Для чего в скважину спускают воронку

Обновлено: 07.07.2024

Консервация скважины

Здравствуйте, форумчане, снова вынужден просить вашей помощи, как технических специалистов, в процессе работы столкнулся со следующей ситуацией - в компании имеются случаи перевода эксплуатационных скважин в режим "консервация", с оформлением соответствующих документов.

На период консервации в скважину на подвеске НКТ спускается воронка, и выполняется ряд мероприятий предусмотренных программой консерваци.

Подскажите, на основании каких документов, можно обосновать проверяющим, что в отличии от скважины, спущенная в нее НКТ с воронкой, а также фонтанная арматура смонтированая на скважине - не консервируются, а продолжают выполнять свои технологические функции, связанные с содержанием "законсервированной скважины".

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.

26 Авг 2019 Активность

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.

Сергей, приветствую, абсолютно согласен с Вашим выводом, но к сожалению "людям в погонах" иногда бывает трудно объяснить истину без ссылок на соответствующие документы, а утверждение "ФА, КГ, ТГ, НКТ стоит, значит оно работает" - это вообще не аргумент, уж тем более для судебного разбирательства.

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;

3.3.2.3. оградить устье скважины (кроме скважин на кустовых площадках). На ограждении укрепить табличку с указанием номера скважины, месторождения, предприятия - пользователя недр, срока консервации. Провести планировку прискважинной площадки;

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;

б) спустить НКТ, промыть ствол скважины, очистить интервал перфорации;

в) проверить герметичность колонны и отсутствие заколонной циркуляции;

г) ствол скважины заполнить нейтральной жидкостью, исключающей коррозионное воздействие на колонну и обеспечивающей сохранение коллекторских свойств продуктивного горизонта и необходимое противодавление на пласт. Верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью;

д) при консервации нагнетательных скважин срок повторных проверок герметичности эксплуатационных колонн не должен превышать одного года, а эксплуатационных скважин, отработавших амортизационный срок, - не более пяти лет.

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

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Фонтанный лифт с башмачной воронкой был применен на ряде промыслов. Работа этих лифтов подтвердила их высокую эффективность, благодаря чему на некоторых промыслах период фонтанирования был продлен на 1 - 2 года, на других промыслах ряд скважин, эксплоатирующихся механизированным способом, был переведен на естественное фонтанирование. При этом, как правило, было отмечено значительное увеличение дебита нефти и увеличение коэфициента эксплоатации скважин. [4]

Схема фонтанного лифта с башмачной воронкой представлена на фиг. [5]

При спуске фонтанного лифта, оборудованного внизу башмачной воронкой , нередко скважина вследствие поршневого действия воронки начинает через трубы выбрасывать жидкость. [6]

В скважинах, дающих песок, применение лифта с жесткой башмачной воронкой из-за возможного прихвата опасно; не эффективно применение этого лифта и в скважинах с нарушенной колонной, так как в таких скважинах не всегда возможно спустить лифт с воронкой полного сечения. [7]

В фонтанных скважинах с небольшим пластовым давлением и пульсирующим характером работы рекомендуется спускать трубы небольшого диаметра с башмачной воронкой или пакером. [8]

В фонтанных скважинах с небольшим пластовым давлением и пульсирующим характером работы рекомендуется спекать колонну труб малого диаметра с башмачной воронкой или пакером. [9]

При возможности осуществить работу плунжерного лифтд только за счет пластового газа нами предложен и другой вариант лифта - с установкой вместо клапана башмачной воронки . [10]

Возможна установка пакера или башмачной воронки уш устранения пульсирующей работа фонтанного подъемника, В высокопродуктивных сквахдоах НШГ оборудуются скваякнньши отсекателями для аварийного отключения, На фонтанной арматуре устанавливается штуцер, предохранкгегдае клапана. [11]

В зависимости от этих факторов выбирается схема оборудования фонтанной скважины. Возможна установка па-кера 18 или башмачной воронки 19 для устранения пульсирующей работы фонтанного подъемника. [13]

В зависимости от этих факторов выбирается схема оборудов; ния фонтанной скважины. Возможна установка го кера 18 или башмачной воронки 19 для устранения пульсируй щей работы фонтанного подъемника. [15]

Насосно-компрессорные трубы, их назначение и маркировка. Эксплуатация

при добыче нефти, газа и газового конденсата,
при поддержании пластового давления,
при утилизации пластовых вод,
при КРС и текущем ремонте скважин (ТРС).

НКТ применяются в суровых условиях эксплуатации: постоянное давление, высокие механические нагрузки, воздействие на стенки агрессивных сред, что приводит к коррозии и эрозии.

Для обеспечения герметичности и надежности скрепление НКТ производится резьбовым соединением.

гладкие,
гладкие по ГОСТ 633-80,
гладкие высокогерметичные,
гладкие высокогерметичные по ГОСТ 633-80,
гладкие с узлом уплотнения,
гладкие высокогерметичные,
с высаженными наружу концами АРИ 5СТ, на которых нарезают наружную резьбу, а на один конец навинчивают соединительную муфту,
с повышенной пластичностью,
с повышенной хладостойкостью.

На расстоянии 0,4 - 0,6 м от конца труб, со стороны муфт, выбивают клеймо - маркировку.

Она указывает на: условный диаметр трубы, мм; группу прочности стали; толщину стенки, мм; товарный знак; месяц и год выпуска.

Трубы гладкие и муфты к ним изготавливают из стали групп прочности К, Е, Л, М, а трубы с высаженными концами - из стали групп прочности Д, К, Е, Л, М.

Поверхность их резьбы покрывают смазкой, обеспечивающей герметичность соединения и предохраняющей от задиров и коррозии.

Безмуфтовые насосно-компрессорные трубы (НКБ) обеспечивают герметичность соединений при давлении до 50 мПа.

Концы их имеют высадку наружу; соединение обладает большой прочностью.

Герметичность соединений обеспечивается коническими уплотнительными поверхностями, расположенными за резьбой со стороны меньших диаметров.

В соединении труб применена трапецеидальная резьба.

Муфтовые насосно-компрессорные трубы (НКМ) обеспечивают герметичность соединений при давлении до 50 мПа.

Прочность соединений составляет до 90% прочности тела трубы.

В соединении труб применена трапецеидальная резьба.

Насосно-компрессорные трубы из алюминиевых сплавов.

Устойчивы к воздействию сероводородной коррозии, что исключает применение ингибиторов коррозии.

Благодаря небольшой массе, удельная прочность алюминиевых труб в 2,5 раза выше, чем стальных.

Это позволяет составлять колонну в 2,5 раза длиннее, по сравнению с колонной из стальных труб.

Насосно-компрессорные трубы с защитными покрытиями применяют для предотвращения отложений в них парафина, солей и гипса, а также для защиты от коррозии.

При использовании этих труб уменьшается число потребных текущих ремонтов скважин, увеличивается срок их службы.

Внутреннюю поверхность НКТ покрывают жидким стеклом, эмалями, эпоксидными смолами или лаками.

Наиболее распространено остекловывание труб.

Стеклопластиковые НКТ. Применяются в нагнетательных скважинах системы ППД; утилизационных скважинах;газлифтных скважинах;добывающие скважины с УЭЦН.

Эксплуатация НКТ. В процессе эксплуатации следует соблюдать следующие правила:

Для погрузки, перевозки и разгрузки труб следует применять механизированные трубовозки.

Запрещается перевозить трубы волоком, нельзя допускать, чтобы при перевозке они провисали и изгибались.

Также нельзя сбрасывать их на землю, необходимо пользоваться краном.

Трубы следует укладывать на площадке, подложив под них деревянные бруски для предохранения от провисания и загрязнения.

Нельзя укладывать НКТ на землю.

На резьбовую часть каждой трубы должно быть навинчено предохранительное кольцо.

С целью проверки состояния труб перед подъемом с мостков через трубу необходимо пропустить шаблон длиной 0,5 - 1,0 м и диаметром на 2 - 3 мм меньше внутреннего ее диаметра.

Нижний конец трубы нужно поддерживать, следя за выходом шаблона.

Перед свинчиванием трубы необходимо металлической щеткой тщательно очистить от грязи резьбу, как муфты, так и ниппеля и смазать резьбы специальной смазкой.

Ударять ручником (кувалдой) по муфте в целях облегчения свинчивания или отвинчивания труб не разрешается.

При подъеме из скважины трубы следует укладывать на мостки с деревянными подкладками между рядами.

В СССР в разных республиках изготавливались НКТ следующих конструкций:

муфтовые гладкие с конической резьбой треугольного профиля (ГОСТ 633-80) (рисунок);

муфтовые гладкие высокогерметичные с конической резьбой трапецеидального профиля (тип НКМ по ГОСТ 633-80) (см. рисунок);

муфтовые гладкие с конической резьбой треугольного профиля с повышенной пластичностью и хладостойкостью (ТУ 14-3-1282-84) (см. рисунок);

муфтовые гладкие с конической резьбой треугольного профиля с узлом уплотнения из полимерного материала (ТУ 14-3-1534-87) (см. рисунок).

Синарский трубный завод (СинТЗ), 623401, г. Каменск-Уральский, Свердловской обл.;

Первоуральский новотрубный завод (ПНТЗ), 623112, г. Первоуральск, Свердловской обл., ;

Нижнеднепровский трубопрокатный завод (НДТЗ), 320060, г. Днепропетровск-60, ул. Столетова, 21;

Азербайджанский трубопрокатный завод (АзТЗ), 373200, г. Сумгаит, Азербайджан;

Руставский металлургический завод (РМЗ), 383040, Грузия, г. Рустави, ул. Гагарина, 12.

Насосно-компрессорные трубы и муфты к ним изготавливаются из сталей групп прочности Д, К и Е, механические свойства которых приведены в табл.

Трубы насосно-компрессорные гладкие с конической резьбой треугольного профиля (ГОСТ 633-80).
В соединении труб с треугольной резьбой применяется резьба конусностью 1 : 16 с углом профиля 60.
Прочность соединения до 70% от прочности тела трубы.
Посадка резьбы осуществляется по боковым сторонам профиля.
Герметичность соединения создается уплотнением в зазорах резьбовой смазки при свинчивании механическим способом.
Соединение недостаточно герметично из-за несовершенства конструкции. Расчетные величины предельных давлений составляют 2/3 практических.

СинТЗ - трубы размерами 60 и 73 мм;

ПНТЗ - 73 и 89 мм;

АзТЗ - 60, 89 и 114 мм;

Геометрические параметры труб приведены в табл, предельные нагрузки, соответствующие пределу текучести материала - в табл. 98.

Трубы насосно-компрессорные типа НКМ гладкие высокогерметичные с резьбой трапецеидального профиля (ГОСТ 633-80) характеризуются равнопрочностью резьбового соединения с телом трубы и высокой герметичностью (см. рис.).
Равнопрочность достигается применением упорной резьбы трапецеидального профиля с наклоном сторон 3 и 30?.
Герметичность обеспечивается коническим и торцевым уплотнением типа "металл-металл".
Увеличенный шаг резьбы позволяет ускорить сборку соединения в 2,5 раза по сравнению с треугольной резьбой.
Гладкий проходной канал и торцевое уплотнение позволяют уменьшить гидравлические потери, частично препятствующие отложению солей и парафина, уменьшают коррозионный износ соединения.
Геометрические параметры насосно-компрессорных труб типа НКМ приведены ниже.

Предельные нагрузки для НКТ типа НКМ, соответствующие пределу текучести материала труб, приведены в табл. 99.

Трубы насосно-компрессорные гладкие с резьбой треугольного профиля с повышенной пластичностью и хладостойкостью ТУ 14-3-1282-84) изготавливаются в соответствии с требованиями ГОСТ 633-80 (исполнение Б) из стали группы прочности Д, обработанной (рафинированной) синтетическим шлаком.

Для чего в скважину спускают воронку

Роман, адаптер и воронка в скважине с хвостовиком, адаптер я понял что это примерно, а вот воронка нет, не нахождение где то на глубине скважины, не силён в этом деле потому что так и спрашиваю