2.1. Новые стволы из ранее пробуренных скважин должны буриться на хорошо изученных участках нефтяных месторождений.
2.2. При определении скважин, подлежащих восстановлению, должна быть произведена тщательная геологическая и экономическая оценка этих работ исходя из величины извлекаемых запасов и предельного начального дебита.
2.3. При вскрытии проектных объектов необходимо стремиться к тому, чтобы новый ствол скважины проходил на участках пласта с максимальной нефтенасыщенностью или в случае бурения горизонтального ствола траектория ствола определяется толщиной пласта и наличием средств контроля и измерения параметров ствола.
2.4. После проведения геофизических исследований определяется экономическая целесообразность метода восстановления индивидуально для каждой конкретной скважины.
Скважины, подлежащие восстановлению, делятся на три категории:
скважины, в которых бурение стволов и ответвлений производится после вырезания «окна» или удаления части эксплуатационной колонны;
скважины, в которых бурение стволов и ответвлений производится после извлечения части эксплуатационной колонны;
скважины, в которых производится углубление забоя из существующей эксплуатационной колонны.
2.5. Если цемент за колонной ранее пробуренной скважины не поднят до устья, а продуктивные горизонты разобщены, то свободная часть колонны, определенная прихватоопределителем, отворачивается, обрывается геофизической торпедой или отрезается гидравлическим труборезом.
2.6. Вскрытие «башмака» эксплуатационной колонны и очистка забоя от металла производятся известными способами в зависимости от конструкции «стоп-колец» и обратных клапанов в каждой конкретной скважине.
2.7. Если продуктивные, проницаемые, водоносные пласты не разобщены и эксплуатационную колонну в этих интервалах поднять невозможно, то изоляция этих пластов производится по отдельному плану через спецотверстия.
2.8. Строительство дополнительного ствола или ответвлений осуществляется по рабочему проекту.
2.9. Для выбора скважин, подлежащих восстановлению, необходимо иметь следующую информацию:
дату ввода скважины в эксплуатацию;
дату перевода скважины в бездействующий фонд и причины ликвидации скважины;
текущий и накопленный дебит скважины, метод эксплуатации;
конструкцию скважины, технические характеристики эксплуатационной колонны;
методы интенсификации добычи, виды обработки призабойной зоны, их результаты (фактические и планируемые);
данные исследования пласта для определения остаточных запасов нефти;
возможные осложнения при эксплуатации скважины;
характеристику добываемой жидкости (нефть, вода, их соотношение в %);
характеристику водогазонефтяного контакта;
температуру и давление на забое скважины;
мощность продуктивного горизонта, глубины «кровли-подошвы»;
геологическую информацию о скважине - типовой ГТН, особенности проводки скважины (нефтегазоводопроявления, потери циркуляции, литология продуктивной зоны и интервала до 500 м выше продуктивной зоны, углы наклона пластов, коллекторские свойства пластов);
инклинометрическую информацию о фактической траектории ствола скважины;
состояние эксплуатационной колонны;
наличие и прочность цементного камня за обсадной колонной.
2.10. Технология строительства дополнительного ствола и ответвлений предусматривает:
выбор наземного оборудования;
определение оптимальной глубины интервала забуривания ствола;
предварительный расчет длины участка обсадной колонны, подлежащего вскрытию;
выбор режимных параметров вскрытия обсадной колонны;
расчет установки цементного моста;
расчет проектного профиля и конструкции ствола и ответвлений;
расчет отклоняющих и неориентируемых компоновок бурильного инструмента для забуривания ствола;
выбор способа и технических средств ориентирования отклоняющей компоновки и контроля параметров ствола скважины;
выбор режимных параметров забуривания и бурения нового дополнительного ствола и ответвления;
заканчивание скважины.
2.11. Применение технологии забуривания дополнительного ствола обеспечивает:
забуривание ствола в интервале вырезанного участка обсадной колонны диаметром от 140 мм с цементного моста на глубине до 3500 м;
максимальную интенсивность изменения зенитного угла ствола скважины;
свободный пропуск в дополнительный ствол бурильного инструмента, геофизических приборов, отклоняющих компоновок бурильной колонны, «хвостовика», фильтра, пакеров и т.п.;
безопасность бурения, крепления и последующей эксплуатации скважины.
2.12. Технологический процесс включает следующие операции:
а) подготовку скважины к забуриванию:
отсечение нижерасположенной части эксплуатационной колонны путем установки цементного моста (мостовой пробки) или пакера;
опрессование обсадной колонны;
шаблонирование эксплуатационной колонны;
определение местоположения муфтовых соединений обсадной колонны;
б) вырезание «окна» или участка обсадной колонны необходимой длины;
в) установку клинового отклонителя или цементного моста в интервале вырезанного участка обсадной колонны;
г) забуривание ствола;
д) бурение ствола в заданном направлении;
е) крепление дополнительного ствола и ответвлений.