При отклонениях от основного ствола до 300 м, в зависимости от глубины залегания продуктивного пласта, возможно проектирование бурения боковых стволов по трех интервальному профилю, содержащему вертикальный участок (основной ствол), участок набора зенитного угла и участок естественного снижения угла (или стабилизации).

Все рассмотренные выше виды профиля проектируются в одной плоскости, то есть являются плоскими. При проводке БС в сложных горно-геологических условиях, когда геологические факторы оказывают значительное воздействие на траекторию БС, используют профили пространственного типа, предусматривающие участок с естественно изменяющимся зенитным углом и азимутом. Проектирование такого профиля предполагает расчет координат места зарезки БС относительно координат проектной точки забоя с использованием выявленных закономерностей зенитного угла и азимутного искривления скважины, либо забуривания участка начального искривления отклонителем в азимуте, учитывающим закономерности естественного искривления скважины при дальнейшем бурении.

При определении профиля БС следует руководствоваться возможностью его выполнения, т.е. соответствие современному уровню техники и технологии; оптимальным сочетанием входных и выходных параметров.

При проектирование БС следует учитывать вероятность пересечения соседних стволов, определяемую с помощью автоматизированных расчетов.

Профили проектируются плоскостными пространственными.

Требование к исходным данным, необходимых для проектирования БС:

- достоверность пространственного положения эксплуатационной колонны;

- достоверность положения эксплуатационного объекта;

- оценка погрешностей расчета определяемых параметров трассы БС на основе технической точности измерительных систем, статистических расчетов;

- достаточная степень свободы варьирования значений входных параметров для сходимости оптимизационной процедуры построения траектории БС. Основные исходные параметры должны быть отражены в техническом задании на составление проектной документации на строительство БС.

Минимальный отход точки входа в пласт от вертикальной проекции точки забуривания ограничивается максимально допустимой интенсивностью искривления и величиной зенитного угла в месте забуривания.

Интенсивность искривления ствола скважины (град/10м) рассчитывается по формуле:

I = 573/ R,

где, R - радиус кривизны ствола скважины, м.

2.5.2 Конструкция боковых стволов

БС проектируются к бурению из скважин, обсаженных колоннами с диаметром 146 мм и 168 мм. Для боковых стволов рекомендуются обсадные трубы потайных колонн («хвостовиков») диаметром 88,9 мм, 101,6 мм и 110 мм (114,3мм), соответственно. Размеры обсадных труб приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Размер обсадных труб

Диаметр трубы,мм	Диаметр муфты, мм
Наружный	Внутренний	Наружный	Внутренний
88,9 101,6 110 114,3	76 88,6 97 99,6	107 110 117 127	76 90 98,5 101,1

Боковой ствол может быть представлен тремя вариантами конструкции эксплуатационного забоя:

- открытого типа со спуском фильтров для горизонтальных скважин (ФГС);

- открытого типа с комплексом регулируемого разобщения интервалов горизонтального забоя (многопакерной системой);

- закрытого типа со сплошным цементированием «хвостовика», включая интервал горизонтального участка.

Конструкция открытого типа предусматривает установку пакера (ПДМ) или пакера-манжеты и манжетное цементирование. При конструкции эксплуатационного забоя закрытого типа осуществляется сплошное цементирования «хвостовика» в одну ступень.

Заканчивание БС предусматривает обсаживание пробуренного ствола «хвостовиком» с подвеской его в эксплуатационной колонне основного ствола на специальном клиновом устройстве с пакером. Вверх «хвостовика» должен находится в эксплуатационной колонне основного ствола выше зоны фрезирования.

В случае открытого эксплуатационного забоя «хвостовик» включает:

- посадочный адаптер;

- подвеску «хвостовика»,

- обсадные трубы;

- пакер с муфтой манжетного цементирования или пакер- манжету;

- фильтры (ФГС) или комплекс регулируемого разобщения (многопакерную систему);

- центраторы;

- башмак.

В случае закрытого эксплуатационного забоя конструкция «хвостовика» следующая:

- посадочный адаптер;

- подвесное устройство;

- обсадные трубы;

- центраторы;

- стоп-кольцо;

- обратный клапан;

- перфорированный патрубок;

- башмак.

После проработки ствола скважины и сборки «хвостовика» вместе с посадочным устройством и разъединителем производится спуск колонны на бурильных трубах.

При достижении башмаком «хвостовика» интервала забуривания осуществляется промежуточная промывка.

При достижении требуемой глубины (забоя) осуществляются подвеска и разгрузка «хвостовика» в эксплуатационной колонне с помощью клинового устройства. Разгрузкой и натяжкой на вес «хвостовика» проверяется фиксация его клиновой подвеской.

Затем производится рассоединение бурильной колонны с «хвостовиком» путем её вращения. При необходимости эту операцию можно выполнять после окончания цементирования.

После отсоединения установочного инструмента от «хвостовика» осуществляются закачка и затвердение расчетного количества цементного раствора.

Перед тампонажным раствором закачивается буферная жидкость. В качестве буферной жидкости рекомендуется использовать техническую воду с добавкой 0,2% НТФ, а также ПАВ в количестве 0,6%.

«Хвостовик» крепится цементным раствором с плотностью не менее 1800 кг/м или материалом, соответствующим ему по всем з параметрам качества. Тампонажный раствор рекомендуется обрабатывать реагентом "Tylose Е-29651" из расчета 0,25 - 0,3 % реагента от массы сухого цемента или другими понизителями водоотдачи. При приготовлении цементного раствора обязательно применять осреднительную емкость. В качестве перспективных тампонажных растворов для крепления рекомендуется составы на базе направляющих добавок.

Процесс цементирования осуществляется с использованием компонентов продавочных пробок, обеспечивающих качество и надежность технологического процесса крепления и раскрытия пакерующих элементов в случае эксплуатационного забоя БГС открытого типа (ПДМ, многопакерная система и т.п.), в соответствии с инструкциями применяемых технических средств и технологий.

После окончания цементирования посадочный инструмент поднимается до выхода из сальникового узла и скважина промывается выше верха «хвостовика».

После промывки скважины, от цементного раствора приводится в действие пакерующий элемент подвески «хвостовика».

Ниже рассчитано крепление хвостовика скважины 2182 куст 371 с использованием разъединителя ТГС-101,3 «УДОЛ».

Исходные данные:

Диаметр эксплуатационной

колонны D экс. колонны 168 мм;

Толщина стенок 8,94*7,32*10,6 мм;

Диаметр хвостовика 101,6 мм;

Толщина стенки 6,5 мм;

Диаметр СБТ 73 мм;

Длина СБТ 2020 м;

Толщина стенки 9,19 мм;

Текущий забой 2326 м;

Длина открытого ствола 256 м;

Длина хвостовика 306 м;

Диаметр открытого ствола 123,8 м;

Длина цементируемой части

хвостовика 267 м;

1) Спустить в скважину компоновку низа хвостовика, собранную в следующей последовательности:

- башмак ТГС-106,1;

- обсадная труба 101,6 ОТТО-1шт. -- 11 м

- перфорированный фильтр диаметром 101,б мм, длиной 30-33 м с отверстиями 8 мм, расположенными по спирали(3 шт);

- перевернутый обратный клапан «УДОЛ»;

- манжетный переводник МП-102 в интервале 2290-2285 м;

- перфорированный патрубок диаметром 101,6 мм и длиной 0,5 м;

- обратный клапан «УДОЛ»;

- стоп -- кольцо.

2) Спустить компоновку низа в скважину и посадить на клинья.

3) Начать спуск обсадной колоны диаметром 101,6 мм. Долив произвести после установки обратных клапанов через 200 м колонны и всех труб. Все резьбы герметизируются лентой ФУМ.

4) Пружинный фонарь установить над манжетой и под разъединителем.

5) Собрать в голове хвостовика разъединительное устройство «УДОЛ». При завороте устройства запрещается вращать лево- правый переводник. Залить воронку отработанным маслом.

6) Начать спуск хвостовика на СБТ. Скорость спуска не более 0,5 м/с.

7) В процессе спуска хвостовика необходимо производить долив через каждые 250 м спущенных СБТ.

8) За два часа до начала цементной заливки произвести расстановку и обвязку цементировочной техники.

9) Спуск прекратить, не доходя до забоя 5 м, определится с замером труб. Заметить и записать вес инструмента при ходе вверх и вниз.

10) Посадить компоновку на текущий забой с промывкой (посадка 30 кН). Определится с мерой инструмента, используя подгоночные патрубки, добиться захода муфты квадрата в ротор при разгрузке хвостовика на забой - не более 1 м.

11) Промыть скважину в течении 1 цикла.

12) Разгрузив хвостовик на забой на вес хвостовика.

13) Начать отворот в левом переводнике. Число оборотов не менее 25 с учетом пружины инструмента.

14) Приподнять инструмент не более чем на 3 м, убедится в потере веса хвостовика.

15) Посадить СБТ на клинья.

16) Отвернуть квадрат.

17) Установить в цементировочную головку верхнюю продавочную пробку.

18) Навернуть цементировочную головку, предварительно проверив её исправность.

19) Смонтировать шарнирную линию общей длиной не менее 6 м.

20) Присоединить к головке линию цементирования.

21) Опрессовать линию цементирования на 18 МПа.

22) Приготовить цементировочный раствор в расчетном количестве с добавлением замедлителя схватывания.

23) Закачать буферную жидкость 3 м3 -- раствор плотностью 1020 кг/м3 с 0,1% ПАВа.

24) Закачать расчетный объём цементного раствора.

25) Закрыть кран линии цементирования на цементировочной головке.

26) Сразу же открыть центральный кран цементировочной головки и отпустить верхнюю цементировочную пробку вслед за цементом.

27) Незамедлительно начать прокачку продавочной жидкости с максимально возможным расходом, догоняя цемент.

28) Прокачав 90 % расчетного объёма первой порции продавочной жидкости снизить производительность агрегата и на пониженной скорости прокачать до появления роста давления.

29) Повышением давления добиться срезки штифтов нижней цементировочной пробки.

30) Прокачать вторую расчетную порцию продавочной жидкости. Последние 200 литров прокачать на пониженной скорости, ловя «СТОП». Запрещается повышать расчетное количество второй порции продавки более чем на 100 л.

31) При возрастании давления на 5 МПа выше текущего, остановить продавку. Отсутствие падения давления, укажет на герметичность стоп - кольца и обсадной колонны.

32) Сбросить давление, добиваясь закрытия обратных клапанов. Отсутствие перетока из гусака агрегата укажет на герметичность клапонов.

33) Повысить давление в трубах до 6 МПа. Поднять инструмент до выхода пакера из воронки. Падение давления укажет на отсоединение от хвостовика.

34) Общее время работы с пункта 22 по пункт 33 включительно не должно превышать 75 % от времени схватывания цементного раствора.

35) Начать вымыв излишков цементного раствора из скважины с производительностью не менее 8 л/с.

36) По окончанию вымыва цемента поднять 5 свечей ОЗЦ.

2.5.3 Бурение боковых стволов

Выбор породоразрушающего инструмента и гидравлического забойного двигателя осуществляется с учетом физико-механических свойств горных пород.

Тип долота выбирается в зависимости от твердости и абразивности разбуриваемых пород. Горные-породы Западной Сибири, в том числе района нефтяных залежей ОАО «Сургутнефтегаз», представлены чередованием глин, аргиллитов, алевролитов и песчаников. В табл.2.5 приведены сводные результаты испытаний горных пород на твердость методом вдавливания штампа на одноосное сжатие и абразивности в интервале глубин 691-3087 м.

Таблица 2.5 - Сводные результаты испытаний горных пород в интервале глубин 691 - 3087 м.

Горная порода	Твердость, МПа	Предел текучести, МПа	Показатель абразивностимг/мин	Класс абразивности
Глина	-	0.6 - 2.4	2-10	I-II
Аргиллиты	4.4-21.0	3.0-18.2	2-18	I-III
Алевролиты	2,9-18.2	2.1-16.4	2-30	I-IV
Песчаники	1.4-23.4	0.9-21.3	10-165	111-VIII

В табл.2.6 представлены категории твердости пород.

Таблица 2.6 - Твердость горных пород

Наименование горных пород	Категория твердости пород
Аргиллиты	V
Песчаники и алевролиты с карбонатно- глинистым цементом	VI
Песчаники и алевролиты с глинистым цементом	V
Алевритовые глины	IV

В табл.2.7 приведены рекомендуемые области применения породоразрушающего инструмента по категориям твердости и абразивности.

Таблица 2.7 - Область применения породоразрушающего инструмента по твердости и абразивности

Тип долота	Категория твердости пород	Категория абразивности пород
МЗ	111-IV	IV - V
МС	III -IV	111 - IV
МСЗ	IV-V	V-VI
С	III - IV	IV-V
СЗ	IV-V	V-VI

Разбивка геологического разреза месторождений на характерные интервалы буримости приведена в табл. 2.8.

Таблица 2.8 - Интервалы буримости

Характерные интервалы буримости	Номер интервала	I	II	III
	Интервал,м	400-1160	1160-2020	2020-2800
	Категория породы по промысловой классификации	М.МС	МС. С	С
	Стратиграфи-ческий разрез, от-до	Люлинворская - верхнепокурская	нижнепокурская-вартовская	мегионская-юменская

С целью обеспечения условий качественного крепления «хвостовика» и, прежде всего в интервале залегания водогазоносных пластов, рекомендуется, в случае необходимости, перед спуском «хвостовика» производить расширение бокового ствола гидравлическим раздвижным расширителем РРГ-114/146 (Уфимское НПП «Азимут») или осуществлять бурение с одновременным расширением бокового ствола скважины бицентричным долотом У-120х142 SR -544 (У-144х160 SR- 544).

Выбор типоразмера гидравлического забойного двигателя осуществляется, исходя из физико-механических свойств разбуриваемых пород и требуемого момента на валу для их разрушения. Характеристики рекомендуемых гидравлических забойных двигателей приведены в таблице 2.9.

Диаметр СБТ выбираются 73 мм и 89 мм, а УБТ (гладкостенных или спиральных) равными 89 мм и 108 мм, соответственно, для скважин с обсадными колоннами диаметром 146 мм и 168 мм.

Рекомендуемые размеры СБТ приведены в таблице 2.10, а УБТ -- в таблице 2.11.

Таблица 2.10 - Размеры бурильных труб с высаженными концами с приваренными замками

Типоразмер замка	Наружный диаметр трубы	Толщина стенки, мм	Тип высадки
ЗП-105-54 ЗП-121-68	73 88,9	9,19 9,35	наружный наружный

Таблица 2.11 - Размеры утяжеленных бурильных труб

Типоразмер соединения	Диаметр, мм	Вес 1 п.м, кг
	наружный	внутренний
I вариант
Для обсадной колонны диаметром 146 мм
NC-26 (2 3/8IF)*	88,9	44,4	36
Для обсадной колонны диаметром 168 мм
NC-31 (2 7/8IF)*	108	50,8	56
II вариант
Для обсадной колонны диаметром 146 мм
NC-26 (2 3/8IF)*	88,9	38,1	40
Зс-73	88,9	38	36,7
Для обсадной колонны диаметром 168 мм
NC-26 (2 3/8IF)*	95	38,1; 44,4	47; 43
NC-31 (2 7/8IF)*	104,8	38,1;44,4;50,8	58; 55; 51
		38,1;44,4;50,8	63; 59; 56
Зс-86	108	50	56,1
З-88	108	38	63

Компоновки низа бурильной колонны (КНБК) выбираются из условия обеспечения реализации проектного профиля бокового ствола с учетом беспрепятственного прохождения их в различных интервалах ствола скважины. Типовые схемы компоновок низа бурильной колонны представлены в Приложение А.

С целью снижения вероятности возникновения осложнения в процессе бурения в связи с проворачиванием компоновки ротором, с учетом опыта бурения горизонтальных скважин диаметром 215,9 мм на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» ТБТ предлагается устанавливать согласно расчетам программы PLANIT. При бурении горизонтального участка ТБТ ставить вслед за забойным двигателем нецелесообразно.

Для скважин с обсадной колонной диаметром 146 мм рекомендуется следующие компоновки:

- при выходе из колонны, бурении интервалов набора параметров кривизны, бурении горизонтального участка-- долото Ш 124 C3-ЦАУ В.204, винтовой забойный двигатель Д0-10б, безопасный переводник, обратный клапан, телеметрическая система, расчетное количество СБТ -- 73 - остальное;

- при бурении интервала стабилизации: долото III 124 СЗ-ЦАУ R 204, винтовой забойный двигатель ДО-106 со стабилизирующим элементом безопасный переводник, обратный клапан, телеметрическая система, расчетное количество СБТ - 73, ТБТ общей длиной 50-100 м, СБТ-73 - остальное;

- при проработке БГС - райбер диаметром 118 мм, калибратор диаметром 123,8 мм, расчетное количество СБТ - 73, ТБТ общей длиной 50-100 м, СБТ - 73 - остальное.

Для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм рекомендуются следующие компоновки:

- при выходе из колонны, бурении интервалов набора параметров кривизны, бурении горизонтального участка- долото Ш 144 C3 ГАУ R203, винтовой забойный двигатель Д0-106, безопасный переводник, обратный клапан, телеметрическая система, расчетное количество СБТ -- 89, ТБТ общей длиной 25 - 50 м, СБТ-89 -- остальное;

- при бурении интервала стабилизации - долото Ш 144 C3 ГАУ R203, винтовой забойный двигатель ДО-106 со стабилизирующим элементом, безопасный переводник, обратный клапан, телеметрическая система, расчетное количество СБТ -- 89, ТБТ общей длиной 25 -- 50 м, СБТ-89 -- остальное;

- при проработке БС -- райбер диаметром 130 мм, калибратор диаметром 144 мм, расчетное количество СБТ -- 89, ТБТ общей длиной 25 50 м, СБТ-89 -- остальное.

Режимы и технология бурения наклонно-направленного и горизонтального участков ствола скважины рекомендуются следующие:

- расход бурового раствора выбирается из условий качественной очистки ствола скважины, а также в зависимости от энергетической характеристики гидравлического забойного двигателя (таблица 2.12).

Таблица 2.12 Рекомендуемый расход бурового раствора

Расход бурового раствора, л/с.	Диаметр колонны, мм	Тип забойного двигателя
	146	168
	Диаметр стальных бурильных труб,мм
	73	89
	Скорость восходящего потока, м/с.
	мини-мальная	расчетная	минимальная	расчетная
6-10	0.9	1.1	0.9	0.9	ДО-106
15.0	-	-	0.9	1.3	Д1-127

Минимально необходимая (критическая)скорость восходящего потока определена в соответствии с рекомендациями.

Осевая нагрузка на долото должна обеспечивать получение максимальной механической скорости и не превышать максимально допустимую величину для данных типоразмеров долот, таблица 2.13.

Таблица 2.13 - Рекомендуемые типоразмеры долот

Диаметр обсадной колонны, мм	Типоразмер долота	Допустимая нагрузка, т
наружный	внутренний
146	126-132	III 120,6 СЗ-ЦАУ R-173 III 124 СЗ-ЦАУ R-204 У-120х142 SR-544 III-123,8 SRТ-20 III-123,8 SRТ-1	9 11 8 11 8,5
168	150-154	III 144 СЗ-ГАУ R 203 У-120х142 SR-544 У-144х160 SR-544	14 8 9,5

НЦ-3 производства Волгоградского завода оснащенную буровым насосом НБТ 235/40). Техническая характеристика насосных систем фирмы «Гарднер Денвер» приведены в таблице 2.15.

Таблица 2.15 Насосная система установки Карвелл («Гарднер Денвер»)

Диаметр цилиндровых втулок, мм	Число двойных ходов в минуту	Допустимое давление, МПа	Производи-тельность м3/с
102	50 100 150 175	28,1 24,3 16,2 14,1	0,004117 0,00822 0,01233 0,01438
127	50 100 150 175	28,1 15,6 10,4 8,9	0,006433 0,01287 0,0193 0,02252
152	50 100 150 175	27,1 10,8 7,2 6,2	0,00926 0,01853 0,02779 0,03242

В качестве очистного оборудования предлагается использовать вибросито, илоотделитель или импортные ситогидроциклонные установки.

Технология бурения интервала набора параметров кривизны и горизонтального участков БС рекомендуется следующая:

- спустить компоновку, предназначенную для выхода из колонны, на 5-10 м ниже прорезанного интервала и восстановить циркуляцию промывочной жидкости при малой подаче насоса.

- в процессе промывки скважины сделать замер параметров бурового раствора и в случае их отклонения от проектных значений, произвести обработку химическими реагентами.

- при прохождении «окна» с целью недопущения заклинки бурильного инструмента следить за его посадками.

- произвести ориентирование двигателя-отклонителя с помощью телеметрической системы.

- приработать долото в течение 5-15 минут с нагрузкой 5 кН и продолжить дальнейшее углубление скважины на режимах, приведенных в таблице 2.14.

После отхода от основного ствола скважины на 3-4 м перед каждым очередным наращиванием бурильного инструмента для устранения возможных осложнений, уступов, посадок и затяжек провести проработку пробуренного интервала с вращением ротора. Если фактическая интенсивность набора параметров кривизны превышает проектную, необходимо чередование ориентировочного и неориентировочного (с вращением ротора 50-60 мин-1) режимов бурения. При этом угол перекоса забойного двигателя не должен превышать 1 град. 40 минут.

Допускается бурение участков стабилизации и горизонтального забойным двигателем с углом перекоса 1 град. 40 минут (с вращением ротора 50-80 мин-1). При этом в случае необходимости, корректируются параметры кривизны.

Это позволяет сформировать плавную траекторию ствола скважины, а также улучшить вымывание шлама и снизить вероятность возникновения осложнений.

При завершении долбления ствол скважины промывается в течение одного цикла с одновременным расхаживанием бурильного инструмента на длину ведущей трубы и выравниванием параметров бурового раствора до проектных значений.

После достижения проектного забоя скважины прорабатывается от интервала забуривания до забоя компоновкой, включающей райбер диаметром 118 мм, калибратор диаметром 123,8 мм, расчетное количество СБТ -73, ТБТ-89, СБТ-73 остальное с одновременным вращением ротора со скоростью не более 80 мин-1.

В случае необходимости при проработке бокового ствола допускается установка в КНБК двух калибраторов.

С целью недопущения забуривания нового ствола при проработке инструмент подается непрерывно с равномерной нагрузкой 20-30 кН. Скорость проработки устанавливается в зависимости от сложности прорабатываемого интервала. Перед спуском бурильного инструмента проверяется качество сборки забойного двигателя согласно правилам его эксплуатации.

При каждой смене долота производится его тщательный осмотр. Проверяются шаблонами наружные диаметры калибрирующих и стабилизирующих элементов КНБК. При необходимости производят смену с последующей проработкой интервала последнего долбления.

В процессе углубления скважины постоянно ведется наблюдение за количеством выносимого шлама. В случае прекращения выноса шлама или уменьшения его количества углубление забоя необходимо прекратить, а скважину промыть в течение одного цикла с расхаживанием инструмента.

В случае появления посадок или затяжек бурильного инструмента при проведении спускоподъемных операций (СПО) необходимо проработать зоны сужения до их полного устранения. Особое внимание уделять прохождению компоновкой низа бурильной колонны интервала забуривания.

Запрещается оставлять бурильный инструмент в скважине без движения и циркуляции более 5 мин.

Перед спуском «хвостовика», после проработки ствола, скважину промыть в течение двух циклов с выравниванием параметров бурового раствора до проектного значения.

2.6 Промывочные жидкости

При бурении БС к технологии промывки предъявляются следующие требования:

- способность промывочной жидкости к выносу на поверхность металлических опилок (стружки) во время фрезерования секции («окна») в обсадной колонне;

- сохранение устойчивости ствола скважины;

- обеспечения выноса шлама и недопущение прихвата бурильного инструмента;

- создание крутящего момента ГЗД;

- сохранение коллекторских свойств при вскрытии и бурении продуктивного пласта;

- экологическая безопасность применяемых растворов и химреагентов.

Промывка при строительстве БС разделяется на несколько этапов, включающих:

- глушение скважины солевым раствором;

- вырезание секции («окна») в обсадной колонне на солевом растворе;

- забуривание и бурение бокового ствола до горизонтального участка;

- бурение эксплуатационного горизонтального участка.

При вырезании секции колонны расход промывочной жидкости должен составлять 10-15 м3/с. В процессе вырезания с целью выноса металлических опилок (стружки) фрезерования колонны рекомендуется приостанавливать через каждые 1-1,5 м. Для качественной очистки промывочной жидкости в компоновку бурильного инструмента необходимо включать металлошламоуловитель. В циркуляционной системе обязательно устанавливать магнитный уловитель металлических стружек.

При смене КНБК перед подъемом инструмента, а также после завершения вырезания секции («окна»), рекомендуется производить промывку скважины в течение 2 циклов. Для полной очистки забоя от обломков цемента, металлических опилок и выбуренной породу предлагается прокачивать 0,5 м пачки промывочной жидкости с уловной вязкостью 80-90 с. Высоковязкая пачка раствора приготавливается из КМЦ и полиакриламида.

Для нейтрализации действия цемента жидкость обрабатывается кальцинированной содой в количестве 0,2 % от объема раствора.

Очистка скважины от шлама определяется в основном, двумя факторами: скоростью восходящего потока и динамическим напряжением сдвига бурового раствора. Длительные промысловые наблюдения позволили установить, что для удовлетворительного гидротранспорта шлама из скважины на дневную поверхность ламинарным потоком в поверхностной системе, достаточно иметь динамическое напряжение сдвига не приводящее к заметному улучшению очистки скважины от шлама. Погрешность в оценке диаметра скважины и размера шлама может приводить к серьезным ошибкам при оценке выносящей способности раствора и достаточности его структурно- механических показателей.

Общими рекомендациями по поддержанию ламинарности потока в интервалах наклонного участка скважины можно считать:

- относительно высокое начальное статическое сопротивление сдвигу, обеспечивающее суспензирование шлама в статических условиях;

- высокие реологические свойства при низкой скорости сдвига, обусловливающие качественную очистку кольцевого пространства ствола скважины.

При забуривание и бурении бокового ствола до продуктивного пласта могут быть рекомендованы рецептуры буровых растворов на основе:

- солевого раствора;

- КМЦ+ГКЖ+ смазочная добавка (СИБ-ЭСТ);

- акриловых полимеров Poly-Кеm-D+КМЦ+НТФ.

Приготовление бурового раствора на основе КМЦ+ГКЖ.:

Свойства раствора:

- плотность, кг/м3 1000-1240

- условная вязкость, с 25-30

- водоотдача, см3/30мин 5-8

- CHC 1/10, дПа 12-бО/27-90

- рH 8-9

Приготовление рецептуры бурового раствора с использованием акриловых полимеров.

Свойства раствора:

- плотность, кг/м3 100-1140

- условная вязкость, с 25-27

- водоотдача, см3 /30мин 6

- CHC 1/10, дПа 10-15/15-20

При необходимости плотность бурового раствора повышается путем ввода утяжелителя (карбонатного наполнителя, мела и т.п.) либо увеличением концентрации солей.

Для вскрытия и бурения продуктивных горизонтальных участков рекомендуется растворы на основе биополимерных систем (например, IKF, FLО-PRO и т.п.)

Биополимерная система ИКАРБ, имеющая в своем составе ХВ полимер, обеспечивает высокий уровень сохранения коллекторских свойств. Компоненты системы подобраны особым образом, что позволяет получить растворы с минимальной фильтрацией и уникальными реологическими свойствами. При высоких градиентах сдвига (истечение из насадок долота, движение в гидроциклонах и т.д.) эффективная вязкость остается минимальной. Подобные реологические свойства позволяют раствору полностью выносить выбуренный шлам из наклонной и горизонтальной частей ствола скважины.

Соли щелочноземельных металлов, входящие в состав раствора, придают ему ингибирующие свойства. Концентрация и тип соли подбирается таким образом, чтобы обеспечить нужную ингибирующую способность фильтрата.

Применение в данной системе мраморной крошки (фракционный состав подбирается с учетом коллекторских свойств пласта) в сочетании с высокомолекулярными полимерами способствует созданию на стенках скважины тонкой малопроницаемой фильтрационной корки, препятствующей проникновению фильтрата раствора на большую глубину.

Состав системы (кг/м3):

- ХВ - полимер 2,5

- PAC ХL/R 3,5

- ИКР 8

- Икбиосайд 11л 0,5

- Карбонатный утяжелитель 100

- Каустическая сода 1

- ИКЛУБ 2,5

- ИКФАК 1

Показатели бурового раствора:

- плотность, кг/м3 1080-1120

- условная вязкость, с 25-35

- водоотдача, см3 /30мин 4-6

- пластическая вязкость, сПз 10-15

- Динамическое напряжение сдвига, дПа 50-80

- рH 8,5-10,5

В качестве дополнительного варианта рекомендуется ингибирующая полимерная система ЭКО ФЛЮИД, имеющая в основе реагенты ИКДЖЕЛЬ, ИКР-Н в сочетании с хлористым камнем.

Состав: кг/м3

- ИКДЖЕЛЬ 20

- ИКР-Н 20

- ИККАРБ 50/75 75

- KCI 50

- ИКРОС 3

- Каустик 4

Показатели бурового раствора:

- плотность, кг/м3 1050

- ДНС, дПа 80

- СНС, дПа 40/60

- водоотдача, см3 /30мин 4

- рН 9

Для получения достаточной и достоверной геофизической информации бурения интервала входа в коридор допуска и наклонного участка БС осуществляется с применением буровых ингибированных (в том числе и минерализованных) растворов, обеспечивающих надежную работу электрических методов геофизических исследований.

Очистка бурового раствора осуществляется оборудованием, входящим в состав циркуляционных систем, например, НЦ-1, НЦ- 2, НЦ-3 и др., а также импортных.

2.7 Расчет проводки бокового ствола с телеметрическим сопровождением, скважина № 3569, куст № 420

Проектные данные:

Глубина пласта по вертикали: 2092,16 м;

Амплитуда стола протера: 66,87 м;

Абсолютная отметка кровли пласта: 2025,29 м;

Параметры «окна»:

- глубина зарезки 2127,0 м;

- зенитный угол 30,62 град.;

- азимут 209,65 град.;

Параметры цели:

- смещение 866 м;

- дирекционный угол 202,7 град.;

- зенитный угол входа в пласт 55 град;

- глубина цели по вертикали 2025,29 град.;

Длина участка бурения после входа в пласт: 100 м;

Магнитное склонение: 17,7 град;

Выполняемые работы:

1. Выполнить расстановку оборудования телеметрической партии на кустовой площадке, установить и закрепить датчики давления, глубины и выключатель «мертвого конца» на буровой установке.

2. Каждый спуск телеметрической системы в скважины производить при достижении проектных параметров бурового раствора согласно плану работ буровой бригады и отсутствии в буровом стволе металлической стружки.

3. Ориентированная установка клин-отклонителя выполняется следующей компоновкой:

- клиновый отклонитель;

- центратор клина-отклонителя;

- телеметрическое оборудование.

Установить отклонитель 90 град. влево, относительно направления ствола скважины на глубине 2133 м.

4. Ориентированное бурение второго ствола скважины с телеметрической системой выполнить в соответствии с проектным профилем;

5. Бурение выполнять компоновкой:

- долото 123,8 мм ;

- калибратор У-123,8 КС;

- забойный двигатель ДО-106 с углом перекоса 1 град.;

- безопасный переводник;

- телеметрическая система;

- СБТ до устья.

6. При проводке бокового ствола после каждого замера выполнять проверку сходимости проектного и фактического профилей, а также полученных данных в программах РС DWD и PLUTO (PLANIT).

7. При недоборе интенсивности в интервалах набора кривизны по согласованию с начальником ИТС и мастером бригады бурения произвести замену забойного двигателя на двигатель с большим углом перекоса

8. В зависимости от фактического профиля второго ствол допускается изменение интервалов набора кривизны и стабилизации по согласованию с геологической службой УЗСБ.

Данные профиля скважины были рассчитаны фирмой SPERREY-SUN DRILLING SERVICES и приведены в таблице 2.16.

Интенсивность пространственного искривления выражается в градусах на 10,00 м. Отход был вычислен по азимуту 199,949 (Ист.) на основе вычислений минимальной кривизны. На измеренной глубине 2559,22 м, смещение забоя равно 783,53 м, азимут 199,949 (Ист.).

Смещение цели - 866 м;

Дирекционный угол - 203,7 град.;

Глубина кровли пласта АС10 по вертикали (абс.) - 2025,29 м;

Глубина цели по вертикали (абс.) - 2030 м;

Глубина конечной точки по вертикал (абс.) - 2047,36 м;

Угол входа в пласт - 80 град.

2.8 Технология вскрытия продуктивного пласта

Одним из основных условий эффективности бурения БС являются применение методов вскрытия продуктивных пластов, обеспечивающих сохранение естественного состояния коллектора и, следовательно, потенциальных добывающих возможностей скважин.

В процессе вскрытия продуктивных пластов бурением производит снижение их естественной проницаемости в результате взаимодействия с буровыми растворами. Степень воздействия факторов, влияющих на ухудшения естественных коллекторских свойств пласта, различна и зависит от физико-химических свойств бурового раствора, пластового флюида, перепада давления в системе «скважина-пласт», коллекторских свойств продуктивного пласта, его литологической характеристики и времени воздействия раствора.

На фильтрационные характеристики коллектора оказывают влияние следующие факторы:

- закупоривание поровых каналов дисперсной фазой растворов и шламов выбуренной породы;

- набухание и диспергирование глинистых минералов, содержащихся в коллекторе;

- тип глинистого минерала, степень его дисперсности, природообменных катионов и свойства фильтрата;

- сужения поровых каналов вследствие образования абсорбционно-гидратных слоев;

- образование в коллекторе устойчивых эмульсий или газовых дисперсий;

- образование твердых нерастворимых осадков в результате химического взаимодействия фильтрата и компонентов растворов с пластовыми флюидами;

- миграция твердых частиц, отрывающихся от поверхности паровых каналов под воздействием фильтратов растворов, по каналам пласта и сужение их проходного сечения при осаждении частиц;

- продолжительность вскрытия продуктивного пласта; количество проникшей в пласт воды.

В настоящее время все существующие типы буровых растворов в большей или меньшей степени ухудшают коллекторские свойства в призабойной зоне пласта (ПЗП). Возможно несколько способов управления процессом формирования ПЗП:

- сохранение естественного состояния ПЗП (вскрытия продуктивного пласта на депрессии или на равновесии);

- изоляция призабойной зоны, которая преодолевается перфорацией;

- временная изоляция, которая затем разрушается (механическим или химическим способом).

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность механической скорости бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью.

Наиболее перспективными для вскрытия продуктивного пласта, в настоящее время являются растворы на основе биополимерных систем (например фирмы IKF, FLO - PRO и т.п).

Вскрытие продуктивного пласта должно проводится в короткие сроки с минимально возможными по времени промывками. Количество СПО должно быть минимальным, наилучшим является вскрытие пласта за одно долбление. Скорость спуска бурильной колонны (не более 1 м/с) должна предотвращать возникновение дополнительных колебаний гидродинамических давлений.

На величину зоны проникновения фильтрата в пласт оказывает влияние перепад между пластовым и забойным давлениями, который при различных технологических операциях может изменяться от минимального, при статических условиях, до максимального, в процессе спуско-подъёмных операций или при интенсивной промывке скважины.

Минимальная плотность бурового раствора при бурении в условиях репрессии на пласт определена требованиями безопасности и зависит от глубины скважины, вида флюида во вскрываемых пластах и коэффициента аномальности пластового давления. Условия разбуривания разнообразны, и для каждой конкретной скважины минимальная плотность рассчитывается с учетом текущей ситуации.

Снижение репрессии на пласт обеспечивает повышение производительности скважин и позволяет вскрыть продуктивную толщу с минимальным нарушением коллекторских свойств продуктивного пласта.

В целом, при рекомендации того или иного бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта следует исходить из того, что степень снижения проницаемости пласта зависит от состава и свойства фильтрата, характеристик коллектора и должна определяться экспериментальными исследованиями в условиях, близких к пластовым.

Существенное влияние на качественное вскрытие участка продуктивного пласта оказывает выбор типа профиля и его фактическая траектория в нефтенасыщенной части залежи.

В продуктивных пластах (однородных и неоднородных) небольшой толщины (10-15 м) целесообразно вписывание горизонтального участка в среднем по толщине части пласта по траектории, параллельной кровле и подошве пласта.

В продуктивных пластах мощностью более 20 м проводка горизонтального участка может быть осуществлена также по выпуклому профилю.

Пласты целесообразно вскрывать волнообразно, когда толщина пласта и прослоев меняется по площади, продуктивный разрез недостаточно устойчив, а в непосредственной близости над ним залегают породы, требующие надежной изоляции обсадными трубами с цементированием. Вскрытие пласта параллельными или пологонаклонным стволом может оказаться нецелесообразно.

Волнообразный профиль рекомендуется применять при отсутствии в кровле и подошве активных водоносных, газоносных и поглощающих пластов.

В условиях слоисто-неоднородных пластов небольшой толщины, при переслаивании песчаников с глинами, эффективнее пересекать продуктивный пласт пологонаклонным горизонтальным стволом от кровли до его подошвы.

Протяженность и форму горизонтального участка следует уточнять по мере накопления статистического материала и выявления степени точности работы КНБК для локальных участков месторождения.

2.9 Заканчивание скважин

Основными вариантами заканчивания БС является создание эксплуатационного забоя открытого типа. В скважину спускается хвостовик с пакерующим элементом (пакером типа ПДМ, надувным пакером, манжетой и т.п.) и фильтровой частью в интервале эксплуатационного горизонтального забоя.

Пакерующий элемент устанавливается над кровлей продуктивного пласта, обеспечивая возможность крепления «хвостовика» и изоляции выше лежащих проницаемых горизонтов, включая водогазоносные пласты, а также сохранность эксплуатационного объекта от воздействия цементного раствора.

Фильтровая часть «хвостовика» может быть щелевыми (перфорированными).

Расстановка фильтров рассчитывается, исходя из коллекторских свойств эксплуатационного объекта и обеспечения необходимой пропускной способности гидродинамических каналов, в соответствии с потенциальной продуктивностью пласта.

Фильтрирующие элементы «хвостовика» центрируются жесткими центраторами соответствующего размера. В интервале пакерующего элемента с целью обеспечения качества крепления колонны устанавливаются центраторы турбулизирующего типа.

Фильтровая часть оборудуется специальными заглушками, обеспечивающими герметичность фильтровой части и возможность осуществления технологических промывок во время спуска «хвостовика».

В интервале продуктивного пласта помещаются специальные перфорационные среды (ИЭР и др.), обеспечивающие предотвращения загрязнения эксплуатационного забоя в процессе заканчивания скважин. Перфорационная среда заканчивается в интервал продуктивного пласта в процессе цементирования «хвостовика».

Рекомендуемые составы перфорационных жидкостей приведены ниже:

Состав перфорационных сред:

1). КПС-1 (%, объемы.):

- водный раствор хлористого натрия -96,5%;

- реагент СПК -3,5%.

2) КПС-1М (%, вес.):

- водный раствор хлористого натрия -97%;

- ПАВ (сульфонал, РАС, ПКД) -1%; нитрилотриметилфосфатная кислота (НТФ) -2%.

3) КПС-2 (%,объемы.):

- гликоль -75%;

- соляная кислота (конц. 20-24%) -10%;

- ортофосфорная кислота (конц. 70-100%) -1,5%.

4) ИЭР (%, объемн.):

- нефть -52-36%;

- водный раствор хлористого кальция плотностью 1300 кг/м - 43-59%;

- эмультап -3%;

- ГКЖ-10 -2%.

После спуска подвести и крепление «хвостовика» производится разбуривание пробки муфты манжетного цементирования и сбитие заглушек на ФГС-101,6 мм с применением малогабаритных объемных двигателей Д1-154, Д-75, Д-43, установки «гибкая труба» или комбинированной компоновки бурильных (насосно-компрессорных) труб.

Размеры бурильных труб для проведения технологических операций в «хвостовике» диаметром 101,6 мм приведены в таблице 2.17.

Таблица 2.17 - Размеры бурильных труб

Типо-размер замка	Диаметр ниппеля и муфты, мм	Диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм
	Наружный	Наименьший внутренний	Наружный	Внутренней высадки
3-50 ЗП-86-44	65 86	28 44	50 60	28 44	5,5 7,11

В случае, когда горные породы являются устойчивыми, применяется конструкция эксплуатационного забоя открытого типа. Компоновка «хвостовика» при данной конструкции забоя включает следующие элементы:

- надувной пакер гидравлического действия, устанавливаемый над кровлей продуктивного пласта;

- расчетное количество обсадных труб;

- подвесное устройство гидравлического действия и механический пакер, устанавливаемый на 50 м выше вырезанного «окна».

При бурении нескольких боковых стволов из одной скважины для подвески и крепления «хвостовиков» применяется внутрискважинное оборудование фирмы «Бейкер Хъюз».

При необходимости, обусловленной геолого-физическими характеристиками пласта, условиями его залегания, неизбежностью или высокой степенью вероятности пересечения водогазоносных горизонтов, создается конструкция эксплуатационного забоя закрытого типа.

Осуществляется сплошное цементирование «хвостовика». В интервале эксплуатационного забоя, а также водогазоносных пластов «хвостовик» обязательно цементируется.

После ОЗЦ производится промывка забоя скважины и при необходимости замена жидкости в скважине. Осуществляется необходимый комплекс геофизических исследований, после чего проводится подготовка к вторичному вскрытию пласта. Устье скважины оборудуется малогабаритным превентором и опрессовывается совместно с колонной.

Закачка перфорационной среды (К11С-1, KHC-1М) возможна в процессе цементирования «хвостовика» или в процессе освоения при промывке забоя перед вторичным вскрытием пласта.

Объем перфорационной среды выбирается из условия заполнения «хвостовика» на 100-150 м выше интервала перфорации. Вторичное вскрытие плата производится малогабаритными перфораторами типа ПРК-42С, ПКР-54С. ПКТ- 50, ПКТ-73 на «гибкой трубе» или на насосно-компрессорных трубах, жестком геофизическом кабеле. Рекомендуется перфорацию осуществлять в условиях депрессии на пласт. Плотность перфорации зависит от геолого-физической характеристики продуктивного пласта и характеристик перфораторов.

Технические характеристики рекомендуемых перфораторов приведены в таблице 2.18.

Вызов притока производится пенной системой или методом компрессирования азотной установки ПАКК-9/160, свабированием, УГАС с обязательным проведением гидродинамических исследований скважин.

По согласованию с геологической службой НГДУ, вызов притока допускается производить механизированным способом.

Величина депрессии на пласт выбирается с учетом конкретных геолого-физических характеристик пласта, степени загрязнения его в процессе вскрытия и ограничений по допустимому перепаду давления в зоне эксплуатации объекта.

В начальный период эксплуатации (в течение шести месяцев) рекомендуется осуществлять гидродинамические исследования БС на установившемся и нестационарном режимах течения жидкости с целью определения гидродинамических параметров пласта (продуктивности, гидропроводности), оценки состояния околоствольной зоны продуктивного пласта, сопротивлений в фильтре скважины (скин-фактора).

По результатам этих исследований определяется влияние технологических параметров заканчивания скважин на добывные возможности эксплуатационного объекта и производится корректировка применяемой технологии.

2.10 Промысловые геофизические работы

После окончания бурения бокового ствола проводятся промысловые геофизические исследования.

Метод исследований в эксплуатационной колонне, в открытом и обсаженном боковом стволе приведены в таблице 2.19.

Таблица 2.19 - Геофизические методы исследований

Методы исследований	Эксплуатационная колонна (основной ствол)	Боковой ствол
		Открытый ствол	Обсаженный ствол
Инклинометрия (гироскопа)	+		+
Гамма-каротаж	+	+	+
Методы исследований	Эксплуатаци-онная колонна (основной ствол)	Боковой ствол
		Открытый ствол	Обсаженный ствол
Компенсационный нейтронный каротаж	+*	+	+**
Локатор муфт	+		+
***Индукционный каротаж и ПС		+
****ВИКИЗ+ПС или ВЭМКЗ		+
Акустическая цементометрия	+		+
Геолого-технологические исследования с газовым каротажем		+
Термометрия, скваженная термокондуктивная дебитометрия, резистивиметрия, гамма-гамма плотнометрия	+
*****Гамма-каротаж		+
Перфорация			+

Примечание:

* - обязателен в нефтегазовых залежах для выявления газовых перетоков;

** - повторный замер РК на газ для нефтегазовых залежах не ранее, чем через 15 дней после спуска колонны;

*** - выполняется в скважинах с углом отклонения от вертикали не более 52 град.;

**** - выполняется в скважинах с углом отклонения от вертикали более 56 град.;

***** - проводится в скважинах, где установлены фильтры.

2.11 Эффективность восстановления скважин методом бурения бокового ствола в НГДУ «ЛН» (за 5 лет)

Зарезка и бурение боковых стволов. Данный вид ремонта применяется на обводненных и бездействующих скважинах с целью интенсификации системы разработки месторождения и вовлечения недренируемых запасов нефти. Работы ведутся силами подрядчика: Самарским УПНПиКРС. Для бурения боковых направленных и горизонтальных стволов привлекается ИТС УЗБСКиКРС. Выполнение плановых показателей приведено в таблице 2.20. Технологическая эффективность бурения вторых стволов, как за 2003 год, так и за 5 лет приведено в таблице 2.21.

Таблица 2.21 - Основные показатели скважин с боковыми стволами.

Год запуска	Количество	Среднесуточная добыча	Добыча с начала запуска, тонн Всего, на 1скв	Полный цикл бурения, час
		Q, м3/сут Всего, На 1скв.	Q, т/сут Всего, На 1скв.	Обв., %
1998	4	296 74	37,9 9,5	85,6	68558 17140	1194,1
1999	13	1029 103	150,8 15,1	83,5	213310 16408	1340,8
2000	29	2165 75	145,2 5,0	92,5	214991 7413	1467,7
2001	59	2690 46	341,4 5,8	85,7	435472 7381	1430,4
2002	60	3176 53	601,4 10,0	78,7	411598 6860	1464,0
2003	64	3186 50	849,4 13,3	70,0	162798 2544	1321,1
Всего	229	56	9,5	81,0	1506727 6580

Мы видим, что добыча с начала запуска составила 1506727 тонн.

Данные по добыче и дополнительной добыче за счет бурения боковых стволов в 2003 году приведены в таблице 2.22.

3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Организационная структура ЦКРС

Существуют следующие виды организационных структур управления: линейная, функциональная, линейно-функциональная, линейно-штабная и программно-целевая.

Линейная структура характеризуется непосредственным воздействием руководителя на управляющее звено по всем функциям управления. Ему подчинены руководители и исполнители нижестоящих подразделений, а он подчинен вышестоящему начальнику. Линейная структура обеспечивает полное выполнение принципа единоначалия, повышает ответственность каждого руководителя за конечные результаты труда в его подразделении. Но вместе с тем требует от руководителя глубоких и разносторонних знаний, что при большом объеме производства и его сложности ограничивает использование такого принципа построения организационной структуры управления.

При функциональной структуре общее руководство осуществляется линейным руководителем через руководителей функциональных органов. При этом руководители специализируются по отдельным управленческим функциям.

Стремление избежать недостатков присущих линейным и функциональным структурам в их чистом виде, привело к появлению смешанных структур, примером которых является линейно-функциональная (или линейно-штабная) структура управления. Эта структура получила наибольшее распространение в управлении машиностроительными предприятиями. Она состоит в том, что линейные руководители осуществляют свою деятельность на принципах единоначалия, но для обеспечения необходимой компетентности управленческих решений при руководителе создаются функциональные подразделения (отделы, бюро, группы), которые возглавляют ведущие специалисты в определенных областях. Они выступают в качестве помощников руководителя по отдельным функциям управления, готовят решения, но принимает их руководитель -- единоначальник подразделения. Преимуществом этой является повышение качества принимаемых решений и соблюдение принципа единоначалия, а недостатки состоят в тенденции к разбуханию штатов функциональных служб, к их отрыву от проблем, наиболее важных для исполнителей.

На рисунке 3.1 представлена организационная структура ЦКРС № 1 ОАО «УПНП и КРС», ниже описаны обязанности отдельных работников.

Таким образом, начальник цеха осуществляет руководство производственно-хозяйственной деятельностью цеха, обеспечивая выполнения персоналом цеха приказов и указаний руководства. Осуществление своевременного выполнения запланированных мероприятий. Обеспечение соблюдения работниками цеха трудовой дисциплины. Организует и осуществляет контроль за состоянием условий труда. Осуществляет своевременное выполнение запланированных мероприятий.

Ведущий инженер обеспечивает выполнение плановых заданий по капитальному ремонту скважин. Контролирует обеспечения бригад KPС спецтехникой, ее распределением и использованием. Обеспечивает правильную организацию и безопасное ведения технологических процессов. Проведение работ по внедрению новой техники, технологии. Осуществление контроля за проведением инструктажей для рабочих.

Инженер I категории обеспечивает строгий контроль за соблюдением технологии ремонта скважин, кислотной обработки призабойной зоны, технологическими регламентами. Составляет технологический план на проведение капитального ремонта скважин. Обеспечивает своевременный входной и выходной контроль за химреагентами. Внедряет в производство эффективные методы повышения нефтеотдачи пластов.

Геолог I категории обеспечивает выполнение геологического комплекса работ в процессе ремонта скважин. Присутствует при производстве прострелочно-взрывных работ на скважине. Составляет сводные геологические и геофизические отчеты. Осуществляет контроль по организацией и безопасному ведению работ при исследовании скважин, за проведением промыслово- геофизических работ.

Геологи участвуют в разработке планов по капитальному ремонту скважин, промыслово-геофизических работ. Обеспечивают выполнение геологического комплекса работ в процессе ремонта скважин. Анализ материалов исследований в процессе ремонта скважин. Организуют сбор и анализ информации для проведения геологических работ. Составляют недельные графики для работ партии ЛУГР.

Механик обеспечивает правильную и безопасную эксплуатацию оборудования и механизмов, инструментов и приспособлений. Осуществляет контроль за соблюдением «Правил технической эксплуатации оборудования и инструментов». Обеспечивает выполнение графиков ППР и капитального ремонта оборудования. Составляет месячные и годовые заявки на оборудование и инструменты, запасные части и другие материально-технические ресурсы.

Инженер по охране труда и технике безопасности осуществляет контроль за соблюдением на объектах правил и норм безопасности, производственной санитарии. Осуществляет также периодические проверки условий труда в цехе. Контролирует за своевременностью и качеством обучения работающих безопасным методам работы. Осуществляет проверки знаний к работников цеха. Участвует в расследовании производственного травматизма. Анализирует ежемесячное общее состояние условий труда бригады, а также нарушений правил и норм безопасности.

Инженер по нормированию труда производит расчет фонда оплаты труда по установленным нормативам. Ведет учет и анализ заработной платы по профессиям. Ведет учет и отчетности по бригадам. Проводит хронометраж и фотографии с целью изучения и анализа использования рабочего времени. Оформляет документ на выплату премий, надбавок, доплат.