какие меры можно предпринять если наблюдается поступление газа в скважину при наращивании

Добыча нефти и газа

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

ПОСТУПЛЕНИЕ ГАЗА В СКВАЖИНУ ПРИ БУРЕНИИ

При бурении глубоких скважин нельзя исключить возможность газо-нефтеводопроявлений (ГНВП), которые являются одним из самых распро­страненных видов осложнений. ГНВП нередко заканчиваются нерегули­руемыми фонтанами пластовых флюидов, что часто приводит к гибели скважин и оборудования, а также потерям углеводородного сырья.

Проникновение газа в буровой раствор приводит к изменению его свойств. Вязкость и статическое напряжение сдвига буровых растворов возрастают, что в значительной степени затрудняет проведение профилак­тических мероприятий по их дегазации. Поступление газа в скважину вы­зывает падение плотности буровых растворов. Увеличивается разница плотности истинной и кажущейся, вследствие чего буровые растворы утя­желяют, хотя это не вызывается технологическими и геологическими усло­виями и может привести к поглощению раствора с последующим сниже­нием противодавления на пласты.

При низких значениях вязкости и статического напряжения сдвига наблюдается «кипение» бурового раствора в скважине и желобной сис­теме.

Следствием поступления газа в скважину может явиться перелив бу­рового раствора с последующим выбросом и фонтанированием; 4%-ное га-

зонасыщение бурового раствора приводит к понижению коэффициента подачи насоса на 12—19 %.

Газовые выбросы далеко не всегда могут быть замечены в своем раз­витии. Падение противодавления на пласт происходит постепенно, без ви­димых на устье скважины изменений, и после наступления «неустойчивого равновесия» возможен выброс с последующей работой пласта без проти­водавления.

Отмечены случаи газирования бурового раствора во время остановок скважины без промывки в течение более 1 ч, а также возникновения от­крытого фонтанирования скважин при подъеме инструмента.

Для предупреждения ГНВП повышают плотность бурового раствора из того расчета, что давление его столба должно быть выше пластового. Ниж­ний предел превышения забойным давлением пластового ограничен техни­ческими нормами, а верхний — нет. Опасаясь ГНВП, буровики, как прави­ло, стараются не рисковать и чрезмерно утяжеляют буровой раствор. В не­которых районах репрессия на пласты составляет 7 — 15 МПа и более. При­нятие таких мер при проводке скважин приводит к снижению скорости их бурения, росту опасности возникновения прихватов бурильной колонны, поглощениям бурового раствора, закупорке коллекторов и, как следствие, к снижению эффективности геологопоисковых и буровых работ, повышению их стоимости и другим негативным явлениям.

Практика буровых работ в нашей стране и за рубежом показывает, что повышение эффективности глубокого бурения связано с понижением репрессии на разбуриваемые пласты, а также с уменьшением содержания частиц выбуренной породы, в том числе коллоидных, в буровых растворах.

Необходимо иметь в виду, что безопасное ведение работ предполагает совершенствование мер безопасности, основными из которых являются:

прогнозирование пластового (порового) давления на всех стадиях про­ектирования и строительства скважин;

разработка надежных методов проектирования конструкций скважин;

разработка и производство надежного устьевого оборудования — пре-венторов, дросселей, сепараторов, дегазаторов, запорной арматуры и др.;

создание технических систем для обнаружения флюидопроявлений на ранней стадии их возникновения;

разработка более совершенных методов расчета изменения забойного давления при бурении, спускоподъемных операциях, а также во время дли­тельных остановок;

разработка и внедрение способов и технических средств ликвидации проявлений.

Источник

Какие меры можно предпринять если наблюдается поступление газа в скважину при наращивании

Газонефтеводопроявления, являсь самым распространённым видом осложнений в глубоком нефтегазовом бурении, довольно часто заканчиваются фонтанами пластовых флюидов. Это приводит к потере скважин, оборудования и углеводородного сырья.

Попадание газа в промывочную жидкость ведет к изменению ее параметров и свойств, увеличивает значения условной вязкости и СНС, что в свою очередь затрудняет процесс ее дегазации. Помимо этого, загазирование промывочной жидкости ведет к уменьшению удельного веса, и увеличению разности между истинной и кажущей плотностями; появляется необходимость в утяжелении раствора.

Как следствие от поступления газа в скважину может быть перелив, с последующим выбросом. Газонасыщение промывочной жидкости до значения в 4%, ведет к снижению производительности буровых насосов до 20%. Бывают случаи газирования промывочной жидкости при прекращении циркуляции на время более 1 часа.

Иногда, этап развития выброса может остаться незамеченным, когда происходит постепенное падение противодавления на пласт, без видимых изменений на устье. В таком случае со временем наступает «неустойчивое равновесие», с последующим выбросом.

Для того, чтобы предупредить ГНВП, необходимо увеличивать удельный вес промывочной жидкости, из расчета превышения пластового давления гидростатическим. При этом существует нижний предел избыточного давления, который ограничен техническими нормами. Верхний предел избыточного давления неограничен, в результате чего часты случаи перестрахования и чрезмерного утяжеления промывочной жидкости. Необоснованное увеличение удельного веса приводит к падению механической скорости бурения, возникновению прихватов, поглощениям, закупорке коллекторов и иным негативным явлениям.

Основываясь на мировой практике, рост эффективности буровых работ связан с уменьшением репрессии на пласты, уменьшением содержания твердой фазы, в том числе и коллоидных частиц.

Основные меры безопасности, которые предполагают безопасное ведение работ:
– прогноз пластового давления;
– разработка надежной конструкции скважины (смотреть);
– разработка, производство и применение надежного противовыбросового оборудования;
– использование современных систем для определения ранних стадий флюидопроявления;
– использование способов и средств для ликвидации ГНВП.

Источник

Газонефтеводопроявление (ГНВП)

К работам на скважинах с возможным ГНВП, допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку.

Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и ремонте скважин должны быть скоординированы с рабочими проектами, с системами оперативного производственного контроля, с программами подготовки рабочего персонала. Должен быть составлен план ликвидации аварий.

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.

Эффективный контроль ГНВП обеспечивают внешние датчики давления, плотности и объема рабочей жидкости.

Действия при появлении признаков ГНВП:
— прекратить добычу нефти из проблемной скважины и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.
— выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины,
— информировать о ситуации АУП
— устранение ГНВП силами бригады специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.

Методы устранения ГНВП:
— ступенчатое глушение скважины.
Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва на уровне башмака.
При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие дросселя для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления воды или газа в колонну на глубине.
За счёт кратковременности пика давления производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины.
Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.

— ожидание утяжеления скважины.
После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью.
При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить ГНВП и всплытие флюида на поверхность.

Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет предотвратить развитие осложнений, простоев в работе и финансовых потерь.

Источник

Пояснение к газопоказаниям по скв№122

(куст №5, площадь Южно-Терехевейская)

2. Ввод смазывающих добавок на основе УВ на глубинах 1399,0м. и 1736,5м. в объёме 3м 3 нарушает корректность показаний по газу.

06.12.2010 г. Геолог партии ГТИ ООО «Геотех – 2»: /Гришатов А.В./

Глава 8 Газовый каротаж

Состав и фазовое состояние пластового газа.

Газ, содержащийся в горной породе, может находиться в свободном (газообразном) и растворенном во флюиде состоянии. Причем с увеличением давления растворимость газа увеличивается, и величина газового фактора может достигать значительных размеров. Некоторые из флюидов, которые в условиях земной поверхности жидкие, под воздействием давления и температуры (пластовых условиях) переходят в газообразное состояние.

Состав газа, содержащегося в пластах и растворенного во флюиде, различен. Это углеводороды, азотистые, углекислые, сероводородные и некоторые другие соединения. Все газы подразделятся на горючие и негорючие. Горючие газы регистрируются детекторами, использующими для анализа принципы горения, например хроматографами, каталитическими газоанализаторами, а негорючие могут регистрироваться масс-спектрографами.

Механизмы поступления газа в буровой раствор.

Различают несколько механизмов поступления газа в буровой раствор.

Ø при разбуривании горных пород. Этот механизм является основным и на нем построен газовый каротаж. Теоретические основы поступления газа из пласта при бурении очень подробно рассмотрены Чекалиным Л.М. в своей монографии. Кратко это звучит так, несмотря на опережающую фильтрацию, часть газа, находящегося в порах горных пород, остается и при разрушении попадает в буровой раствор. Часть газа, находящегося в шламе под пластовым давлением, по мере снижения давления при подъеме к поверхности, переходит из шлама в буровой раствор (дегазируется).

Ø фильтрационный. В этом случае газ из пласта в буровой раствор проникает вместе с флюидом. Эта ситуация возникает, когда давление в скважине снижается до значений ниже пластовых давлений, и флюид начинает поступать из пласта в скважину. Это ситуация свабирования, когда при резком подъеме инструмента в поддолотном пространстве возникает разрежение, это когда плотность бурового раствора ниже градиента пластовых давлений (вскрытие зоны с АВПД, раствор, не соответствующий РТК, и так далее).

Ø Диффузионный. Газ, оттесненный в пласт во время и после вскрытия, вследствие большой разницы в концентрациях в пласте и скважине, начинает диффундировать через стенки скважины, причем повышенной диффузионной способностью обладают легкие газообразные компоненты. Процесс диффузии происходит постоянно, просто во время циркуляции объем диффузионного газа настолько незначителен, что им можно пренебрегать. Во время остановок циркуляции диффузионный газ начинается концентрироваться в интервалах, расположенных напротив пласта, постепенно поднимаясь вверх по стволу скважины, за счет сил гравитации. Объем диффузионного газа зависит от продолжительности остановки циркуляции, количества газа в пласте и диффузионной проницаемости пород.

Газовый каротаж в процессе и после бурения.

Газовый каротаж основан на изучении количества и состава газа, попавшего в буровой раствор из разбуриваемых или вскрытых скважиной пластов, содержащих углеводородные газы. Газовый каро­таж используется для выделения нефтегазосодержащих пластов, вы­деления зон АВПД, предупреждения выбросов нефти и газа.

По способу проведения исследований различают газовый каро­таж в процессе бурения и газовый каротаж после бурения. При газовом каротаже в процессе бурения непрерывно изме­ряется суммарное содержание Гсум углеводородных газов и периоди­чески (с дискретностью равной времени одного цикла анализа на хроматографе)- компонентный состав УВГ, попавших в буровой ра­створ из разбуриваемых горных пород. Газовый каротаж после бу­рения включает непрерывное измерение УВГ и периодическое измере­ние компонентного состава газа, попавшего в буровой раствор в результате диффузии или фильтрации УВГ из водо-нефте-газоносных пластов при простое скважины. Для количественной интерпретации должны использоваться результаты исследований бурового раствора и шлама методом Термо-Вакуумной Дегазации (ТВД).

Оперативная интерпретация результатов газового каротажа в процессе бурения проводится в следующей последовательности.

По кривой Гсум. или покомпонентного анализа, регистрируемых непрерывно в функции времени, выделяются аномалийные участки (в 1,5 раза и более выше фоновых значений) и определяется природа газовых аномалий.

При наличии газовой аномалии обусловленной поступлением газа из пласта для каждого метра рассчитываются значения флюидных коэффициентов и определяется относительный состав газа.

Появление газовой аномалии может быть обус­ловлено следующими причинами:

— уменьшением расхода бурового раствора;

— увеличением механической скорости проходки;

— поступлением газа из пласта (разбуриваемого или вышележа­щего) (состояние системы «скважина – пласт», кривая имеет большую ам­плитуду и продолжительность, а после прохождения пласта постепенно уменьшается);

— поступлением газа из глин с аномально-высоким поровым давлением (повышение пористости глин, кривая постепенно увели­чива­ется и стабилизируется на время прохождения зоны);

— поступлением газа в раствор за счет эффекта свабирования (при подъеме бурильной колонны) (или «поршневания», вызов притока из пласта. Аномалии данного типа характеризуются резким всплеском и быстрым затуханием кривой );

— наличием в буровом растворе рециркуляционного газа (плохая очистка и дегазация бурового раствора, кри­вая при этом имеет вид не «пики» или «ступеньки», а более выположенную форму; относи­тельный га­зовый состав – более “тяжёлый”);

Газовые аномалии обусловленные первыми двумя из перечис­ление выше причин, легко распознаются при анализе поведения кривых Q и Т и зависят от величины коэффициента разбавления Е, рассчитываемого по формуле:

— большая длина газовой аномалии, обусловленная вскрытием пласта большой мощности;

— медленное уменьшение или увеличение газопоказаний после прохождения пласта за счет поступления газов из вскрытого пласта (мощ­ность пласта определяется по изменению V и данным анализа шла­ма);

— постепенное увеличение газопоказаний за счет поступления газа из вышележащих пластов.

При разбуривании зон с аномально-высоким поровым давлением наблюдается увеличение газопоказаний, обусловленное повышением пористос­ти глин и возрастанием, в связи с этим, объема газа, поступающего в буровой раствор. Аномалии данного типа характеризуются постепенным увеличением газопоказаний по мере вхождения в зону с аномаль­но-высоким поровым давлением и установившимися повышенными зна­чениями газопоказаний во время прохождения ее,

Повышение газопоказаний бурового раствора, обусловленное поступле­нием в буровой раствор газа свабирования, возникает при резком подъеме бурильного инструмента над забоем скважины при наращива­нии, спуско-подъемных операциях, шаблонировке ствола скважины и т.д.

При подъеме инструмента величина давления на призабойную часть пласта уменьшается за счет эффекта свабирования (поршневания) и в зависимости от скорости подъема инструмента, его компо­новки и параметров промывочной жидкости может быть достаточна для создания депрессии и вызова притока из пласта, подвергающе­гося влиянию свабирования. Газовые аномалии данного типа обычно характеризуются резким выплеском и быстрым затуханием газопоказаний. По­ступление газа в буровой раствор за счет эффекта свабирования может привести к значительному повышению газонасыщенности и даже к выбросу при наличии сальника на бурильном инструменте и резком подъеме инструмента.

Появление газовых аномалий за счет наличия в буровом раство­ре рециркуляционного газа бывает обусловлено плохой очисткой и дегазацией выходящего из скважины раствора, вследствие чего газ, не успевший выделиться в атмосферу, закачивается обратно в сква­жину. Появление аномалий данного типа наблюдается с отставанием на величину полного цикла промывки от момента регистрации преды­дущей газовой аномалии и отличается от нее более выположенной формой амплитуды и более «тяжелым» относительным составом газа.

Рассмотрим эту ситуацию на примере рис 13. В предыдущем рейсе производилось испытание продуктивного пласта, и в скважине осталось большое количество пластового флюида. После спуска инструмента в 10.58 включили циркуляцию, через 95 минут (с учетом остановки циркуляции) на поверхности зарегистрировано появление забойной пачки [1]. Суммарные газопоказания достигли 10%. Дегазатор не включался, забойная пачка не отсекалась и попала в емкость, через 2 часа 12 мин (с учетом остановки циркуляции) началось увеличение газопоказаний с меньшей амплитудой более размазанной по времени [2]. Через цикл опять началась аномалия [3, 4, 5, 6]. В первую очередь дегазация раствора происходила за счет метана, что соответственно утяжеляло газопоказания. Характерная особенность рециркуляционного газа в периодическом появлении через время полного цикла. Если при этом снижении плотности бурового раствора давление в скважине не становится меньше пластового, то амплитуда аномалий постепенно затухает и выравнивается, в обратном случае начинается приток из пласта в скважину (газопроявление).

Кроме опасности вызова притока, загрязнение бурового раствора не позволяет определять характер насыщения пластов, вскрываемых в процессе бурения. На рисунке четко видна аномалия [7], которая началась не по времени цикла. Газ привязывается к глубине 3350 метров, на которой началось вскрытие коллектора. Мы можем отметить увеличение газосодержания по метану, этану и пропану, но помехи, вносимые загрязненным буровым раствором, не позволяют оценить характер насыщения пласта.

В дальнейшем наблюдается рециркуляционный газ от этой пачки [9], и от «забойной пачки» [8, 9].

Для исключения рециркуляционного газа необходимо включать дегазатор при подходе забойной пачки или ее отсекать. В случае, если буровой мастер отказывается, делать об этом запись в буровой журнал, так как дальнейшая интерпретация данных газового каротажа невозможна.

Газовые аномалии могут быть связаны с поступлением в буровой раствор газа, обуслов­ленного добавками неф­тепродуктов и щелочных химреагентов. Добавки в буровой раствор неф­тепродуктов (особенно недегазированной нефти) значительно повышают общий газовый фон и часто ведут к полной потере полезной инфор­мации. Распознавание причины аномалии обыч­но не представляет затруднений, если осуществляется тщательный контроль за вводимыми в буровой раствор добавками.

Рис13. Хвост после ИПТ и Рециркуляционный газ.

Дата добавления: 2018-05-02 ; просмотров: 1344 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник

Вниманию руководителей предприятий и организаций. Если артезианская скважина досталась в наследство.

ЕСЛИ АРТЕЗИАНСКАЯ СКВАЖИНА ДОСТАЛАСЬ В НАСЛЕДСТВО

На территории Владимирской области имеется более 360 эксплуатируемых артезианских скважин. Они находятся на площадях промышленных предприятий, организаций, учреждений здравоохранения, гостиниц, кинотеатров, спортивных комп­лексов и других объектов хозяйственной деятельности.

Основная часть работающих скважин используется для добычи под­земных артезианских вод в технических, хозяйственно-питьевых и технологических целях. Но огромное количество скважин в ходе реорганизации предприятий оказались брошены. При этом в последнее время наблюдается тенденция к возобновлению эксплуатации существующих заброшенных и бурению новых артезианских скважин для хозяйственно-питьевых и технических нужд предприятий.

ЧТО ТАКОЕ АРТЕЗИАНСКИЕ ВОДЫ

Подземные воды залегают в горных породах недр земли (водоносных слоях) на различной глубине от поверхности и пополняются за счет длительной фильтрации атмосферных осадков, грунто­вых вод, воды открытых водоемов через многометровые слои породы.

Подземные воды нескольких водоносных слоев, гидравлически связанных между собой, образуют горизонты, которые распростра­няются на большие площади, фор­мируя водоносный комплекс (под­земный водный объект).

На территории области выделяются 29 основных водоносных горизонтов. Наибольшее значение имеют подземные воды водоносного верхне-каменноугольного карбонатного комплекса (в основном гжельско-ассельского и касимовского водоносных горизонтов). На них основано водоснабжение самых крупных городов и поселков, таких как Ковров, Муром, Гусь-Хрустальный, Курлово, Кольчугино, Александров, Киржач, Струнино, Карабаново, Петушки, Покров, Костерево Собинка, Лакинск, Меленки, Судогда, частично Владимир и др. Часть подземных вод подается в Московскую область. Наименее обеспечены подземными водами Вязники и Владимир.

ЕСЛИ СКВАЖИНА ДОСТАЛАСЬ В НАСЛЕДСТВО

Согласно Водному кодексу РФ и Закону РФ № 2395-1 от 21.02.92 «О недрах», предприятия и организации, на территории которых распо­лагаются артезианские скважины, являются пользователями недр с целью добычи пресных вод и обязаны иметь лицензию на право пользования недрами (водопользование). Предприятие-пользователь, независимо от вида деятельности и формы собственности, должно эксплуатировать сква­жины в соответствии с действующими правилами.

Если скважины непригодны к эксплуатации или их использование прекра­щено, их, согласно требованиям ст. 107 Водного кодекса и п. 3.5. СП 2.1.5.1059-01, надлежит ликвидировать или законсервировать. Кроме того, пользователь недр в соответствии с ст. 22 Закона РФ «О недрах» обязан обеспечить сохран­ность скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождения и (или) в иных хозяйственных целях (в том числе при чрезвычайных ситуациях).

Следовательно, пробурив новую скважину или получив существую­щую в наследство от предыдущих владельцев предприятия, обла­датель артезианской скважины не может забыть о ее существовании. Он должен либо постоянно поддер­живать ее в надлежащем санитарно-техническом (рабочем) состоянии, либо законсервировать или ликви­дировать. Для выполнения требова­ний законодательства необходимо провести ревизию территории объ­екта с целью выявления, с последую­щим восстановлением или ликвида­цией, всех старых, бездействующих, дефектных или неправильно экс­плуатируемых скважин, создающих опасность загрязнения водоносного горизонта

ПРАВИЛА И ПОРЯДОК СОДЕРЖАНИЯ АРТЕЗИАНСКИХ СКВАЖИН

Первоначально размещение и оборудование артезианской скважины проводится согласно проекту ее строительства и организации зоны сани­тарной охраны (ЗСО), разработанному в соответствии с СНиП 2.04.02-84, СП 2.1.5.1059-01, СанПиН 2.1.4.1110-02 и имеющему санитарно-эпидемио­логическое заключение о соответствии санитарным правилам. Конструкция любой скважины изначально обеспечивает герметичность соединений труб обсадной колонны, герметичность устья (оголовка), возможность осу­ществления профилактических и ремонтно-восстановительных работ при эксплуатации.

Каждую скважину оборудуют аппаратурой для систематического конт­роля соответствия дебита проектной производительности, уровня воды, отбора проб воды для лабораторных исследований. Для защиты от внешне­го воздействия устье (оголовок) скважины обваловывается и располагается в наземном павильоне или подземной камере. Павильон (камера) имеет герметичные пол, стены, крышу и герметично закрытые люки, располагае­мые над устьем для монтажа и демонтажа скважинных насосов, проведения других ремонтно-восстановительных работ.

По периметру водозаборного сооружения организуют зону санитарной охраны с мероприятиями режимного характера: первый пояс ЗСО имеет радиус от 30 м до 50 м во все стороны от павильона (камеры) скважины (размер ЗСО устанавливают органы Роспотребнадзора). Территория первого пояса ЗСО водозабора (скважины) должная быть спланирована, огороже­на, озеленена и благоустроена. В первом поясе ЗСО запрещены все виды деятельности, непосредственно не связанные с подачей и обработкой воды, допускаются только санитарный уход и рубка зеленых насаждений.

Водозаборные сооружения (скважину), устроенные, как описано выше, владелец обязан постоянно поддерживать в заданном санитарно-техническом состоянии.

ЕСЛИ СКВАЖИНА РАБОЧАЯ

Вариант первый. Водозабор эксплуатируется в постоянном режиме для получения подземных вод, используемых предприятием для питьевых, хозяйственно-бытовых, технологических и других целей (скважина рабочая).

1.Постоянно должны проверяться и восстанавливаться санитарно-техническое состояние (особенно герметичность) оголовка скважины, люков, крыши и пола павильона, трубопроводов.

2. В соответствии с п. 3.2. СанПиН 2.1. 4.1110-02 регулярно ведутся учет объемов воды, отбираемой из водозабора, замеры положения ее уровня для систематического кон­ роля дебита скважины. Учет ведут в специальных журналах инструментальных наблюдений.

3. В соответствии с п. 5 СП2.1.5.1059-01 и СП 1.1.1058-01 организуется производственный контроль за хозяйственной деятель­ностью, влияющей на качество под­ земных вод. Программу производственного контроля согласовывают с органами Роспотребнадзора. В нее включают лабораторные исследования качества артезианской воды по химическим, микробиологическим и радиологическим показателям. Перечень контролируемых показателей и периодичность контроля устанавливают органы Роспотребнадзора, при этом сле­дует учитывать местные условия. Исследования выполняют лаборато­рии, аккредитованные в установлен­ном порядке.

Если артезианская вода исполь­зуется для хозяйственно-питьевых целей, лабораторный контроль ее качества организуют в соот­ветствии с требованиями СанПиН 2.1.4.1074-01. При использовании артезианской воды для всех осталь­ных целей, кроме питьевых, лабо­раторный контроль ее качества организуют в соответствии с п. 5.5 СП 2.1.5.1059-01. В обязательном порядке лабораторные исследо­вания проводятся не реже одного раза в 6 месяцев (весна, осень) по следующим показателям: перманганатная окисляемость, азот аммония, запах, мутность, санитарно-показательные микроорганизмы.

РЕЗЕРВНАЯ СКВАЖИНА

Вариант второй. Водозабор не эксплуатируется в постоянном режи­ме, а предназначен для получения подземных вод при чрезвычайных и экстренных ситуациях (скважина резервная).

Ухудшение качества отбираемых вод и уменьше­ние дебита скважины свидетельствуют о неудовлет­ворительном состоянии подземных вод и могут быть связаны со многими причинами. Для установления их владелец водозабора должен привлечь специализированную организацию, которая, в зависимости от своего технического и гидрогеологического состоя­ния, даст рекомендации о возможности дальнейшей эксплуатации, проведении ремонтно-восстановительных работ, консервации или ликвидации скважины. На основании данных рекомендаций владелец сква­жины по согласованию с органами Роспотребнадзора и Ростехнадзора принимает решение о проведении необходимых мероприятий. Консервация и ликвида­ция дефектных скважин заметно сокращают площади загрязненных подземных вод и понижают их минера­лизацию.

ЗАКОНСЕРВИРОВАННАЯ СКВАЖИНА

Вариант третий. Скважины водозаборов, эксплуата­ция которых прекращена по тем или иным причинам на срок более б месяцев (в том числе до проведения необ­ходимых мероприятий по охране недр и окружающей среды), подлежат консервации в соответствии с требо­ваниями п. 3.5 СП 2.1.5.1059-01.

Консервация скважин осуществляется по проекту, разработанному соглас­но РД 08-492-02, согласованному госгортехнадзором и имеющему предусмотренное п. 2.4. СП 2.1.5.1059-01 санитарно-эпидемиологическое заключение. По окон­чании работ составляют акт о консервации скважины. После окончания проектного, строго определенного срока консервации предприятие-пользователь обяза­но получить разрешение на продление срока консер­вации и провести расконсервацию или ликвидацию скважины в установленном порядке.

СКВАЖИНА ПОД ЛИКВИДАЦИЮ

Вариант четвертый. Скважины водозаборов, кото­рые непригодны к эксплуатации по геологическим, тех­ническим, технологическим, экологическим, санитар­но-эпидемиологическим и другим причинам, подлежат ликвидации.

Ликвидацию скважины осуществляют в соответствии с проектом тампонажа, имеющим сани­тарно-эпидемиологическое заключение согласно п. 2.4. СП 2.1.5.1059-01. По окончании работ составляют акт о ликвидации скважины в соответствии с РД 08-492-02.

НЕ БРОСАЙТЕ СКВАЖИНУ НА ПРОИЗВОЛ СУДЬБЫ!

Из всего сказанного выше следует, что водозабор­ные сооружения типа артезианских скважин не могут быть брошены по чьему-либо желанию, а владельцы территории, на которой они находятся, обязаны при­вести их в надлежащее санитарно-техническое состо­яние и содержать по одному из четырех указанных вариантов.

При этом все работы по исследованию, восстановлению, ремонту, консервации и ликвидации артезианских скважин должны проводить только спе­циализированные организации в соответствии с про­ектной и эксплуатационной документацией, имеющей положительные заключения органов Роспотребнадзора и Ростехнадзора.

Каждый пользователь (владелец) водозаборных сооружений оформляет и хранит пакет документов, включающий следующее:

Если каждый владелец водозаборных сооружений станет выполнять названные требования законодательст­ва по охране недр и подземных вод от загрязнения, у жителей области будет запас чис­тых подземных вод питьевого качества.

Источник