- максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

Техника безопасности при бурении интервалов, содержащих сероводород, предусматривает выполнение следующих требований:

- параметры бурового раствора при вскрытии зоны поддерживать согласно геолого-технического наряда;

- иметь средства контроля окружающей среды – газоанализатор «Анкат»;

- иметь два обратных клапана под бурильный инструмент и три шаровых крана;

- после спуска инструмента необходимо промывать скважину в течение одного цикла перед подъемом инструмента и по окончании бурения – в течение двух циклов;

- спускать инструмент с применением гидротормоза;

- рабочие емкости должны быть оснащены мерной рейкой;

- превенторная обвязка должна позволять закачивать буровой раствор в затрубное пространство при закрытом превенторе через манифольд;

- оборудование приточно-вытяжной вентиляции в закрытых помещениях.

Вскрытие продуктивных пластов в процессе проводки скважины проводится при роторном способе бурения (пониженная подача насосов) на буровом растворе с фильтрацией 3-5 см3 за 30 мин. Ограничивается скорость спуско-подъемных операций с бурильным инструментом до 1 м/сек, что позволяет снизить гидродинамические нагрузки на продуктивные пласты.

Работы по освоению скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий:

- высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформированной крепи отвечает проекту и требованиям охраны недр;

- эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой, герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;

- устье с превенторной установкой, манифольдный блок и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой.

Комплекс работ по освоению скважины должен предусматривать меры, обеспечивающие:

- исключение закупорки пласта при вторичном вскрытии;

- сохранение скелета пласта в призабойной зоне;

- термогидрогазодинамические исследования по определению количественной и качественной характеристики пласта и его геофизических параметров;

- сохранение, восстановление или повышение проницаемости призабойной зоны;

- предотвращение неконтролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;

- охрану недр и окружающей среды.

По результатам бурения проектных скважин на месторождении будет уточнена геометризация выявленных залежей нефти, дана достоверная оценка промышленной нефтеносности юго-западной части купола.

В процессе разработки месторождения необходимо руководствоваться «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», ПБ 08-624-03 и РД-153-39.0-109-01, в целях своевременной корректировки режима разработки месторождения для достижения утвержденных коэффициентов извлечения нефти.

На этом этапе эксплуатации месторождения происходит основное влияние на продуктивную часть недр. Задача нефтедобывающего предприятия - обеспечить максимально высокий КИН, используя технологии, гарантирующие сохранность недр и сооруженных скважин.

Применяемые способы эксплуатации добывающих скважин должны гарантировать сохранность колонн, целостность цементного камня за эксплуатационной колонной и отсутствие перетоков флюидов.

Контроль за разработкой месторождения должен включать:

- точный поскважинный учет добычи нефти, воды и попутного газа;

- оценку скин-фактора;

- определение источников обводнения;

- оценку изменения насыщенности пластов;

- определения профилей притока и поглощения.

Учет добываемой продукции по скважинам производится с помощью автоматизированной групповой замерной установки, кроме того, в целях рационального использования природных ресурсов на месторождении необходима организация контроля за потерями добываемой нефти и попутного газа. Потери нефти подразделяются на:

- нормируемые (технологические утечки);

- ненормируемые (от порывов трубопроводов).

С целью защиты подземных горизонтов от загрязнения при эксплуатации месторождения рекомендуется предусмотреть:

- наблюдательные контрольные скважины;

- контроль качества подземных вод в течения всего периода эксплуатации месторождения (контроль включает гидрогеологическое изучение разреза до источников пресных вод и определение границ их распространения).

Предложенная в настоящем проекте система разработки месторождения предусматривает наиболее полное извлечение из недр углеводородного сырья и достижение планируемого коэффициента извлечения нефти.

Важным аспектом рационального использования природных ресурсов является комплексное использование нефти, газа и попутной пластовой воды с выделением ценного минерального сырья.

Исследования попутного нефтяного газа Южно-Орловского месторождения показали, что содержание гелия по пластам не превышает установленные для него промышленные концентрации (0,035% мол.). Следовательно, его извлечение из недр не целесообразно.

Определение содержания полезных микрокомпонентов в пластовых водах Южно-Орловского месторождения проводилось лабораторией ВОИГ и РГИ в водах пласта ДII. Результаты исследований показали, что в пластовых водах пашийского горизонта содержится лишь бром в количестве 1108 мг/л. Содержание брома превышает минимальную промышленную концентрацию 200 мг/л, однако содержание кальция в воде составляет 32,2 г/л, тогда как в соответствии с требованиями технологии переработки рассолов, содержание кальция не должно превышать 10 г/л. Суммарная добыча попутной воды по всем продуктивным пластам пашийского горизонта изменяется от 71,4 до 159,5 тыс. т/год (минимальный объем добываемых попутных вод, перспективный для промышленного извлечения микрокомпонентов, согласно рекомендациям ВСЕГИНГЕО, должен быть не ниже 250 тыс. т/год).

Так как в пластовых водах содержится только один элемент (Br) c кондиционным содержанием, перспективным для промышленного извлечения, и отсутствуют необходимые технические условия переработки рассолов, использование пластовых попутных вод Южно-Орловского месторождения для извлечения полезных микрокомпонентов представляется нецелесообразным

В случае получения отрицательных результатов в процессе бурения проектной скважины на юго-западном участке Южно-Орловского месторождения, предусматривается ее ликвидация в соответствии с «Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов», утвержденной постановлением Федерального горного и промышленного надзора России № 22 от 22 мая 2002 г. В отдельных случаях, работы проводятся по индивидуальным планам изоляционно-ликвидационных работ.

Таким образом, при условии соблюдения технологии работ по бурению эксплуатации, ликвидации скважин, использования качественного оборудования и материалов, осуществления запланированных мероприятий, можно предположить, что воздействие на геологическую среду в рассматриваемый перспективный период разработки месторождения будет сведено к минимуму.

Дополнительно к выше изложенному на Южно-Орловском месторождении, содержащем сероводород, при бурении скважин, добыче, сборе и транспорте нефти и попутного газа необходимо выполнять требования действующей инструкции по безопасности работ при разработке нефтяных месторождений, содержащих сероводород.