Ликвидация нефтяных скважин

Скважины, которые исполнили свое прямое назначение или по каким-либо причинам не могут быть эксплуатированы, подлежат консервации и ликвидации. Данный процесс состоит их трех этапов. Первый этап — это разработка и оформление необходимой сопроводительной документации на ликвидацию. Второй этап — это непосредственно сама ликвидация скважин. Третий этап — заключительный акт о выполненных работах.

Консервация и ликвидация скважин может происходить как на этапе строительных работ, так в период эксплуатации. Подготовительная деятельность по ликвидации подразумевает под собой очистку и промывку стенок отверстия от остаточного сырья. Существуют следующие особенности технологии ликвидации:

  • Без наличия эксплуатационной колоны. В таком случае проводиться фиксация мостов цементного вида в интервалах нахождения вод высокого напора и углеводородов. Показатель высоты соответственно подошвы должен быть на 20 м меньше, а по соотношению к перекрытию на 20 м выше. Над кровлей фиксируют мост цементного вида. Так же такой мост монтируется и в башмаке колонны с его перекрытием в 50 м. Если нет вод с напором, то извлечение верхнего отдела колонны возможно с незацементированным затрубным пространством. В конечном итоге идет заполнение свободного пространства специальным веществом.
  • Если колонна имеет повреждение, смятия или иные деформации, то ликвидирование нефтяных скважин будет иметь некоторые особенности. Отчасти это проведение дополнительных исследований, которые смогут определить корректировку действий в процессе консервации и ликвидации.
  • Со спущенной эксплуатационной колонной. В данном варианте необходимостью является установка мостов цементного вида против каждого интервала испытания, а также против интервалов фиксирования муфт в части стыка технической колонны с эксплуатационной.

Закрытие отработанных месторождений нефти необходимо выполнять согласно нормативным документам с последующим списанием скважин с баланса организации, к которому они относились.

Ликвидация нефтяных скважин может быть проведена только при наличии соответствующей техники, которая позволит выполнить все этапы. Так же важна высокая квалификация специалистов, которые смогут завершить консервацию и ликвидацию в отведенные сроки и максимально безопасно.

Ликвидация нефтяного месторождения

Издержки ликвидации месторождения [c.197]

Государственная собственность на оборудование и сооружения вызывает ряд интересных вопросов по поводу ответственности за будущие затраты, связанные с ликвидацией месторождения и восстановлением лицензионного участка. Кроме того, как было указано выше, обычно, согласно условиям СРП, стадия добычи занимает установленное число лет. Эта статья соглашения теоретически позволяет расторгнуть договор до фактического окончания добычи. В таком случае государственная нефтегазовая компания берет на себя операции на лицензионном участке недр. С учетом этого ранее в СРП затраты на вывод из эксплуатации и ликвидацию скважин не рассматривались. Подразумевалось, что раз государственная нефтяная компания владеет всем оборудованием и 100% активного участия на последнем этапе добычи, именно она и должна нести данные расходы. Более того, даже если подрядчик все еще является владельцем доли активного участия, то по окончании добычи у него не будет возможности возместить свою часть этих затрат. [c.70]

Затраты подрядчика на ликвидацию месторождения должны возмещаться. [c.71]

Ликвидация месторождений с доказанными запасами [c.211]

Ликвидация месторождения с обязательством по выводу актива из эксплуатации [c.213]

В США и Великобритании согласно методу полных затрат в случаях ликвидации месторождения или его части соответствующие расходы не списывают. Напротив, в балансе компании затраты остаются капитализированными как относящиеся к расходам, связанным с запасами всего центра затрат. Когда месторождение или его часть ликвидируют, в зависимости от того, какие затраты исключаются из первоначальной стоимости амортизируемых основных средств, и от процедур, принятых компанией, можно не делать соответствующих проводок. В то же время разрешено увеличить счет накопленной амортизации или другой счет, относящийся к ликвидации месторождения. Наиболее распространенной практикой является изменение категорий всех отнесенных на ликвидированное месторождение затрат и их перенос на счет ликвидационных затрат. Впрочем, если ликвидация оказывает существенное воздействие на норму амортизации, необходимо признавать убыток. [c.259]

Выпущенный в 1998 г. FRS 12 требует отражения обязательств, связанных с закрытием промысла, по приведенной стоимости расходов, которые, как ожидается, будут необходимы для их погашения, если эта приведенная стоимость существенно отличается от недисконтированной. Суммой, признаваемой в качестве резерва, должна быть наилучшая на отчетную дату оценка доналоговых расходов по выполнению имеющегося обязательства. Она должна быть реалистичной и осторожной оценкой суммы, которую компания заплатила бы, чтобы погасить имеющееся обязательство на дату составления баланса, или передала бы в это время третьей стороне. Если компания намеревается проделать всю работу по ликвидации месторождения своими силами, то оценка должна отражать ее собственные расчеты. При привлечении внешнего подрядчика оценка должна показывать сумму, которую потребует за подобную деятельность третья сторона. [c.412]

Ликвидация геологоразведочной организации или переход к разведке другого месторождения [c.146]

Относительно крупные объемы разведочных работ выполняются в странах Западной Европы. Решающую роль при этом играют не только коммерческие соображения, связанные с огромными выгодами, вытекающими из разработки нефтяных месторождений в непосредственной близости к рынкам сбыта, но и политические — стремление избавиться от постоянной угрозы ликвидации нефтяных концессий национальными правительствами развивающихся стран. [c.30]

Сокращение или полная ликвидация существующей диспропорции возможны в том случае, если непосредственно на территории западноевропейских стран будут открыты крупнейшие нефтяные и газовые месторождения или уголь окажется достаточно конкурентоспособным по отношению к нефти и газу. [c.230]

Мероприятия по охране недр должны обеспечивать прежде всего надежную изоляцию продуктивных, водоносных горизонтов в процессе их вскрытия, герметизацию устья скважин при их ликвидации по различным причинам. Важным условием охраны недр является строгое выполнение требований соблюдения проектной сетки скважин, четкое попадание забоя бурящихся скважин в намеченный круг. Процесс разработки месторождений нефти или газа должен проходить в строгом соответствии с проектом (технологической схемой). В горнодобывающих отраслях, например угольной, предусматриваются мероприятия по заполнению выработанного пространства и т.д. [c.271]

Ликвидация всех подъездных дорог и рекультивация полос отвода по окончании эксплуатации месторождения. [c.9]

При планировании добычи нефти оценивается и состояние фонда скважин. Вначале определяют наличный (переходящий) фонд скважин с учетом использования всех вскрытых резервов и необходимости ликвидации скважин, а затем — возможности пуска скважин в эксплуатацию из бездействия и пуска их из бурения с учетом проекта разработки месторождения. На основе оценки состояния скважин и сроков ввода их в эксплуатацию эксплуатационный фонд скважин подразделен на категории [c.132]

Новая организация создала предпосылки для дальнейшего повышения эффективности. Так, в бурении реализация возможностей системы инженерно-технологической службы позволяет ликвидировать или сократить перерывы между элементами производственного цикла строительства скважин (сооружение буровой — бурение — опробование), за счет чего могут быть достигнуты, ускорение ввода скважин в эксплуатацию сокращение сроков разведки месторождений и приращение запасов нефти и газа уменьшение объемов незавершенного производства сокращение непроизводительных простоев производственных бригад между окончанием работ на одном объекте и началом на другом и буровых установок. Кроме этого, осуществление круглосуточного инженерного контроля и руководства процессом бурения обеспечивает условия для повышения коммерческой скорости при улучшении отработки долот, повышении проходки за рейс и, следовательно, сокращения количества рейсов соблюдение технологической дисциплины, сокращение затрат времени и средств на ликвидацию осложнений, аварий и устранение брака сокращение или устранение простоев объектов основного производства, связанных с инженерным обеспечением. [c.23]

Недостаточно распространен и метод захоронения жидких отходов, преимущественно ОБР, в глубокозалегающие подземные горизонты. Он может быть реализован только при наличии в разрезе разбуриваемого месторождения соответствующих геологических условий, обеспечивающих безопасное захоронение таких отходов. Необходимым и обязательным условием при этом является наличие хорошо экранированных водоупорами проницаемых пластов с высокими емкостными свойствами, не имеющих гидродинамической связи с другими горизонтами. Кроме того, экономически целесообразно захоронение лишь в случае больших объемов закачки отходов, например при кустовом бурении. Несмотря на экологическую состоятельность такого метода ликвидации жидких отходов бурения, его техническая реализация представляет определенные трудности. [c.292]

Например, в проектах разработки месторождений углеводородов иногда предусматриваются значительные капиталовложения в заключительный период, направляемые на ликвидацию последствий эксплуатации (экологические аспекты). Эти затраты могут достигать 10-15% от общих капиталовложений в разработку и эксплуатацию месторождений. Такой денежный поток схематически изображен на рис. 2.15 в . [c.158]

Недавно возникшей тенденцией в СРП стало требование ко всем компаниям, вовлеченным в основную деятельность, вкладывать денежные средства в будущий фонд погашения, или ликвидационный фонд (sinking fund), для финансирования ликвидации месторождения и рекультивации участка. Согласно одним договорам, платежи в фонд осуществляются в течение всего периода эксплуатации, тогда как в других предусматривается начало поступления вкладов только после возмещения всех затрат на разработку. Платежи в ликвидационные фонды могут быть возмещаемыми. Средства, собранные в таких фондах, доступны для оплаты демонтажа установок и восстановления участка по мере фактического осуществления сторонами данных расходов. После вывода месторождения из эксплуатации и ликвидации участка все оставшиеся средства фонда обычно переходят правительству. [c.70]

Если на участке заглушена последняя скважина и идет процесс ликвидации месторождения, то все активы, накопленную амортизацию и счета обязательств, связанные с центром затрат, обнуляют и признают прибыль или убыток. Этот же подход использовали бы в конце периода эксплуатации месторождения, когда право собственности на участок и оборудование переходит к правительству принимающей страны. Если затраты на ликвидацию скважин и рекультивацию земель можно считать существенными, то еще до начала этих работ в бухгалтерском учете отражают обязательство (материальную ответственность) по выводу актива из эксплуатации (согласно SFAS № 143, IAS 37 или FRS 12). Этот процесс будет подробно описан в главе 12. [c.213]

В США в соответствии с правилами метода полных затрат предписанный подход к учету деятельности по ликвидации месторождений с недоказанными запасами, исключенными из первоначальной стоимости амортизируемых основных активов, обусловлен ответом на вопрос тестируется ли данное месторождение на обесценение индивидуально или на групповой основе. Если это делается на групповой основе, стоимость месторождения должна списываться со счета резерва на обесценение. Если же обесценение производят на индивидуальной основе, списанию подлежат и счет активов, связанных с недоказанными запасами, и соответствующий счет резерва на обесценение, причем любую разницу списывают как затраты на ликвидацию. В Великобри- [c.260]

Для дальнейшего относительного на единицу продукции уменьшения потребностей в капитальных вложениях в нефтегазодобычу имеются значительные резервы. Прежде всего это более широкое применение различных методов воздействия на нефтяные и газовые пласты для повышения коэффициента нефте-, газоотдачи. Так, увеличение коэффициента нефтеотдачи на эксплуатируемых месторождениях только на 10% дает возможность получить дополнительно сотни миллионов тонн нефти без затрат средств на поиски и разведку новых запасов, на бурение скважин, создание промыслового хозяйства. В одиннадцатой пятилетке намечается повысить нефтеотдачу пластов более ста месторождений и получить за счет этого дополнительно почти 25 млн. т нефти. Снижение стоимости работ по промысловому обустройству осуществляется за счет использования высокомощных групповых установок сбора и подготовки нефти и газа, кустового расположения скважин, телемеханизации и автоматизации процессов добычи нефти и газа. Широкое внедрение индустриальных методов создает объективные организационно-технические предпосылки для полной ликвидации сезонности в строительстве, для его удешевления и относительного снижения потребностей в капитальных вложениях, необходимых для развития этой отрасли народного хозяйства. [c.131]

Смотрите так же:  Бухгалтерскую отчетность за 2019 год

В ходе энергетического кризиса, в результате ликвидации системы традиционных нефтяных концессий и повышения цен углеводородного сырья участниками ОПЕК были в основном восстановлены классические принципы рентообразования и распределения рентных доходов на мировом капиталистическом рынке жидкого топлива. Существенно изменились взаимоотношения вначале между владельцами недр и арендаторами месторождений, а вскоре также между продуцентами и основными импортерами углеводородного сырья, определяющие пропорции его международного обмена. Это произошло следующим образом. В первой половине 70-х годов освободившиеся государства — экспортеры жидкого топлива выиграли упорную борьбу с нефтяными монополиями за обладание основными инструментами сырьевой политики, установив национальный контроль над производством, экспортом и ценообразованием, повысив налоги на компании-концессионеры и приступив к полной или частичной национализации их имущества в широких масштабах. Таким образом, развивающиеся страны — мировые экспортеры нефти впервые за всю историю эксплуатации их ресурсов углеводородного сырья добились подлинного государственного суверенитета над своими природными богатствами. [c.30]

Итак, иностранным нефтяным монополиям в 1971 г. удалось внести разногласия в ряды ОПЕК, изолировать, правда на короткий срок, страны с прогрессивными режимами, ограничить определенными рамками повышение справочных цен на нефть и таким образом немного отдалить окончательную ликвидацию неоколониальной системы ценообразования на капиталистическом нефтяном рынке. Тем не менее и в этой, не самой благоприятной ситуации Ливии удалось 2 апреля 1971 г. подписать с западными компаниями в Триполи соглашение на более приемлемой для страны-продуцента основе. Основное его преимущество перед тегеранским сводилось к тому, что ливийское правительство настояло на законодательном закреплении обязательства концессионеров реинвестировать определенную часть их прибылей в поддержание продуктивности эксплуатируемых месторождений, в использование попутного нефтяного газа или вкладывать эти суммы в разведку2. Ливийские принципы послужили базой для пересмотра условий экспорта жидкого топлива из средиземноморских и отчасти из западноафриканских портов. Уже вскоре они нашли наиболее полное отражение в нефтяном законе АНДР от 12 апреля 1971 г., а также в соглашении Нигерии с основным концессионером — группой Шелл—БП . [c.78]

Таким образом, против ОПЕК сработали и продолжают действовать объективные экономические факторы негативного для нее характера. Прежде всего к этим факторам относится вступление мирового капитализма в длительную полосу низких темпов роста общественного производства, самые глубокие после великой депрессии 1929—1933 гг. экономические кризисы 1974— 1975 гг. и 1980—1982 гг. меры по экономии энергии и снижению нефтеемкости ВВП, активно проводимые под влиянием двух резких повышений цен на жидкое топливо в предыдущие годы, а так- же процесс сокращения доли нефти в топливно-энергетических балансах и замещения ее (точнее, в первую очередь мазута в качестве котельно-печного топлива) природным газом и каменным углем. В определенной мере к экономическим факторам следует отнести и наращивание развитыми капиталистическими государствами добычи на своих нефтяных месторождениях с худшими технико-экономическими характеристиками по сравнению с большинством промыслов участников ОПЕК, поскольку в результате значительного повышения цен стала рентабельной разработка ресурсов жидкого топлива с высшими ценами производства. Таким образом, объективно экономически обоснованный курс ОПЕК на ликвидацию монопольно низкой цены на главную экспортную продукцию участников организации и повышение этой цены до конкурентоспособного уровня, учитывающего ведущую роль нефти в энергообеспечении и соотношение спроса и предложения, обернулся усилением позиций ее конкурентов на мировом капиталистическом рынке. [c.145]

Высокие темпы развития нефтяной промышленности стали возможны благодаря внедрению новых научно обоснованных систем разработки месторождений, более совершенной техники эксплуатации нефтяных и газо вых скважин. Основными методами добычи нефти, распространенными в дореволюционное время, были открытое фонтанирование, с помощью желонок, открытый сбор нефти. Месторождения разрабатывались бессистемно, с огромными потерями нефти и газа, варварски использовались природные богатства. Бессистемное разбурива-ние площадей, открытые фонтаны вели к резкому падению пластовых давлений и выходу из строя скважин и месторождений в целом. Поэтому были приняты срочные меры по ликвидации открытых фонтанов и внедрению герметизированных схем добычи нефти, замене малопроизводительных желонок глубинными насосами и компрессорным способом эксплуатации скважин, использованию комплексных методов исследования скважин и более совершенных технологических приемов. Переломным этапом в развитии технологии добычи нефти явилось применение методов поддержания пластовых давлений на основе законтурного и приконтурного заводнения, а позднее сочетания законтурного (или приконтурного) с внутриконтурным (разрезанием залежи на несколько площадей рядами нагнетательных скважин), центральным внутриконтурным заводнением, очаговым или осевым заводнением. С целью поддержания пластового давления все шире применяется закачка в пласт газа или воздуха. [c.43]

В. В. Померанцев в приложении к своей известной книге (19616) приводит краткий обзор зарубежных формул оценки месторождений, среди которых упомянем формулы Форрестера и Бринсмейда. Первая отличается от хосколдовской дополнительным слагаемым — сегодняшней ликвидационной стоимостью рудника L, равной L/(l + г). Это добавление вполне логичное и полезное, однако численно оценить его крайне трудно. Возможно, что современные экологические требования к рекультивации сделают ликвидационное слагаемое отрицательным и весьма существенным, что практически будет означать не доходы от продажи оборудования и сооружений, а расходы на его ликвидацию и рекультивацию недр. [c.52]

Известно, что амортизация представляет собой постепенное перенесение стоимости основных фондов на производимый продукт с целью возмещения этой стоимости к течение срока службы фондов. Естественно, что для поддержания достигнутого уровня добычи при истощении запасов на одних месторождениях требуется введение в разработку новых месторождений, бурение новых скважин. Стоимость новых скважин, так же как и старых, полностью амортизируется. В нефтяной промышленности нет недоамортизации, даже по л эекращению работы скважин или их ликвидации амортизация по ним продолжает начисляться до полного погашения стоимости. [c.45]

С целью ликвидации указанных выше недостатков при построении систем, моделирующих процессы открытия не тяных и газовых месторождений, специально разработан раздел математической теории поиска — пбиск го числа пассивных объектов с неизвестными параметров, предназначенный для моделирования многостадийного процесса поисково—разведочных работ на нефть и газ. Показано, что каждая стадия этого процесса может быть с достаточной степенью точности описана элементар -ным блоком (рисунок). [c.76]

Длительность разработки большинства месторождений Ишим-байского типа обусловило наличие фонда малодебитных скважин, достигших предела их экономически эффективной эксплуатации. Расчеты, проведенные на примере Введеновскогб месторождения НГДУ Ишимбайнефть , показали, что на их долю приходится 1/3 действующих скважин.. Существенным резервом роста добычи в условиях наличия значительного фонда старых скважин НГДУ Ишимбайнефть является проведение мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта, которые, как следует из проведенного анализа, обеспечивают 92% прироста добычи от общего объема дополнительно полученной нефти. Однако при этом должен быть решен вопрос об экономической целесообразности осуществления мероприятий по воздействию на призабойную зону скважин, подлежащих консервации или ликвидации при достижении предела рентабельной их эксплуатации. [c.62]

Разработанные технология и техническое оборудование успешно используются на газовых месторождениях ПО «СевКавГазпром» при ликвидации песчаных пробок из газовых скважин. [c.195]

В 1996-97 г.г. федеральные ведомства (Госкомэкологии и др) разработали более 10 нармативных документов. Таких как «Регламент на приемку земель, временно использованных при разведке, обустройстве и эксплуатации месторождений нефти и газа», «Программа повышения надежности эксплуатации труб и трубопроводных систем» и др. В настоящее время основным способом ликвидации нефтяных разливов на местности являются их механический сбор, в ряде случаев с использованием сорбентов, с последующим выжиганием или захоронением остатков путем отсыпки песком или торфом. [c.117]

Одновременно с ликвидацией отрицательных последствий войны в промышленности, сельском хозяйстве, транспорте, переходом на выпуск мирной продукции развернулась крупномасштабная работа по освоению месторождений полезных ископаемых, созданию важных промышленных объектов. Программной основой этих работ послужили четвертый и пятый пятилетние планы и постановление Совета Министров СССР О мероприятиях по развитию промышленности Башкирской АССР , принятое в январе 1949 г. [c.38]

Ликвидация нефтяных и газовых скважин

В случае, если нефтегазовое месторождение иссякло, сооруженная скважина имеет малую продуктивность вследствие неисправимых повреждений или не может эксплуатироваться по иным причинам, проводитсяликвидация нефтяных и газовых скважин. Данный процесс осуществляется при помощи специального оборудования, и, как при бурении и разработке, на начальном этапе следует провести анализ, по которому будет понятно, следует ли действительно ликвидировать конструкцию или можно продолжить эксплуатацию, скорректировав условия или проведя ремонтные работы.

Грамотная ликвидация может осуществляться несколькими способами, выбор которых обусловлен характером пластов, глубиной залегания продуктивного слоя, особенностями конструкции и другими качествами.

Что такое ликвидация нефтяных скважин?

Данный процесс предусматривает окончательное списание скважины с ее закрытием по причине невозможности разработки. Причины, по которым может потребоваться ликвидация, могут носить технологический характер (аварийные ситуации, проблемы с бурением) или вызваны геологической структурой пластов данного месторождения. Наиболее частые основания для завершения работы:

  • Авария сложного характера, в результате исследования последствий которой было официально доказано, что устранить их нельзя.
  • Невозможность разработки скважины для новых целей: к примеру, ликвидация нефтяных скважин может понадобиться при отсутствии возможности вернуться на более высокий продуктивный горизонт, использовать ее в качестве нагнетательной разновидности или для анализа пластов.
  • Полное отсутствие полезных ресурсов, при этом возможности углубить скважину, вернуться на другой слой не имеется.
  • Высокий уровень содержания пластовых вод, убрать которые нельзя по технологическим особенностям.
  • Низкорентабельный дебит, возникший вследствие неумеренной откачки полезных веществ и истощения скважины.
  • Отсутствие или прекращение должного уровня приемистости.

Согласно технологии ликвидации, комплекс работ включает в себя промывку и очистку ствола, установку моста из цементного состава, опрессовку и проверку герметичности места между колонной и пластами. В ряде случаев обсадные колонны вынимаются на поверхность. В качестве условий, требующих извлечения, обычно выступают отсутствующие залежи газа, минеральных вод, которые могут попасть в пласты с пресной водой и испортить ее. После того как ликвидация скважины будет завершена, на ее устье ставят репер, где обозначается порядковый номер, название месторождения и наименование компании, занимавшейся разработкой.

Методы ликвидации скважин

Данный процесс производится как с эксплуатационной колонной, так и с ее изъятием из ствола скважины. Работы, которые проводятся без участия колонны, что допускается при определенных условиях геологических пластов, выявляемых при разрезе, осуществляются посредством создания цементных мостов, которые располагаются в интервалах залегания минерализированных пластовых вод, характеризующихся увеличенной степенью напора. Мосты также устанавливаются в залежах углеводородных веществ, которые имеют малую продуктивность и непригодны для добычи.

По правилам высота моста должна оказаться ниже подошвы на 20 метров, но при этом быть выше верхней полосы горизонта на то же самое расстояние. Если пласт содержит минерализованную жидкость, то над его верхней частью ставится мост, высота которого составляет 50 метров; то же самое касается установки на границе между пластом с пресной водой и минерализованным слоем. Башмак финальной колонны технического вида оборудуется мостом, который перекрывает башмак на 50 метров или больше.

Смотрите так же:  Какой налог с чп

Наличие необходимых мостов можно проверить, разгрузив оборудование для бурения или НКТ, при этом усилие не должно быть больше пределов нагрузки на цементный элемент. Что касается последнего моста, расположенного с перекрытием башмака технической колонны, его проверяют и посредством опрессовки.

Методы ликвидации скважин предусматривают и работу со спущенной колонной. В этом случае установка цементных мостов осуществляется за эксплуатационной колонной на уровне выше башмака. Мосты ставятся напротив мест перфорации, негерметичных частей труб, мест установки муфт, служащих для постепенного цементирования, в точках соединения при сегментарном запуске колонн, а также в башмаке технической части скважины. Если незацементированная часть колонны должна быть подвергнута отвороту, то на верхней части колонны ставится мост высотой от 50 и более метров. Остаток скважины необходимо заполнить жидкостью, которая препятствует замораживанию.

Если цементное образование отсутствует за колонной либо ниже башмака колонны технического типа, то внутрь могут попасть частицы пластов-коллекторов, которые содержат углеводородные компоненты или минерализованную жидкость. Для защиты от таких рисков осуществляют перфорационные процессы, после чего необходимо цементировать скважину под высоким давлением и установить мост в том месте, которое позволит перекрыть указанный промежуток, а также на 20 метров ниже и выше на такое же расстояние. После этого проводится опрессовка, исследуется высота подъема вещества и надежность схватывания.

Если в нефтяной скважине есть нарушения эксплуатационной колонны, вызванные аварийным происшествием, или она используется в течение очень долгого времени, то потребуется исследовать ствол на предмет наличия цементного состава за стенками колонны, уточнить его качество, проверить цементирование в промежутках отсутствия и установку моста в скважинах с наличием перекрытия корродированных элементов. Перекрытие такой скважины осуществляется на 20 метров ниже и выше обозначенного промежутка, при этом важно провести опрессовку.

При смятии колонны процесс ликвидации осуществляется посредством монтажа мостов в перфорированных промежутках и местах смятия с параметрами: 20 метров ниже интервала, 100 метров выше интервала. Если же планируетсяликвидация нефтяных и газовых скважин, которые расположены на территории подземного резервуара с газом, то оборудование возможно ставить без использования тумбы; схему работы при этом нужно согласовать с местными органами государственного надзора.

Порядок ликвидации скважин

Главные требования, которые выдвигаются к технологиям по остановке:

  • Надежная изоляция пластов, содержащих нефтяные и газовые продукты, водоносных слоев. Если внутрь колонны попадут минералосодержащие либо нефтесодержащие продукты, это может нанести существенный вред пластам.
  • Правильная герметизация обсадных колонн.

В рамках ликвидации осуществляются следующие действия:

  • Промывание скважины, при котором насосно-компрессионные трубы спускаются до области забоя, очистка стенок от наслоений глины, нефтепродуктов, парафиносодержащих средств, коррозийных элементов в тех местах, где устанавливаются мосты.
  • Установка цементных мостов. Они могут быть непрерывными либо прерывающимися в зависимости от того, насколько далеко располагаются слои в забое. Мосты перекрывают все части перфорации, места газопроявлений.
  • Если скважина имеет низкий уровень гидростатического давления, работы включают осуществление действий, направленных на снижение поглотительных пластовых свойств.
  • Удаление обсадной колонны, если внутри отсутствуют пластовые, насыщенные минералами воды, которые находятся под сильным давлением, и насыщенные газом уровни.

Извлечение эксплуатационной колонны: данные работы осуществляются, если цементный уровень не поднялся до устья первой колонны в ходе ремонтных манипуляций. После этого ставится мост над оставшейся колонной, устанавливается его герметичность.

Проверка степени герметичности места между колоннами, направлением и элементами кондуктора. Скважинное устье оснащается репером с данными по конкретному месторождению (название, имя компании, дата ликвидации и другие сведения); для его монтажа внутрь сплющенной труды опускают пробку из дерева и заливают раствор до верхней части устья. Над ним делается тумба из бетона. Если колонна технического вида была извлечена, монтаж репера делается в кондукторе либо шахте; в этом случае также необходимо поставить тумбу из бетона.

Видео: Ликвидация скважин

I. Общие положения

1.1. Инструкция определяет порядок ликвидации и консервации опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, нагнетательных, контрольных (пьезометрических, наблюдательных), специальных (поглощающих, водозаборных), йодобромных , бальнеологических и других скважин, которые закладываются с целью поисков, разведки, эксплуатации месторождений нефти, газа и газового конденсата, теплоэнергетических, промышленных и минеральных вод, геологических структур для создания подземных хранилищ нефти и газа, захоронения промышленных стоков, вредных отходов производства, а также скважин, пробуренных для ликвидации газовых и нефтяных фонтанов и грифонов.

Требования настоящей Инструкции являются обязательными для всех предприятий и организаций, осуществляющих проектирование, эксплуатацию, консервацию и ликвидацию скважин и подконтрольных Госгортехнадзору России.

1.2. Целью настоящей Инструкции является установление порядка и технических требований по переводу консервируемых и ликвидируемых скважин в состояние, обеспечивающее сохранность месторождений, безопасность жизни и здоровья населения, охрану окружающей природной среды, зданий и сооружений в зоне влияния консервируемых (ликвидируемых) объектов, а при консервации — также сохранность скважин на все время консервации.

1.3. Пользователь недр обязан обеспечить ликвидацию в установленном порядке буровых скважин, не подлежащих использованию, а также обеспечить сохранность скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождения и (или) в иных хозяйственных целях (статья 22 Закона от 21 февраля 1992 г. № 2395-1 «О недрах»).

Ликвидация (консервация) скважин производится по инициативе предприятия — пользователя недр, других юридических или физических лиц, на балансе которых находится скважина (далее — владелец), или в случаях, установленных законодательством.

1.4. Консервация, ликвидация скважин осуществляется в соответствии с проектной документацией в сроки, согласованные с территориальными органами Госгортехнадзора России.

1.5. Проектная документация на консервацию и ликвидацию скважин может разрабатываться:

1.5.1. В составе проектов разведки и разработки месторождений, рабочих проектов на строительство скважин, проектов на создание подземных хранилищ нефти и газа, мощностей по использованию теплоэнергетических ресурсов термальных вод.

1.5.2. В качестве типовых проектов на консервацию и ликвидацию скважин для регионов с однотипными горно-геологическими и экологическими условиями.

1.5.3. В качестве индивидуальных, групповых (группа скважин на одном месторождении) и зональных (группа скважин на нескольких площадях с идентичными горно-геологическими и экологическими характеристиками) проектов на ликвидацию и консервацию скважин.

Структура и состав проектной документации на ликвидацию скважины должны соответствовать действующим нормативным требованиям и включать следующие разделы:

— общая пояснительная записка. Обоснование критериев ликвидации скважины;

— технологические и технические решения по ликвидации скважины;

— порядок организации работ по ликвидации скважины;

— мероприятия по охране недр, окружающей среды и обеспечению промышленной безопасности;

Структура и состав проектной документации на консервацию скважины должны включать следующие разделы:

— общая пояснительная записка. Варианты консервации (в процессе и по завершению строительства, эксплуатации). Сезонная консервация;

— технологические и технические решения по консервации скважины, оборудованию их устья;

— порядок организации работ по консервации скважины и обеспечению промышленной безопасности;

— мероприятия по охране недр и окружающей среды;

1.6. Изменения, вносимые в проектную документацию на ликвидацию, консервацию законченных строительством скважин, подлежат дополнительной экспертизе промышленной безопасности и согласованию с соответствующим органом Госгортехнадзора России, а при необходимости — с природоохранными органами.

1.7. Работы по консервации, ликвидации скважин с учетом результатов проверки их технического состояния проводятся по планам изоляционно-ликвидационных работ, обеспечивающим выполнение проектных решений по промышленной безопасности, охрану недр и окружающей среды и согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора России.

1.8. Материалы на ликвидацию скважин представляются в Госгортехнадзор России или его территориальный орган. Во всех случаях заключение должно быть принято в срок не позднее одного месяца после получения представленных материалов.

1.9. Ликвидация и консервация законченных строительством скважин считается завершенной после подписания акта о ликвидации или консервации пользователем недр и соответствующим органом Госгортехнадзора России.

1.10. Если длительность консервации скважины по той или иной причине превысила (или может превысить) сроки, предусмотренные проектом разработки, или превысила 15 лет и по заключению независимой экспертизы возникает реальная угроза нанесения вреда окружающей природной среде, имуществу, жизни и здоровью населения, то, по требованию соответствующего органа государственного надзора и контроля, пользователь недр обязан разработать и реализовать дополнительные меры безопасности, исключающие риск возникновения аварийной ситуации, или ликвидировать скважину в порядке, установленном настоящей Инструкцией.

1.11. Специфические особенности консервации и ликвидации скважин на континентальном шельфе морей определяются действующими нормативными актами.

1.12. Оборудование, используемое при ликвидации и консервации скважин, применяется на территории Российской Федерации по специальным разрешениям Госгортехнадзора России.

1.13. К работам по ликвидации и консервации скважин допускается персонал, соответствующий специальным требованиям.

II. Порядок ликвидации скважин

2.1. Категории скважин, подлежащих ликвидации

Все ликвидируемые скважины в зависимости от причин ликвидации подразделяются на 4 категории:

I — скважины, выполнившие свое назначение;

II — скважины, ликвидируемые по геологическим причинам;

III — скважины, ликвидируемые по техническим причинам;

IV — скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам.

2.1.1. I категория — скважины, выполнившие свое назначение. К ним относятся:

I-а) скважины, выполнившие задачи, предусмотренные проектом строительства, проектами (технологическими схемами) и другими технологическими документами на разработку месторождений;

I-б) скважины, достигшие нижнего предела дебитов, установленных проектом, технологической схемой разработки или инструкцией по обоснованию нижнего предела рентабельности эксплуатационных скважин, разработанной и утвержденной в установленном порядке, обводнившиеся пластовой, закачиваемой водой, не имеющие объектов возврата или приобщения, в случае отсутствия необходимости их перевода в контрольный (наблюдательный, пьезометрический) фонд;

I-в) скважины, пробуренные для проведения опытных и опытно-промышленных работ по испытанию различных технологий, после выполнения установленных проектом задач;

I-г) скважины, пробуренные как добывающие, а после обводнения переведенные в контрольные, нагнетательные и другие, при отсутствии необходимости их дальнейшего использования.

I-д ) скважины, выполнившие свое назначение на подземных хранилищах нефти и газа и месторождениях термальных и промышленных вод.

2.1.2. II категория — скважины или часть их ствола, ликвидируемые по геологическим причинам. К ним относятся:

II-а) скважины, доведенные до проектной глубины, но оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях, то есть в зонах отсутствия коллекторов, законтурной области нефтяных и газовых месторождений, давшие непромышленные притоки нефти, газа, воды, а также скважины, где были проведены работы по интенсификации притока, которые не дали результатов;

II-б) скважины, прекращенные строительством из-за нецелесообразности дальнейшего ведения работ по результатам бурения предыдущих скважин;

II-в) скважины, не вскрывшие проектный горизонт и не доведенные до проектной глубины из-за несоответствия фактического геологического разреза проектному, вскрытия в разрезе непреодолимых препятствий (катастрофические зоны поглощения, обвалы, высокопластичные породы);

II-г) скважины, законченные строительством на подземных хранилищах нефти, газа и месторождениях теплоэнергетических и промышленных вод и оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях («сухими», не давшие притока и т.п.);

II-д ) скважины нагнетательные, наблюдательные, эксплуатационные, йодобромные , теплоэнергетические, бальнеологические, а также скважины, пробуренные для сброса промысловых вод и других промышленных отходов, для эксплуатации подземных хранилищ нефти и газа, оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях, при отсутствии необходимости их использования в иных хозяйственных целях.

2.1.3. III категория — скважины или часть их ствола, ликвидируемые по техническим причинам (аварийные). К ним относятся скважины, где прекращены строительство, работы по капитальному ремонту или эксплуатация вследствие аварий, инцидентов и осложнений, ликвидировать которые существующими методами невозможно или экономически нецелесообразно:

III-a ) скважины, на которых возникли открытые фонтаны, пожары, следствием которых явилась потеря ствола скважины, а также аварии с бурильным инструментом, техническими или эксплуатационными колоннами, внутрискважинным и устьевым оборудованием, геофизическими приборами и кабелем, аварии из-за некачественного цементирования. В случаях, когда в исправной части ствола скважины (выше аварийной части) имеются продуктивные горизонты промышленного значения, подлежащие в соответствии с технологическими документами на разработку месторождений отработке этой скважиной, ликвидируется в установленном порядке только аварийная часть ствола, а исправная передается добывающему предприятию;

Смотрите так же:  1. Наследование основания

III-б) скважины, где произошел приток пластовых вод при освоении, испытании или эксплуатации, изолировать которые не представляется возможным;

III-в) скважины, на которых выявлена негерметичность эксплуатационной колонны в результате ее коррозионного износа вследствие длительной эксплуатации в агрессивной среде;

III-г) скважины с разрушенными в результате стихийных бедствий (землетрясения, оползни) устьями или возникновением реальной опасности оползневых явлений или затопления;

III-д ) скважины при смятии, сломе обсадных колонн в интервалах залегания солей, глин, многолетнемерзлых пород;

III-е) скважины, пробуренные на морских месторождениях в случае аварийного ухода буровых установок, разрушения гидротехнических сооружений, технической невозможности и экономической нецелесообразности их восстановления;

III-ж) скважины, пробуренные с недопустимыми отклонениями от проектной точки вскрытия пласта.

2.1.4. IV категория — скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам. К ним относятся:

IV-а) скважины, законченные строительством и непригодные к эксплуатации из-за несоответствия прочностных и коррозионностойких характеристик эксплуатационной колонны фактическим условиям;

IV-б) скважины, непригодные к эксплуатации в условиях проведения тепловых и газовых методов воздействия на пласт;

IV-в) скважины, законсервированные в ожидании организации добычи, если срок консервации составляет 10 и более лет и в ближайшие 5 лет не предусмотрен их ввод в эксплуатацию, или по данным контроля за техническим состоянием колонны и цементного камня дальнейшая консервация нецелесообразна;

IV-г) скважины, расположенные в санитарно-защитных зонах населенных пунктов, водоохранных зонах рек, водоемов, запретных зонах, по обоснованным требованиям уполномоченных органов;

IV-д ) нагнетательные скважины при прекращении их приемистости, скважины на подземных хранилищах и скважины, предназначенные для сброса промысловых вод и отходов производства при невозможности или экономической нецелесообразности восстановления их приемистости;

IV-e ) скважины — специальные объекты, ликвидация которых по мере выполнения поставленных задач проводится в соответствии с требованиями законодательства и настоящей Инструкции;

IV-ж) скважины, расположенные в зонах, где изменилась геологическая обстановка, повлекшая за собой изменение экологических, санитарных требований и мер безопасности, и возникло несоответствие эксплуатации скважин статусу этих зон;

IV-з ) скважины, не вскрывшие проектный горизонт и не доведенные до проектной глубины из-за возникновения форс-мажорных обстоятельств длительного действия, банкротства предприятия, отсутствия финансирования, прекращения деятельности предприятия, окончания срока действия лицензии на пользование недр.

2.2. Оборудование устьев и стволов нефтяных, газовых и других скважин при их ликвидации

2.2.1. Общие положения

2.2.1.1. Все работы по ликвидации скважин должны проводиться в соответствии с требованиями действующей нормативно-технической базы и индивидуальным планом изоляционно-ликвидационных работ по каждой скважине, разработанным в соответствии с проектом на ликвидацию скважин для данной площади или месторождения с учетом требований настоящей Инструкции.

2.2.1.2. Изоляционно-ликвидационные работы в скважинах, строящихся, эксплуатирующихся на месторождениях, залежах и подземных хранилищах, в продукции которых содержатся агрессивные и токсичные компоненты в концентрациях, представляющих опасность для жизни и здоровья людей, должны проводиться в соответствии с требованиями нормативно-технической документации и по проектам, разработанным и согласованным в порядке, предусмотренном настоящей Инструкцией, с учетом действующих санитарных норм и правил.

2.2.1.3. Конкретный план действий по ликвидации скважин в процессе строительства и скважин, законченных строительством, на континентальном шельфе разрабатывается пользователями недр с учетом местных условий, требований настоящей Инструкции и других нормативных документов и согласовывается с территориальным органом Госгортехнадзора России.

2.2.1.4. Осложнения и аварии, возникшие в процессе проведения изоляционно-ликвидационных работ или в процессе исследования технического состояния скважин, ликвидируются по дополнительным к проектной документации к ликвидации планам, согласованным с региональными органами Госгортехнадзора России.

2.2.1.5. Ликвидация скважин с межколонным давлением, заколонными перетоками , грифонами допускается только после их устранения по согласованному с территориальным органом Госгортехнадзора России плану (п.2.2.1.1. настоящей Инструкции) с оформлением акта на проведенные работы и результаты исследований по проверке надежности выполненных работ и вывода постоянно действующей комиссии о непригодности скважины к ее дальнейшей безопасной эксплуатации.

2.2.2. Ликвидация скважин без эксплуатационной колонны

2.2.2.1. Ликвидация скважины без эксплуатационной колонны в зависимости от горно-геологических условий вскрытого разреза производится путем установки цементных мостов в интервалах залегания высоконапорных минерализованных вод ( Ка = 1,1 и выше) и слабопродуктивных , не имеющих промышленного значения залежей углеводородов.

Высота цементного моста должна быть на 20 м ниже подошвы и на столько же выше кровли каждого такого горизонта.

2.2.2.2. Над кровлей верхнего пласта с минерализованной водой, а также на границе залегания пластов с пресными и минерализованными водами (если они не перекрыты технической колонной) устанавливается цементный мост высотой 50 м.

2.2.2.3. В башмаке последней технической колонны устанавливается цементный мост с перекрытием башмака колонны не менее чем на 50 м.

2.2.2.4. Наличие мостов проверяется разгрузкой бурильного инструмента или насосно-компрессорных труб с усилием, не превышающим предельно допустимую удельную нагрузку на цементный камень. Установленный в башмаке последней технической колонны цементный мост, кроме того, испытывается методом гидравлической опрессовки .

Результаты работ оформляются соответствующими актами.

2.2.2.5. Извлечение верхней части технической колонны с незацементированным затрубным пространством допускается при отсутствии в разрезе напорных и углеводородосодержащих горизонтов.

В этом случае в оставшейся части технической колонны устанавливается цементный мост высотой на 50 м выше и 20 м ниже места извлечения колонны.

Оставшаяся часть технической колонны заполняется нейтральной жидкостью, кондуктор — нейтральной незамерзающей жидкостью.

2.2.2.6. При ликвидации скважин в результате аварии с бурильным инструментом (категория III-a ) в необсаженной части ствола и невозможности его извлечения необходимо произвести торпедирование или отворот неприхваченной части инструмента.

При нахождении верхней части оставшегося в скважине инструмента ниже башмака технической колонны необходимо произвести установку цементного моста под давлением с перекрытием головы оставшегося инструмента на 50 м. После ожидания затвердения цемента следует определить разгрузкой бурильного инструмента или насосно-компрессорных труб верхний уровень цементного моста. В башмаке технической колонны необходимо также установить цементный мост высотой 50 м и проверить его наличие разгрузкой бурильного инструмента или насосно-компрессорных труб и опрессовкой . Дальнейшие работы проводятся в соответствии с требованиями пп.2.2.2.2 — 2.2.2.5 настоящей Инструкции.

2.2.2.7. При аварии с бурильным инструментом, когда его верхняя часть осталась в интервале ствола, перекрытого технической колонной, необходимо произвести его торпедирование или отворот на уровне башмака колонны и цементирование под давлением с установкой цементного моста на уровне не менее 100 м над башмаком технической колонны. Дальнейшее оборудование ствола производить аналогично пп.2.2.2.4, 2.2.2.5 настоящей Инструкции.

Устье скважины необходимо оборудовать заглушкой (или глухим фланцем с вваренным патрубком и вентилем), установленной на кондукторе (технической колонне).

2.2.2.8. На устье скважины устанавливается бетонная тумба размером 1 ´ 1 ´ 1 м с репером высотой не менее 0,5 м и металлической таблицей (именуемой далее по тексту «таблицей»), на которой электросваркой указывается номер скважины, месторождение (площадь), предприятие-пользователь недр, дата ее ликвидации.

2.2.2.9. При расположении скважины на землях, используемых для сельскохозяйственных целей, устья скважины углубляются не менее чем на 2 м от поверхности, оборудуются заглушкой, установленной на кондукторе (технической колонне), и таблицей с указанием номера скважины, месторождения (площади), предприятия — пользователя недр и даты ее ликвидации.

Заглушка покрывается материалом, предотвращающим ее коррозию, и устье скважины засыпается землей.

Выкопировка плана местности с указанием местоположения устья ликвидированной скважины передается землепользователю, о чем делается соответствующая отметка в деле скважины и акте на рекультивацию земельного участка.

2.2.2.10. По скважинам, ликвидированным по III категории, а также скважинам всех категорий, пробуренным в пределах внешнего контура нефтегазоносности и максимального размера искусственной залежи газохранилища, цементные мосты устанавливаются в интервале и на 20 м ниже и выше мощности всех продуктивных горизонтов, продуктивность которых установлена в процессе строительства скважин, разработки месторождения, эксплуатации хранилища.

2.2.3. Оборудование устьев и стволов при ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной

2.2.3.1. Оборудование стволов при ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной производится следующим образом.

При подъеме цемента за эксплуатационной колонной выше башмака предыдущей колонны (технической колонны или кондуктора) устанавливаются цементные мосты против всех интервалов перфорации, интервалов негерметичности , установки муфт ступенчатого цементирования, в местах стыковки при секционном спуске эксплуатационной и технической колонн, интервале башмака кондуктора (технической колонны). Если по решению пользователя недр производится отворот незацементированной части эксплуатационной колонны, то устанавливается цементный мост высотой не менее 50 м на «голове» оставшейся части колонны. Оставшаяся часть скважины заполняется незамерзающей нейтральной жидкостью.

При отсутствии цементного камня за эксплуатационной колонной ниже башмака кондуктора или технической колонны, если в этот промежуток попадают пласты — коллекторы, содержащие минерализованную воду или углеводороды, то производится перфорация колонны и цементирование под давлением с установкой цементного моста в колонне, перекрывающего указанный интервал, и на 20 м ниже и выше с последующей опрессовкой , проведением исследований по определению высоты подъема цемента и качества схватывания.

2.2.3.2. При ликвидации скважин с нарушенной колонной из-за аварии или корродирования эксплуатационной колонны вследствие длительных сроков эксплуатации проводятся исследования по определению наличия и качества цемента за колонной, цементирование в интервалах его отсутствия по п.2.2.3.1 и установка цементного моста в колонне с перекрытием всей прокорродировавшей части колонны и на 20 м выше и ниже этого интервала, с последующей опрессовкой оставшейся части колонны.

2.2.3.3. Ликвидация скважин со смятой эксплуатационной колонной производится путем установки цементных мостов в интервалах перфорации и смятия колонн и на 20 м ниже и на 100 м выше этих интервалов перфорации и смятия колонн.

2.2.3.4. Устья ликвидируемых скважин со спущенной эксплуатационной колонной оборудуются в соответствии с пп.2.2.2.8 и 2.2.2.9 настоящей Инструкции.

2.2.3.5. При нахождении скважины на территории подземного газового хранилища допускается (с целью контроля за межколонными пространствами) оборудование устья без установки тумбы по схеме, согласованной с территориальными органами Госгортехнадзора России.

2.2.3.6. По скважинам, вскрывшим малодебитные, низконапорные пласты ( Ка £ 1,1), допускается принимать консервационные цементные мосты в качестве ликвидационных при условии, что мост перекрывает верхние отверстия перфорации не менее чем на 50 м.

2.3. Порядок оформления документов на ликвидацию скважины

2.3.1. Для рассмотрения документов на ликвидацию скважины пользователь недр создает постоянно действующую комиссию (ПДК) из лиц, имеющих право руководства горными работами («Положение о порядке предоставления права руководства горными работами. «, утверждено постановлением Госгортехнадзора России 19.11.97 г. № 43 и зарегистрировано в Минюсте России 18.03.98 г., № 1487), прошедших аттестацию в соответствии с требованиями «Положения о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России

» (утверждено постановлением Госгортехнадзора России 30.04.2002 г., № 21 и зарегистрировано в Минюсте России 31.05.2002 г., № 3489), с привлечением в комиссию необходимых специалистов (геолог, экономист, главный бухгалтер и др.). Решение ПДК о ликвидации скважины является основанием для подготовки задания на проектирование и составления плана изоляционно-ликвидационных работ.