Привязка перфоратора по гк к глубине интервала перфорации

1. Производиться запись ГК с целью определения глубины установки перфоратора. Спускаемый прибор должен быть оборудован наконечником диаметром не менее 55 мм для предотвращения прохождения приборов ниже переводника. После полученного результата привязка перфоратора по ГК, МЛМ (глубина установки реперного патрубка), при помощи подгоночных патрубков НКТ верхний заряд перфоратора устанавливается на кровле заданного интервала.

2. Производиться контрольная запись ГК, МЛМ, с целью правильности установки перфоратора в заданном интервале, а так же производиться замер гидростатического давления столба скважинной жидкости в интервале установки перфоратора.

3. При гидростатическом давлении столба скважинной жидкости в заданном интервале установки перфоратора менее 7 Мпа производить отстрел перфоратора запрещено.

4. Составляется двухсторонний акт о выполнении привязки репера к разрезу скважины, в котором указывается глубина нахождения и длина реперного патрубка, а так же гидростатическое давление столба скважинной жидкости в заданном интервале установки перфоратора.

Отстрел перфоратора

1. После установки перфоратора в заданном интервале перфорации произвести задействование инициирующей головки (отстрел перфоратора) с помощью резинового шара или штанги сбрасываемых в полость НКТ (согласно утвержденного плана работ).

2. Для отстрела перфоратора с помощью резинового шара диаметром 45 мм, сбросить шар в полость НКТ и производить прокачку скважинной жидкости при давлении нагнетания ЦА-320 в 40–50 атм до срабатывания перфоратора или не менее объема НКТ. Срабатывание перфоратора определяется по характерному звуку и скачку давления на ЦА-320.

3. При инициировании перфоратора штангой факт срабатывания перфоратора определяется по характерному звуку на устье скважины, притоку флюида, повышению давления в скважине и т.п. Приток флюида в полость НКТ осуществляется через боковые отверстия в корпусе головки.

4. При определении четкого срабатывания перфоратора представитель «Заказчика» подтверждает расход ВМ по Наряд-Путевке и согласовывает решение о подъеме штанги.

5. После отстрела перфоратора производиться вызов притока компрессированием или свабированием, а так же исследования и другие работы по утвержденному Плану работ.

6. При инициировании головки от штанги перед подъемом перфоратора извлечь штангу на поверхность при помощи ловителя спускаемого в скважину на геофизическом кабеле.

7. Во всех случаях перед подъемом перфоратора скважина должна быть заполнена жидкостью, обеспечивающей превышение гидростатического давления над пластовым.

8. Подъем НКТ с отстрелянным перфоратором производить осторожно, без рывков со скоростью не более 2,2 м/с. При подходе к устью скорость должна быть снижена до величины не более 0,1 м/с. После подъема сработавшего перфоратора он разбирается в последовательности обратной сборке. Составляется двухсторонний акт осмотра перфоратора после его отстрела в скважине, в котором указывается количество сработанных зарядов. К демонтажу перфоратора допускаются члены бригады только после осмотра перфоратора представителем геофизической службы и только по его указанию.

9. Во всех случаях, когда срабатывание перфоратора не было зафиксировано, необходимо действовать из предположения, что возможно произошел отказ. В этом случае, если перфоратор инициирован штангой, производиться извлечение и повторный сброс штанги с целью убеждения отказа перфоратора.
До подъема перфоратора извлечь штангу на поверхность с помощью ловителя. Произвести подъем колонны НКТ, на малой скорости (не более 0,5 м/с) с особой осторожностью при подходе к устью скважины. Приподнять верхний корпус перфоратора над устьем скважины и произвести его осмотр на наличие прострелянных отверстий. В случае произошедшего отказа необходимо немедленно отсоединить инициирующую головку. Приступить к выяснению причины отказа, поднимая перфоратор и аккуратно разбирая его по секциям.

10. В случае оставления, по каким либо причинам перфоратора в скважине, составляется акт, который подписывается представителем «Заказчика» и представителем «Подрядчика».

 

Экономическая эффективность использования трубного способа перфорации по сравнению с кабельной

Определение основных технико-экономических показателей

Направление 1 (Шахта)

В состав производственного времени Т_пр входят:

Т_пр= Т_б+ Т_СПО +Т_пром + Т_пзр + Т_креп+Т_рем + Т_проч;

где Т_б - время бурения, час;

Т_спо - время на спуске - подъёмные операции, час;

Т_пром - время промывки, час;

Т_пзр - время на подготовительные - заключительные работы, час;

Т_креп - время на крепление обсадных колонн, час;

Т_рем - затраты времени на предусмотренные планово - предупредительные ремонты, час,

Т_проч - прочие затраты времени при строительстве скважины, час; Непроизводственное время складывается из времени затраченного на ликвидацию аварий (Т_авар), и времени потерянного из - за простоев по организационным причинам (Т_п):

Т_непр =Т_авар + Т_п;

Т_общ=Т_пр+Т_непр

Так как, непроизводственное время (Т_непр) равно нулю, то общее время (Т_общ) будет равно производственному (Тпр): Т_общ =Тпр.

1) коммерческая скорость:

V_K^ф=∑H / Т_общ^ф;

где ∑H - суммарная проходка, м;

V_K^ф=10 / 18,32=0,54 м;

2) механическая скорость:
V_M^ф = ∑H /T_б;

V_M^ф = 10/ 2,78 =3,59м/ч;

3) рейсовая скорость:

V_p^ф = ∑H /(Т_бур^ф+ Т_спо^ф+ Т_пром^ф+ Т_расш^ф+ Т_нар^ф);

V_к^пр = ∑H /(2,78+ 0+ 0+ 0,28+ 0);

V_к^пр = 10 /3,06=3,26;

Направление 2

1) коммерческая скорость:

V_K^ф=∑H / Т_общ^ф;

где ∑H - суммарная проходка, м;

V_K^ф=30 / 33,61=0,89 м;

2) механическая скорость:
V_M^ф = ∑H /T_б;

V_M^ф = 20/ 1,33 =15,03м/ч;

3) рейсовая скорость:

V_p^ф = ∑H /(Т_бур^ф+ Т_спо^ф+ Т_пром^ф+ Т_расш^ф+ Т_нар^ф);

V_к^пр = ∑H /(1,33+ 0,09+ 0,05+ 0,13+ 0);

V_к^пр = 20 /1,6=12,5;

Кондуктор

1) коммерческая скорость:

V_K^ф=∑H / Т_общ^ф;

где ∑H - суммарная проходка, м;

V_K^ф=135 / 68,29=1,97 м;

2) механическая скорость:
V_M^ф = ∑H /T_б;

V_M^ф = 135/ 7,99 =16,8м/ч;

3) рейсовая скорость:

V_p^ф = ∑H /(Т_бур^ф+ Т_спо^ф+ Т_пром^ф+ Т_расш^ф+ Т_нар^ф);

V_к^пр = ∑H /(7,99+ 0,27+ 0,18+ 0,80+ 2,16);

V_к^пр = 135 /11,4=11,8;

Техническая колонна

1) коммерческая скорость:

V_K^ф=∑H / Т_общ^ф;

где ∑H - суммарная проходка, м;

V_K^ф=490 / 211,17=2,32 м;

2) механическая скорость:
V_M^ф = ∑H /T_б;

V_M^ф = 490/ 46,91 =10,4м/ч;

3) рейсовая скорость:

V_p^ф = ∑H /(Т_бур^ф+ Т_спо^ф+ Т_пром^ф+ Т_расш^ф+ Т_нар^ф);

V_к^пр = ∑H /(46,91+ 3,04+ 1,95+ 6,53+ 9,5);

V_к^пр = 490 /67,93=7,21;

Эксплуатационная колонна

1) коммерческая скорость:

V_K^ф=∑H / Т_общ^ф;

где ∑H - суммарная проходка, м;

V_K^ф=1194 / 364=3,28 м;

2) механическая скорость:
V_M^ф = ∑H /T_б;

V_M^ф = 1194/ 138,59 =8,6м/ч;

3) рейсовая скорость:

V_p^ф = ∑H /(Т_бур^ф+ Т_спо^ф+ Т_пром^ф+ Т_расш^ф+ Т_нар^ф);

V_к^пр = ∑H /(138,59+ 15,89+ 4,31+ 18+ 19,08);

V_к^пр = 1194 /195,8=6,09;

После подсчетов производственного и непроизводственного времени строят план-график строительства скважины (см.приложение № 5).

 

 

Экономический эффект

Проведение вторичного вскрытия пласта кумулятивной перфорацией возможно при различных гидродинамических условий в скважине. Наиболее распространенным методом вторичного вскрытия пласта является перфорация при репрессии на пласт. По данному варианту проведения работ давление на забое скважины превышает пластовое давление, что обеспечивает проведение работ в безопасном режиме. Разработана и широко применяется технология вторичного вскрытия пласта при депрессии или равновесии на пласт. Данная технология позволяет осуществить надежную гидродинамическую связь скважины с удаленной частью пласта за счет применения зарядов, характеризующихся высокой пробивной способностью, и проведению процесса вторичного вскрытия при депрессии, что исключает попадание в ПЗП жидкости вскрытия и механических примесей. В данном случае перфоратор спускается в скважину на трубах и устанавливается напротив интервала пласта.

На пути эффективного с экономической точки зрения применения трубной перфорации сдерживающим фактором остается высокая стоимость сервисных услуг на осуществление работ по сравнению с кабельной перфорацией, к примеру: стоимость перфорации по трубной технологии - 122 428 руб. (для 30зарядов ПКО-89-АТ-01), а по кабельной технологии аналогичными зарядами – 59 515 руб. (30зарядов ПКО-89-АТ-01)

В данном случае на лицо двух кратное увеличение стоимости услуг на перфорационные работы и собственно существенное удорожание стоимости заканчивания скважины. Для более подробной оценке экономического эффекта от проведения корпусной перфорации приведу пример капитального ремонта скважины, основной целью преследуемой в процессе работ было восстановление гидродинамической связи пласта со скважиной. С этой целью планировалось проведение перестрела пласта высоко проникающими зарядами с последующим вызовом притока освоением. С целью оценки экономического эффекта от применения корпусной перфорации считаю необходимым сравнить два возможных варианта вторичного вскрытия пласта: применение корпусного перфоратора, спускаемого на кабеле (вариант перфорации при репрессии на пласт) и на насосно-компрессорных трубах с понижением уровня жидкости в скважине (вариант перфорации при депрессии на пласт).

По первому варианту проведения капитального ремонта скважины с целью перестрела пласта перфоратор в скважину доставляется совместно со спуском испытательной компоновки насосно-компрессорных труб, то есть после проведения подготовительных работ (шаблонирования, скреперования эксплуатационной колонны и промывки забоя скважины) спускается сам перфоратор ПНКТ на НКТ, производится установка перфоратора в требуемом интервале и создание депрессии на пласт, перфорация пласта с последующим освоением и исследованием притока.

По второму варианту перфорацию производят по кабельной технологии. Существенным аспектом различия двух вариантов является сокращение продолжительности КРС по варианту реализации трубной перфорации на 20 часов за счет сокращения времени ПВР, монтаж-демонтаж противовыбросового оборудования и комбинирования процессов перфорации и освоения.

Данный случай создает двоякое представление об эффективности обоих вариантов капитального ремонта скважины, поскольку, с одной стороны, в данном случае цена комплекса услуг на проведение перфорации по технологии ПНКТ более чем в два раза выше, чем по кабельной технологии ПКО, но период задалживания по варианту перфорации на кабеле чуть меньше 8% общей продолжительности ремонта. Разобраться в данной ситуации поможет экономический расчет, по которому сравним затраты на проведение капитального ремонта скважины за период задалживания с затратами, которые несет предприятие, применяя технологию трубной перфорации взамен кабельного варианта. Необходимо учесть работу скважины за период задалживания, что в данном контексте представляется правомочным, поскольку разностная продолжительность ремонта скважины приводит к тому, что на скважине с реализацией технологии трубной перфорации будет получена большая накопленная дополнительная добыча нефти за счет более продолжительной работы за определенный отчетный период времени (до конца года).

 

 

За алгоритм решения экономической эффективности целесообразно выбрать нахождение разницы между совокупными затратами задалживания ремонта скважины плюс прибыль от дополнительно добытой нефти за период задалживания ремонта и разностной стоимостью перфораций (ПНКТ-ПКО) скважины, т. е.:

Экономический эффект: Э = З_зад + (Ц_нефти - С_нефти)*Q_нефти - (Ц_ПНКТ - Ц_ПКО),

Где З_зад – затраты на задалживания ремонта скважины,

Ц_ПНКТ – стоимость перфорации ПНКТ,

Ц_ПКО – стоимость перфорации ПКО,

Ц_нефти – цена на нефть,

С_нефти - себестоимость добычи нефти,

Q_н.зад. – дополнительно добытая нефть за период задалживания ремонта скважины.

Затраты на задалживания ремонта скважины: З_зад =Т_зад*БЧ,

Где Т_зад - время задалживания бригады,

БЧ – стоимость бригада часа.

Дополнительно добытая нефть за период задалживания: Q_н.зад.= Т_зад *Q_н,

Где Т_зад – время задалживания бригады,

Q_н – дополнительная добыча нефти после капитального ремонта скважины.

Время задалживания бригады: Т_зад=Т_ПКО-Т_ПНКТ

Где Т_ПКО – продолжительность ремонта с применением перфорации ПКО,

Т_ПНКТ – продолжительность ремонта с применением перфорации ПНКТ.

В результате проведения капитального ремонта скважины по перестрелу пласта трубным перфоратором скважина с базовыми показателями работы (до КРС): 2,5м³/сут, 2,1т/сут, 5%; получен результат: 38м³/сут, 19т/сут, 47%. В течение отработанных 14 дней дополнительно добыто 226тонн нефти, среднесуточный прирост добычи нефти составил 16,7т/сут. Необходимо провести оценку экономической эффективности применения ПНКТ по сравнению с ПКО.

 

Приведу исходные данные:

Стоимость перфорации ПНКТ: Ц_ПНКТ=122428руб,

Стоимость перфорации ПКО: Ц_ПКО=59515руб,

Цена 1 тонны нефти: Ц_нефти=11000руб/тонн,

Себестоимость добычи нефти: С_нефти=3000руб/тонн,

Продолжительность ремонта с применением перфорации ПНКТ: Т_ПНКТ=238часов,

Продолжительность ремонта с применением перфорации ПКО: Т_ПКО=258часов,

Стоимость бригада часа: БЧ=2500руб/час,

Дополнительная добыча нефти после капитального скважины: Q_н=18 т/сут.

Решение:

1. Время задалживания бригады:

Т_зад=Т_ПКО-Т_ПНКТ=258-238=20часов,

2. Добытая нефть за период задалживания ремонта скважины:

Q_нефти= Т_зад Q_н,=20*(16,7/24)=13,92тонн,

3. Затраты на задалживание ремонта скважины:

З_зад=Т_зад*БЧ=20*2500=50000руб,

4. Экономический эффект:

Э=З_зад+(Ц_н-С_н)*Q_н-(Ц_ПНКТ-Ц_ПКО)=50000+(11000-3000)*13,92-(122428-59515)=117087руб.

Таким образом, в результате проведения трубной перфорации, кроме выполнения капитального ремонта скважины на 20часов быстрее, чем по варианту проведения перфорации на кабеле предприятие сэкономило 117087 рубль за счет работы скважины в период задалживания.