нейтральная жидкость для консервации скважины
Консервация нефтяных скважин
Такой процесс, как консервация нефтяных скважин, достаточно часто используется в промышленности: он необходим для защиты источника на некоторое время, чтобы сохранить целостность ствола в ходе разработки или после бурения.
Консервацию скважин проводят на срок от нескольких недель до нескольких месяцев, осуществляя ее в ходе бурения при обнаружении условий горного характера, которые осложняют дальнейшую разработку.
Также консервация возможна при кустовой разработке до финала строительства всех скважин и в ходе освоения новых месторождений, если речь идет о разведывательных скважинах.
Что такое консервация нефтяных скважин?
Данный процесс подразумевает собой герметизацию скважинного устья, которая может быть осуществлена как в ходе разработки, так и по окончании эксплуатации. Консервация осуществляется с учетом того, что в дальнейшем ее можно будет снова разрабатывать, проводить исследовательские, буровые, ремонтные или восстановительные работы. Обычно для того, чтобы было принято решение о такой обработке, скважина должна соответствовать ряду условий. К ним относятся следующие моменты:
Как правило, для сохранения состояния ствола некоторые элементы фиксируются при помощи цементных растворов или специальных смол. Скважинное устье при консервации обрабатывается средствами для защиты от коррозии. Если скважина использовалась для добычи газа или исследовательских работ для газосодержащих пластов, то порядок консервации не включает применение цементных пробок: обычно применяется глина со специальной вязкостью.
Когда работы требуется возобновить, мосты, выполненные из цемента либо смол, разбуриваются, после чего скважину ремонтируют, разрабатывают с учетом корректировки плана действий либо переделывают ее конструкцию в зависимости от типа применения. При необходимости законсервировать нефтяную скважину на большее время (до 2 лет) необходимо разрешение надзорных органов.
Технологии консервации скважин
В ходе консервации скважину необходимо заполнить раствором с плотностью, создающей повышенное давление внутри столба: оно должно быть на 30% больше давления в пластах. Верхняя часть обсадной колонны заполняется незамерзающим веществом: для южных регионов его глубина варьируется в пределах 2-3 метров, на севере она равна толщине слоя до вечной мерзлоты. Если пластовое давление равно гидростатическому или меньше последнего, в рамках консервации на год либо меньше необходимо устроить промывочные работы для скважины, чтобы повысить давление гидростатического слоя.
В случае, если консервировать приходится скважину с большой разницей между пластовым и гидростатическим уровнями давления, но делать это более чем на год, то внутрь ставится мост высотой 25 метров, располагающийся в 20-30 метрах выше фильтрационных отверстий. Также требуется вытащить НКТ из ствола. Призабойная зона должна пропитаться капиллярным методом, чтобы была увеличена насыщаемость.
Все работы, связанные со скважинной консервацией, включая оформление документов, производятся в соответствии с нормативами, определяющими порядок консервации нефтегазовых скважин. Манипуляции осуществляются по предварительно подготовленным проектам, целесообразность которых проверяется и подтверждается государственными надзорными органами. При проведении работ важно соблюсти обозначенные документально сроки, чтобы результат был максимально качественным.
Если речь идет о консервации скважин, срок которой надо продлить, то эта мера допускается при согласовании с соответствующими органами. Прекращение процесса консервации возможно по приказу совнархоза при условии, что территориальный местный орган по надзору выдал соответствующее заключение.
Особенности консервации скважин и требуемые документы
Консервация поисково-разведывательных, нагнетательных, нефтяных, газовых и иных видов скважин осуществляется в строгом соответствии критериям и тезисам, определенным нормативными актами. В процессе обустройства это действие может потребоваться в следующих случаях:
Для проведения консервации нефтяной скважины требуется составленный в соответствии с нормами план, по которому будет определен характер работ, их объем, алгоритм действий, закреплен конкретный исполнитель, орган для надзора и сроки проведения работ, а также время проведения проверки. Результат действий закрепляется в специальном акте; если срок консервации требуется продлить, необходимо составить пояснительную записку, где будут указаны сроки и конкретные причины промедления.
Порядок консервации скважин
Алгоритм действий по консервации включает следующие моменты:
Спуск НКТ может быть совершен при наличии определенных условий; они определяются специальной противофонтанной службой, как и необходимость создания цементных мостов. Если скважина имеет несколько продуктивных горизонтов, которые обладают разным давлением, горизонты должны быть разобщенными. Если скважина содержит опасные химические элементы, их следует изолировать.
Степень регулярности проверок определяется владельцем, который должен согласовать этот вопрос с местными надзорными организациями государственного уровня. Периодичность составляет минимум дважды в год для скважин, которые прошли процедуру консервации по окончании создания и в ходе разработки (при условии отсутствия мостов). Результат проведенной проверки должен быть зафиксирован в журнале по установленной форме.
Если в устье было обнаружено давление межколонного типа, то скважина отправляется в фонд простаивающих ресурсов, а предприятию необходимо определить причину появления таких эффектов и провести восстановительные работы. План действий уточняется в совместной работе с противофонтанной службой, и окончательная консервация скважины осуществляется только после устранения причин, которые обусловили появление дефектов. Процедура также согласовывается с местными органами государственного технического надзора. Досрочная остановка процесса консервации должна быть подтверждена актом владельца.
Жидкость для глушения и консервации скважин
Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к глушению и консервации скважин с аномально низкими пластовыми давлениями. Техническим результатом является получение жидкости для глушения и консервации скважин с температурами до 120 o С, с пластовыми давлениями ниже гидростатических, с низкопроницаемыми коллекторами, с использованием недефицитных отечественных материалов, позволяющих сохранить коллекторские свойства продуктивных пластов, и расширение ассортимента жидкостей для глушения и консервации скважин. Жидкость для глушения и консервации скважин содержит, мас. %: нафтенат натрия 15,0-18,0, соединения жирных кислот фракции С16 и выше или их производные 2,0-5,0, природный неорганический карбонат кальция с диаметром частиц от 2 до 50 мкм 2,0-4,0, углеводородная основа остальное. Также в качестве гелеобразователя жидкость для глушения и консервации скважин может содержать продукт обработки триэтаноламином технических кислот шерстного жира, синтетические жирные кислоты фракции С16 и выше, кубовые остатки производства синтетических жирных кислот фракции С20 и выше, жирные кислоты таллового масла, нефтехим-3, тарин. 6 з.п. ф-лы, 2 табл.
Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к глушению и консервации скважин с аномально низкими пластовыми давлениями.
Известна гидрофобная эмульсия, используемая для бурения и глушения скважин, содержащая углеводородную жидкость, воду и смесь оксиамидов, моноамидов и солей синтетических жирных кислот кубового остатка и этилендиамина или полиэтилендиамина (патент СССР 1530636, С 09 К 7/06, 23.12.1989).
Недостатком является сложность приготовления эмульсии, ее нестабильность при повышенных температурах. При глушении пластов с низкой проницаемостью 0,03-0,05 мкм 2 вследствие потери агрегативной устойчивости эмульсии при высоких температурах происходит насыщение пород пласта водным фильтратом, что вызывает закупорку поровых каналов за счет разбухания глинистых частиц минералов и изменения капиллярных давлений, вызывая уменьшение фазовой проницаемости по нефти. Все это ограничивает применение обратных эмульсий.
Известен гель, включающий углеводородную жидкость и себациновую кислоту, смыленную щелочью (журнал «Нефтяное хозяйство» 11, 1993, стр.36).
В настоящее время себациновая кислота имеет ограниченное применение, используется для производства алкидных смол, пластификаторов, являясь продуктом дефицитным и некрупнотоннажного производства.
Задачей изобретения является разработка жидкостей для глушения и консервации скважин на углеводородной основе для скважин с температурами до 120 o С, с пластовыми давлениями ниже гидростатических, с низкопроницаемыми коллекторами, с использованием недефицитных отечественных материалов, позволяющих сохранить коллекторские свойства продуктивных пластов, и расширение ассортимента жидкостей для глушения и консервации скважин.
В качестве гелеобразователя жидкость содержит синтетические жирные кислоты фракции С16 и выше (Б).
В качестве гелеобразователя жидкость содержит кубовые остатки производства синтетических жирных кислот фракции См и выше (В).
В качестве гелеобразователя жидкость содержит жирные кислоты таллового масла (Г).
В качестве гелеобразователя жидкость содержит нефтехим-3 (Д). Вещество нефтехим-3 представляет собой 40%-ный раствор производных технических полиэтиленполиаминов и кислот таллового масла согласно ТУ 2415-001-00151816-94.
В качестве гелеобразователя жидкость содержит тарин (Ж). Вещество тарин представляет собой 50%-ный раствор пека таллового масла в керосине и катализе риформинга нефти согласно ТУ 38 УССР 201425-84.
В качестве углеводородной основы используют газовый конденсат, нефть, дизельное топливо и другие нефтепродукты.
В качестве загустителя используется нафтенат натрия, получаемый при переработке щелочных отходов после защелачивания прямогонных дистиллятов дизельного топлива, керосина.
В качестве понизителя фильтрации используется природный неорганический карбонат кальция с диаметром частиц от 2 до 50 мкм. Выбор размера частиц обусловлен проницаемостью продуктивного пласта.
Примеры осуществления изобретения.
Пример 2 (табл.1, 9): 5 г гелеобразователя Д вносят при перемешивании в 97 мл (74 г: 0,76 = 97 мл) газового конденсата. В полученный раствор добавляют 17 г нафтената натрия. Перемешивание продолжают до образования однородного гелеобразного раствора. Затем добавляют 4 г карбоната кальция и перемешивают.
Реологические и фильтрационные свойства полученных составов исследованы и представлены в табл.1 и 2.
Определение объема жидкой фазы, отфильтровавшейся из жидкости за 30 мин, при 20 o С осуществляли на американском фильтр-прессе фирмы Бароид, при температурах 80-120 o С и перепаде давления 40 мПа на фильтр-прессе ВФП-2.
Термостабильность жидкости оценивали прогревом ее в металлических лабораторных автоклавах при температурах 60-140 o С в течение 24 часов, с последующим замером реологических характеристик после охлаждения.
Для определения влияния жидкости на породы продуктивных пластов в призабойной зоне скважин проводились исследования действия фильтратов на проницаемость искусственных кернов и определялся коэффициент восстановления проницаемости. Работы проводились на установке УИПК-1М. Результаты обрабатывались с помощью компьютерных программ.
3. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве гелеобразователя она содержит синтетические жирные кислоты фракции С16 и выше.
4. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве гелеобразователя она содержит кубовые остатки производства синтетических жирных кислот фракции С20 и выше.
5. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве гелеобразователя она содержит жирные кислоты таллового масла.
6. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве гелеобразователя она содержит нефтехим-3.
7. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве гелеобразователя она содержит тарин.
MM4A Досрочное прекращение действия патента из-за неуплаты в установленный срок пошлины заподдержание патента в силе
Дата прекращения действия патента: 05.04.2010
Скважина. Консервация
Решения по консервации скважин направлены на обеспечение промышленной безопасности, и охрану недр и окружающей среды. С перспективой расконсервации
При консервации скважины по 2 варианту в зависимости от длины открытого ствола, интенсивности нефтегазопроявлений, осыпей стенок скважины, наличия прихватоопасных зон и длительности консервации заказчик определяет необходимость установки консервационного цементного моста в башмаке последней технической колонны.
Последовательность работ при этом следующая:
— спустить бурильный инструмент с «воронкой» до забоя скважины;
— промыть скважину с обработкой и доведением параметров бурового раствора до проектной;
— поднять инструмент до интервалов, склонных к осыпям и обвалам, или в подошву прихватоопасных зон;
— закачать в вышеуказанные зоны высоковязкие пачки бурового раствора с полным перекрытием интервалов возможного осложнения ствола;
— поднять бурильный инструмент в башмак последней технической колонны;
— при необходимости установить в башмаке технической колонны (при длительной консервации) цементный мост высотой 100 м; после ОЗЦ испытать его на прочность;
— поднять бурильные трубы;
— верхнюю часть колонны заполнить незамерзающей жидкостью (нефть, дизтопливо) в интервале 0-30 м;
— загерметизировать трубное и затрубное пространство скважины;
— провести консервацию бурового оборудования в соответствии с требованиями действующей нормативно-технической документацией;
— на устье скважины укрепить металлическую табличку с указанием номера скважины, площади, организации-владельца, даты и срока консервации.
Сроки консервации скважины в процессе строительства и продление сроков консервации определяет заказчик в зависимости от реального времени устранения причин консервации и согласовывает эти сроки и продление их с Межрегиональным управлением по технологическому и экологическому надзору.
Датой прекращения консервации скважины является дата окончания работ по ее расконсервации.
Проверку состояния скважин, находящихся в консервации, проводят не реже 1 раза в квартал с соответствующей записью в специальном журнале.
По окончании консервационных работ составляют акт по установленной форме.
Petroleum Engineers
Вы здесь
Консервация скважины
На период консервации в скважину на подвеске НКТ спускается воронка, и выполняется ряд мероприятий предусмотренных программой консерваци.
Т.е. режим «консеравация скважины» не означает аналогичного режима для подземного оборудования и фонтанной арматуры. (не нашел информации о возможности «консерваци» подвески НКТ или ФА, установленной на скважину).
Буду очень признателен, за любую информацию.
Контекст
нет такого понятия «режим» консервации», а есть переквалификация типа скважин из эксплуатационного фонда, в консервацию.
технологические функции ФА, помимо направления потока флюида в шлейф(газосборный коллектор, трубопровод, или как вы его обзываете), проведения исследований, глушения, работ КРС и т.д., ииии ГЕРМЕТИЗАЦИЯ! Соответсвенно, вы руководствуетесь паспортом на ФА, то есть необоходимое обслуживание проводить все равно нужно. Набивать задвижки смазкой, проверять герметичность ФА. ФА должна быть работоспособной, и исполнять возложенные на нее функции.
Что же касаемо НКТ(с воронкой или без онной, какая разница), не могу понять, какие работы вы хотите произвести с ней? Контроль толщины стенок геофизикой? Тогда зачем?, и лучше сделать это перед консервацией.
Здравствуйте, наверное я не совсем корректно изложил вопрос. Ситуация связана с особенностью начисления амортизации по объектам основных средств, по ощему правилу на по объектам основных средсв переведенных на консервацию продолжительностью свыше 3-х амортизация ни в бухгалтерском учете ни для целей расчета налога на прибыль не начисляется.
Следовательно по «законсервированной» скважине амортизация прекращает начисляться. Вместе с тем, не понятно продолжается ли эксплуатация (использование) фонтанной арматуры и подвески НКТ, спущенной в скважину ( не в целях добычи нефти, а в целях обеспечения режима консервации скважины, в противном случае зачем мы вообще эту «воронку» туда спускаем). Если «эксплуатация» этих объектов продолжается то мы должны начислять по ним амортизацию, в связи с чем необходимы ссылки на нормативные документы, способные обосновать такую эксплуатацию фонтанной арматуры и подвески. В противном случае их тоже надо переводить на консервацию, тогла не понятно как можно «законсервировать» подвеску нкт спущенную в скважину.
Железо все находится под аммортизацией! Ибо она считается от срока работы железа. ФА, КГ, ТГ, НКТ стоит, значит оно работает, значит аммортизируется.
Консервация железа происходит на складе, и то срок этой консервации строго ограничен паспортными данными!
вы путаете числитель со знаменателем, это две разные вещи. Железом вообще пускай занимаются служба по добычи, их вотчина.
Все равно, спасибо большое за отзыв!
Как вам такое утверждение (выдержка из судебного решения): »
В комплекс работ при консервации скважин согласно Инструкции от 22.05.2002 N 22, в частности, включаются работы по снятию с устьевой арматуры штурвалов, манометров, установке на арматуре заглушек, а также ряд других работ, предназначенных для безопасности и поддержания в исправном состоянии законсервированных скважин. Наличие фонтанной арматуры на законсервированной скважине не является способом поддержания скважин в исправном состоянии».
«Следовательно, начисление амортизации по оборудованию, установленному на скважинах, переведенным по решению руководителя на консервацию продолжительностью более трех месяцев, является неправомерным»
Именно утверждение что ФА на законсервированной скважине и НКТ с воронкой фактически необходимы для «подержания скважины в исправном состоянии и/или безопасной консенрвации» и необходимо подтвердить со ссылкой на документы! Необходимо документально обосновать ошибочность вышеприведенного выражения выделенного жирным шрифтом.
3.3.2. Порядок работ по консервации скважины:
3.3.2.1. спустить НКТ с «воронкой». Заглушить скважину жидкостью с параметрами, установленными проектной документацией и обработанную ингибиторами коррозии. В интервал перфорации закачать специальную жидкость, обеспечивающую сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. Поднять НКТ выше интервала перфорации. Верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью. Устьевое оборудование защитить от коррозии. При коэффициенте аномалии давления Ка = 1,1 и выше в компоновку насосно-компрессорных труб включить пакер и клапан-отсекатель;
3.3.2.2. с устьевой арматуры снять штурвалы, манометры, установить на арматуре заглушки;
3.2.2.4. необходимость установки цементного моста над интервалом перфорации устанавливается планом работ на консервацию скважины, разработанным и согласованным в установленном порядке, в зависимости от длительности консервации и других факторов.
3.4.2. Порядок проведения работ по консервации скважин.
3.4.2.1. До ввода скважин в консервацию необходимо:
а) поднять из скважины оборудование. При консервации сроком более одного года по скважинам, оборудованным штанговыми гидравлическими насосами, поднимается подземное оборудование;
в) проверить герметичность колонны и отсутствие заколонной циркуляции;
3.4.2.2. Схема обвязки устья скважины, установка цементных мостов выше интервалов перфорации, возможность извлечения из скважины НКТ устанавливаются проектной документацией на консервацию скважины.
3.4.2.3. В скважинах, эксплуатирующих два и более горизонта с разными пластовыми давлениями, следует провести необходимые разобщения этих горизонтов.
3.4.2.4. При наличии в продукции скважины агрессивных компонентов должна быть предусмотрена защита колонн и устьевого оборудования от их воздействия.
4.8. При консервации скважина заполняется раствором, обработанным нейтрализатором. Над интервалом перфорации должен быть установлен цементный мост высотой не менее 100 м. Лифтовая колонна должна быть приподнята над цементным мостом не менее чем на 50 м или извлечена из скважины. После установки цементного моста трубное и затрубное пространства скважины должны быть заполнены раствором, обработанным нейтрализатором.
4.9. Штурвалы задвижек арматуры консервируемой скважины должны быть сняты, крайние фланцы задвижек оборудованы заглушками, манометры сняты и патрубки загерметизированы.
4.10. Устье законсервированной скважины должно быть ограждено, на ограждении установлена металлическая табличка в соответствии с требованиями п.4.5.
Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов.
УТВЕРЖДЕНА
постановлением Госгортехнадзора России
от 22 мая 2002 года N 22
Шлите куда по дальше. И вообще, пускай ваши юристы впрегаются.
Консервация и расконсервация скважин
— В чем заключается смысл консервации скважины?
— В России эксплуатируется достаточно большое количество скважин в так называемом режиме «растворенного газа». Пластовое давление в таких скважинах упало ниже точки насыщения, и они являются первыми кандидатами на консервацию.
Предварительно готовится проект консервации скважин, который должен быть одобрен надзорным органом. Процесс консервации достаточно длительный. Не случайно горели нефтяные скважины в Кувейте и Ираке, когда в конце 1990-х годов там начинали возникать военные конфликты. Пожары на сотнях скважин произошли потому, что из-за форс-мажора их не успели заглушить.
Обычно консервация добывающих скважин осуществляется с учетом возможности дальнейшей разработки. Консервацию используют в следующих случаях: либо нарушаются нормы безопасности и возникает аварийная ситуация; либо скважина становится нерентабельной из-за малого дебита. Или из-за изменения цены на нефть.
При длительной консервации в скважинах над перфорированным участком выше кровли пласта создают цементные мосты. Остальная часть обсадной колонны (конструкция для крепления буровых скважин – Н.М.) заполняется нефтью или дизельным топливом. С задвижек устьевой арматуры снимают штурвалы, на фланцы ставят заглушки, манометры герметизируются. Дважды в год состояние скважин проверяют.
— А как потом расконсервируют скважину?
— Расконсервация и пуск в эксплуатацию может длиться несколько месяцев. Особенно долог процесс повторного вызова притока нефти. Бывает, скважина начинает давать нефть только через полгода.
После расконсервации скважина может «забыть» о том, что была в эксплуатации. Нефть обладает такими качествами, которые называют «реологические свойства». То есть она обладает своеобразной памятью. Если остановить добычу, нефть осаждается в порах и привести ее «в движение» впоследствии становится затратно: это требует использования современных технологий.
— Чем отличается от нашего технологический процесс консервации сланцевых месторождений в США?
— Технологии примерно одинаковые и уже давно отработаны. Другое дело, что сланцевая нефть — это особенный сорт углеводородов. Ее добыча сопряжена с крайне низкой пористостью сырьевых пластов, что затрудняет добычу.
Для повышения отдачи американцы применяют метод, который называется гидроразрыв пласта. Он сопряжен с закачкой тысяч тонн специальной жидкости под высоким напором. Создаются ходы для нефти. Пласт становится проницаемым и по образовавшимся трещинам «черное золото» подходит к скважине.
— Некоторые авторитетные представители отрасли ссылаются на технологические особенности разных добывающих регионов мира. Если в Саудовской Аравии для снижения добычи достаточно лишь «перекрыть задвижку», то в России остановка производства может привести к краху проекта — и необходимости дополнительных работ, сопоставимых с теми, которые уже были сделаны при вводе месторождения в промышленную эксплуатацию. Что делает наши потенциальные потери гораздо более высокими. Это действительно так?
— Не совсем. Понятие «перекрыть задвижку» — весьма условное. Оно тоже требует множества технологических операций.
Конечно, добыча на низкорентабельных объектах в России может быть прекращена полностью или же приостановлена до «лучших времен». Но скважины, производительность которых находится на допустимом по себестоимости уровне, технологически можно варьировать с помощью штуцера, через который поступает сырье. Сужая его отверстие, можно изменять объемы производства углеводородов.
Такая технология широко применяется по всему миру — не только в Саудовской Аравии, но и в России. Снижая добычу, все участники сделки будут использовать максимум допустимых способов для сокращения производства и сохранения сырьевого фонда. Каждый собирается оставить за собой возможность при случае оперативно увеличить производство, если спрос на рынке вырастет.
Если же давать какую-то обобщающую оценку российских потерь, то в результате всех происходящих флуктуаций цен на рынке нефти российский бюджет может не досчитаться в текущем году до 30 млрд долларов.