения. В нашей стране бурение скважин осуществляется роторным способом и забойными двигателями. Для обеспечения эффективной работы долота при бурении глубоких скважин используют турбобуры диаметром 168 и 190 мм. По диаметру турбобуров при закачивании скважины определяют возможную ее конструкцию.

Наиболее широк диапазон возможных сочетаний диаметров обсадных колонн в конструкциях при бурении скважин роторным способом.

При разработке рациональной конструкции глубоких разведочных скважин необходимо исходить из условий получения наибольших скоростей бурения при наименьших объемах работ в промежуточных колоннах, выбора минимально допустимых зазоров между колонной и стенками скважины, максимально возможного увеличения глубины выхода спускаемой колонны из-под предыдущей, а также уменьшения диаметра эксплуатационной колонны. При выборе конструкции должны быть обеспечены условия максимального сохранения естественного состояния продуктивных горизонтов.

Источник

Подвеска хвостовика с разъединением до цементирования ПХРЦ

Подвеска хвостовика с разъединением до цементирования ПХРЦ предназначена для спуска, подвески и герметизации хвостовика в скважине.

Устройство состоит из трех функционально законченных и работающих независимо друг от друга узлов, размещенных на общем корпусе:

— узла якоря, обеспечивающего подвеску хвостовика в технической колонне;
— узла механического пакера, обеспечивающего герметизацию межтрубного пространства;
— узла механического разъединителя, обеспечивающего спуск узлов устройства в скважину вместе с хвостовиком, проведение технологических операций, связанных с проведением промывок и приведением в действие узла якоря, механическим разъединением транспортировочной колонны от устройства, цементированием хвостовика и последующим приведением в действие узла пакера.

Подвеска состоит из двух частей: установочного инструмента и собственно подвески, включающей в себя узел пакера, узел якоря и заходную воронку.

При использовании подвесок типа ПХРЦ осуществляется следующая совокупность технологических операций:

— спуск устройства в скважину в составе хвостовика на транспортировочной колонне труб;
— проведение промывок, с ограничением по давлению (не более 75% от давления заякоривания);
— проведение промывки на забое без ограничения по давлению (срабатывание якоря меняет площадь кольцевого пространства незначительно);
— пуск шара и его прокачка до посадки в седло пакера ПГМЦ или в спец. седло, устанавливаемое над обратным клапаном;
— активация ПГМЦ (при манжетном цементировании);
— приведение в действие узла якоря повышением внутреннего избыточного давления до 13 МПа;
— повышением давления до 16 МПа открываются цементировочные отверстия в пакере ПГМЦ (при манжетном цементировании) или повышением давления до 20 МПа производится срез спец. седла с шаром для восстановления циркуляции;
— производится разъединение установочного инструмента от подвески путем разгрузки транспортировочной колонны и ее вращения вправо не менее 10 оборотов;
— проведение цементирования хвостовика с пуском цементировочной пробки после закачки тампонажного раствора, для разделения тампонажного раствора от продавочной жидкости;
— продавливание тампонажного раствора в затрубное пространство хвостовика и получение сигнала «стоп»;
— приведение в действие узла пакера осуществляется путем частичной разгрузки веса транспортировочной колонны на «голову» хвостовика;
— проведение промывки и подъем транспортировочной колонны.

1 Расчетная величина, при которой напряжения достигают предела текучести материала. 2 Параметр справочный, связан с условиями эксплуатации РТИ в скважине.

1 Расчетная величина, при которой напряжения достигают предела текучести материала. 1 Параметр справочный, связан с условиями эксплуатации РТИ в скважине.

Источник

Технология спуска и крепления хвостовиков при сплошном цементировании заколонного пространства.

При проектировании строительства бокового ствола производится расчет проходимости колонн – хвостовиков. Типичная колонна показана на рисунке

Подготовка бокового ствола к спуску хвостовика является важной и ответственной операцией, которая определяет в конечном итоге успех и качество крепления хвостовика.

В процессе бурения бокового ствола вскрытые зоны поглощения / проявления должны быть ликвидированы в соответствии с действующими инструкциями.

При малых кольцевых зазорах (9 – 14мм) между стенками скважины и стенкой хвостовика необходимо произвести расширку бокового ствола.

Промывка скважины перед цементированием осуществляется при турбулентном режиме течения бурового раствора не менее двух циклов.

Для предотвращения нарушения устойчивости стенок скважины, снижения эффекта свабирования и снижения давления на продуктивный пласт в связи с малым зазором скорость спуска должна быть ограничена до следующих значений:

· 0,2 – 0,8 м/с при спуске до устья бокового ствола

· 0,1 – 0,5 м/с при спуске в боковом стволе

Порядок дальнейших работ по спуску хвостовика сводится к следующим операциям:

· спускают хвостовик, подсоединяют разъединитель колонн, доливают колонну промывочной жидкостью и фиксируют вес колонны по индикатору ГИВ-6. Под разъединителем на первой трубе должен быть установлен центратор.

· При спуске хвостовика запрещается его вращение

· При подходе хвостовика к забою давление промывки не должно превышать давления открытия промывочных окон минус 2 МПа. Значение уточняется с учетом характеристик разъединителя, указанных в паспорте.

После промывки скважины закрепить цементировочную головку с переходным квадратом. Установить в ней верхнюю продавочную пробку.

Порядок цементирования хвостовика:

· Закачивают в скважину буферную жидкость соответствующей рецептуры в расчетном объеме. По имеющимся рекомендациям буферная жидкость должна занимать не менее 10% длины цементируемого заколонного пространства.

· Затворяют цемент в расчетном объеме и согласно разработанным рецептурам

· Для повышения качества цементирования, при большой кривизне ствола (более 2° на 10 метров) небольшой длине хвостовика менее 300 метров, рекомендуется производить расхаживание хвостовика в процессе цементирования. Расхаживание производится на 1.5 – 3.0 метра при минимальной скорости подачи инструмента

Пакерование и подвеска хвостовика производится повышением давления до 10 МПа. При этом срезаются штифты и выдвигаются шлипсы якоря, разгружают колонну на 20 – 30 кН по показаниям ГИВ, после чего необходимо убедится в заклинивании якоря. Дальнейшим повышением давления до 16 МПа производят пакеровку заколонного пространства. Пакер должен быть установлен от верхней кромки окна не менее 10 метров.

Разъединение хвостовика и бурильного инструмента при помощи цангового разъединителя производится следующим образом:

· Повышают давление до указанной в инструкции величины, выдавливают заглушки промывочных окон разъединителя. Создают циркуляцию

· Отвинчивают цементировочную головку и спускают в колонну запорную пробку

· Навинчивают ведущую трубу, подвешивают колонну, по истечении 20 минут срабатывает разъединитель, что отмечается падением веса на ГИВ.

· Приподнимают инструмент, создают циркуляцию на малой скорости, следя за давлением: скачек выше 8 МПа и мгновенная пульсация циркуляции информирует о разъединении.

В случае применении резьбового разъединителя работы проводятся следующим образом:

· По окончании затворения и закачки цементного раствора в скважину, освобождают из цементировочной головки верхнюю пробку и нагнетают продавочную жидкость. Фиксируют скачек давления при стыковке верхней и нижней пробки

· Продолжают продавку до получения сигнала «стоп». При этом давление должно превышать рабочее давление цементирования на 2 – 3 МПа. Проверяют работу обратного клапана. Подвешивают и запакеровывают хвостовик.

· Присоединяют ведущую трубу и разгружают инструмент на величину веса хвостовика. Вращают инструмент в правую сторону на 20 – 30 оборотов. Фиксируют отсоединение по падению веса на ГИВ, появлению циркуляции с уменьшиной величиной давления.

Заключительные работы проводятся по следующей схеме:

· После ОЗЦ (в течении 1 суток) разбуривают цементный стакан, оставшийся после срезки цементного раствора на голове хвостовика и промывают скважину до забоя

· Проводят геофизические работы по определению качества цементного камня за колонной, АКЦ

· Производятся работы по вторичному вскрытию продуктивного пласта согласно утвержденного плана

Дата добавления: 2018-05-09 ; просмотров: 2531 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник

Конструкция и крепление боковых стволов

Конструкция бокового наклонно-направленного ствола

Таблица 10.4 – Конструкция скважины

Конструкция бокового горизонтального ствола

На данном месторождении возможен такой способ заканчивания боковых горизонтальных стволов на визейский объект разработки, как фильтр – в интервал продуктивного горизонта спускаются перфорированные трубы диаметром 102 мм. Цементирование «хвостовика» производится в интервале от кровли пласта до головы «хвостовика», который находится на расстоянии

75-100 м выше «окна». Голова «хвостовика» оборудуется адаптером, клиновой подвеской и пакером, который закрывается механически по окончании заливки и герметизирует пространство между колонной и «хвостовиком». Рекомендуемое место установки гидравлического пакера типа ПГМЦ.102 для изоляции продуктивного пласта в БГС – в кровле пласта. Клиновая подвеска позволяет произвести подвеску «хвостовика» в любом месте эксплуатационной колонны. Типовая технологическая оснастка следующая (снизу – вверх): башмак, фильтровая часть, разбуриваемый пакер-манжета, разбуриваемая заглушка, заливочный патрубок, разбуриваемый обратный клапан, разбуриваемое стоп-кольцо, обсадная труба (Ø102 мм).

После проведения ГИС конструкция скважин может быть изменена или дополнена.

Крепление боковых стволов

Комплект технических средств, предназначенный для крепления боковых стволов без установки фильтра в продуктивном горизонте со сплошным цементированием и последующей перфорацией хвостовика, включает:

– обратные клапаны (ЦКОД) – 1 или 2 шт.;

– колонный патрубок со стоп-кольцом,

– обсадные трубы с центраторами;

– якорный узел подвески хвостовика;

– верхний пакер подвески хвостовика;

– безопасный механический разъединитель с левым резьбовым соединением;

При необходимости в комплект могут быть включены дополнительные элементы.

Комплекс технических средств, предназначенный для крепления хвостовиков с установкой фильтра в продуктивной части скважины, с манжетным цементированием, включает:

– фильтр необходимой длины;

– заколонный гидравлический пакер;

– обсадные трубы с центраторами;

– якорный узел подвески хвостовика;

– верхний пакер подвески хвостовика;

– безопасный механический разъединитель с левым резьбовым соединением;

Конструкция фильтра, который устанавливается в продуктивный горизонт, должна выбираться индивидуально для каждого месторождения в зависимости от наличия твёрдой фазы в продукции скважины и устойчивости стенок ствола скважины.

Заколонный пакер устанавливается для предотвращения проседания цементного раствора в интервал расположения фильтра во время цементирования и служит изоляционным барьером водоносных горизонтов, залегающих выше интервала продуктивного горизонта во время эксплуатации. Для надёжного разобщения пластов элемент пакера должен устанавливаться над продуктивным горизонтом в интервале глинистых пластов.

Для цементирования хвостовика рекомендуется использовать тампонажный состав на основе цемента марки ПЦТ 1G-CC-1 ГОСТ 1581-96. Обработка специальными химическими реагентами (понизителями фильтрации, структурообразователями, пластификаторами, пеногасителями) позволяет контролировать фильтрационные и седиментационные процессы, реологические параметры тампонажного раствора и обеспечивает пеногашение.

Рецептура тампонажного раствора подлежит уточнению посредством тестирования на лабораторной базе с использованием представительных проб компонентов, отобранных на буровой площадке (портландцемент, техническая вода и модификаторы).

При проведении операции задействуется следующая специальная техника: СМН-20 – 1 шт., ЦА-320 – 2 шт., автоцистерна – 1 шт. Кроме того, обязательно использование смесительно-осреднительной установки типа 1УСО-20, обеспечивающей однородность состава и стабильность его свойств.

После окончания крепления составляется Акт на проведение работ по креплению бокового ствола и Схема состояния скважины с указанием глубин установки элементов оснастки хвостовика, внутренних диаметров.

Данные документы должны быть приложены к Паспорту скважины.

Требования к технологии бурения скважин и буровым растворам

Требования к технологии бурения

Бурение скважины должно производиться по рабочему проекту на строительство скважин, разработанному, согласованному и утвержденному в порядке, предусмотренном разделом 1.3 ПБ 08-624-03 [41].

Строительство скважин должно осуществляться на основании программы бурения скважины в рамках утвержденного проекта на строительство данной скважины, которая должна содержать подробную информацию обо всем цикле бурения и заканчивания скважины. Программа бурения скважины согласовывается с Сервисными подрядчиками, участвующими в бурении, заканчивании или креплении скважины, Заказчиком и утверждается техническим руководителем Подрядчика по бурению скважин.

Подрядчик по бурению и Сервисные подрядчики в процессе осуществления работ в обязательном порядке должны выполнять требования Стандарта Компании [47].

Технология строительства скважины должна обеспечивать предупреждение возникновения аварий и осложнений. Для этого необходимо выполнять профилактические мероприятия, предусмотренные ПБ 08-624-03.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Источник