Прив’язка перфоратора ГК до глибини інтервалу перфорації
1. Здійснюється запис ГК з метою визначення глибини установки перфоратора. Прилад, що спускається, повинен бути обладнаний наконечником діаметром не менше 55 мм для запобігання проходженню приладів нижче перекладача. Після отриманого результату прив'язка перфоратора ГК, МЛМ (глибина установки реперного патрубка), за допомогою підгоночних патрубків НКТ верхній заряд перфоратора встановлюється на покрівлі заданого інтервалу.
2. Проводиться контрольний запис ГК, МЛМ, з метою правильності установки перфоратора в заданому інтервалі, а також проводитися вимірювання гідростатичного тиску стовпа свердловинної рідини в інтервалі установки перфоратора.
3. При гідростатичному тиску стовпа свердловинної рідини в заданому інтервалі установки перфоратора менше 7 МПа заборонено проводити відстріл перфоратора.
4. Складається двосторонній акт про виконання прив'язки репера до розрізу свердловини, в якому вказується глибина знаходження та довжина реперного патрубка, а також гідростатичний тиск стовпа свердловинної рідини в заданому інтервалі установки перфоратора.
Відстріл перфоратора
1. Після встановлення перфоратора в заданому інтервалі перфорації зробити задіяння ініціюючої головки (відстріл перфоратора) за допомогою гумової кулі або штанги НКТ, що скидаються в порожнину (згідно з затвердженим планом робіт).
2. Для відстрілу перфоратора за допомогою гумової кулі діаметром 45 мм, скинути кулю в порожнину НКТ і проводити прокачування свердловинної рідини при тиску нагнітання ЦА-320 в 40-50 атм до спрацювання перфоратора або не менше обсягу НКТ. Спрацьовування перфоратора визначається за характерним звуком та стрибком тиску на ЦА-320.
3. При ініціювання перфоратора штангою факт спрацьовування перфоратора визначаєтьсяза характерним звуком на гирлі свердловини, припливу флюїду, підвищення тиску в свердловині і т.п. Приплив флюїду в НКТ порожнину здійснюється через бічні отвори в корпусі головки.
4. При визначенні чіткого спрацювання перфоратора представник «Замовника» підтверджує витрати ВМ по Наряд-Путівці та погоджує рішення про підйом штанги.
5. Після відстрілу перфоратора здійснюватиметься виклик припливу компресуванням або свабуванням, а також дослідження та інші роботи за затвердженим Планом робіт.
6. При ініціювання головки від штанги перед підйомом перфоратора витягти штангу на поверхню за допомогою уловлювача, що спускається в свердловину на геофізичному кабелі.
7. У всіх випадках перед підйомом перфоратора свердловина має бути заповнена рідиною, що забезпечує перевищення гідростатичного тиску над пластовим.
8. Підйом НКТ із відстріляним перфоратором робити обережно, без ривків зі швидкістю не більше 2,2 м/с. При підході до гирла швидкість має бути знижена до величини не більше 0,1 м/с. Після підйому перфоратора, що спрацював, він розбирається в послідовності зворотній збірці. Складається двосторонній акт огляду перфоратора після його відстрілу у свердловині, у якому вказується кількість спрацьованих зарядів. До демонтажу перфоратора допускаються члени бригади лише після огляду перфоратора представником геофізичної служби та лише за його вказівкою.
9. У всіх випадках, коли спрацювання перфоратора не було зафіксовано, необхідно діяти з припущення, що можливо відбулася відмова. У разі, якщо перфоратор ініційований штангою, проводитися вилучення і повторне скидання штанги з метою переконання відмови перфоратора. До підйому перфоратора витягти штангу на поверхню за допомогою уловлювача.Здійснити підйом колони НКТ, на малій швидкості (не більше 0,5 м/с) з особливою обережністю при підході до гирла свердловини. Підняти верхній корпус перфоратора над гирлом свердловини і зробити його огляд наявність простріляних отворів. У разі відмови, що відбулася, необхідно негайно від'єднати ініціюючу голівку. Почати з'ясовувати причини відмови, піднімаючи перфоратор і акуратно розбираючи його по секціях.
10. У разі залишення, з якихось причин перфоратора у свердловині, складається акт, який підписується представником «Замовника» та представником «Підрядника».
Економічна ефективність використання трубного способу перфорації порівняно з кабельною
Визначення основних техніко-економічних показників
До складу виробничого часу Тпр входять:
де Тб – час буріння, година;
Тспо – час на спуску – підйомні операції, година;
Тпром – час промивання, година;
Тпзр – час на підготовчі – заключні роботи, година;
Ткреп – час на кріплення обсадних колон, година;
Трем - витрати часу на передбачені планово - попереджувальні ремонти, година,
Тпроч - інші витрати часу при будівництві свердловини, година; Невиробничий час складається з часу витраченого на ліквідацію аварій (Тавар), і часу втраченого через простої з організаційних причин (Тп):
Оскільки, невиробничий час (Тнепр) дорівнює нулю, то загальний час (Тобщ) дорівнюватиме виробничому (Тпр): Тобщ = Тпр.
1) комерційна швидкість:
де ∑H – сумарна проходка, м;
2) механічна швидкість: VM ф = ∑H / Tб;
3) рейсова швидкість:
Vк пр = ∑H / (2,78 + 0 + 0 + 0,28 + 0);
1) комерційна швидкість:
де∑H – сумарна проходка, м;
2) механічна швидкість: VM ф = ∑H / Tб;
3) рейсова швидкість:
Vк пр = ∑H / (1,33 + 0,09 + 0,05 + 0,13 + 0);
1) комерційна швидкість:
де ∑H – сумарна проходка, м;
VK ф = 135/68,29 = 1,97 м;
2) механічна швидкість: VM ф = ∑H / Tб;
3) рейсова швидкість:
Vк пр = ∑H / (7,99 + 0,27 + 0,18 + 0,80 + 2,16);
1) комерційна швидкість:
де ∑H – сумарна проходка, м;
VK ф = 490/211,17 = 2,32 м;
2) механічна швидкість: VM ф = ∑H / Tб;
VM ф = 490 / 46,91 = 10,4 м / год;
3) рейсова швидкість:
Vк пр = ∑H / (46,91 + 3,04 + 1,95 + 6,53 + 9,5);
1) комерційна швидкість:
де ∑H – сумарна проходка, м;
VK ф = 1194/364 = 3,28 м;
2) механічна швидкість: VM ф = ∑H / Tб;
VM ф = 1194 / 138,59 = 8,6 м / год;
3) рейсова швидкість:
Vк пр = ∑H / (138,59 + 15,89 + 4,31 + 18 + 19,08);
Після підрахунків виробничого та невиробничого часу будують план-графік будівництва свердловини (див. додаток № 5).
Економічний ефект
Проведення вторинного розкриття пласта кумулятивною перфорацією можливе за різних гідродинамічних умов у свердловині. Найбільш поширеним методом вторинного розтину пласта є перфорація при репресії на пласт. За даним варіантом проведення робіт тиск на вибої свердловини перевищує пластовий тиск, що забезпечує проведення робіт у безпечному режимі. Розроблено та широко застосовується технологія вторинного розкриття пласта при депресії або рівновазі на пласт. Дана технологія дозволяє здійснити надійний гідродинамічний зв'язок свердловини з віддаленою частиною пласта за рахунок застосування зарядів, що характеризуються високоюпробивною здатністю, та проведення процесу вторинного розтину при депресії, що виключає попадання в ПЗП рідини розтину та механічних домішок. В даному випадку перфоратор спускається в свердловину на трубах і встановлюється навпроти інтервалу пласта.
На шляху ефективного з економічної точки зору застосування трубної перфорації стримуючим фактором залишається висока вартість сервісних послуг на здійснення робіт у порівнянні з кабельною перфорацією, наприклад: вартість перфорації за трубною технологією - 122428 руб. (Для 30 зарядів ПКО-89-АТ-01), а за кабельною технологією аналогічними зарядами - 59 515 руб. (30зарядів ПКО-89-АТ-01)
В даному випадку в наявності двохкратне збільшення вартості послуг на перфораційні роботи і власне суттєве подорожчання вартості закінчення свердловини. Для більш детальної оцінки економічного ефекту від корпусної перфорації наведу приклад капітального ремонту свердловини, основною метою переслідуваної в процесі робіт було відновлення гідродинамічного зв'язку пласта зі свердловиною. З цією метою планувалося проведення перестрілу пласта високо проникаючими зарядами з подальшим викликом припливу освоєнням. З метою оцінки економічного ефекту від застосування корпусної перфорації вважаю за необхідне порівняти два можливі варіанти вторинного розкриття пласта: застосування корпусного перфоратора, що спускається на кабелі (варіант перфорації при репресії на пласт) і насосно-компресорних трубах зі зниженням рівня рідини в свердловині (варіант перфорації при депресії на пласт).
За першим варіантом проведення капітального ремонту свердловини з метою перестрілу пласта перфоратор до свердловини доставляється спільно зі спуском випробувального компонування насосно-компресорних труб, тобто після проведенняпідготовчих робіт (шаблонування, скреперування експлуатаційної колони та промивання вибою свердловини) спускається сам перфоратор ПНКТ на НКТ, проводиться установка перфоратора в необхідному інтервалі та створення депресії на пласт, перфорація пласта з подальшим освоєнням та дослідженням припливу.
За другим варіантом перфорацію виробляють за кабельною технологією. Істотним аспектом відмінності двох варіантів є скорочення тривалості ВРХ за варіантом реалізації трубної перфорації на 20 годин за рахунок скорочення часу ПВР, монтаж-демонтаж противикидного обладнання та комбінування процесів перфорації та освоєння.
Даний випадок створює подвійне уявлення про ефективність обох варіантів капітального ремонту свердловини, оскільки, з одного боку, в даному випадку ціна комплексу послуг на проведення перфорації за технологією ПНКТ більш ніж удвічі вищою, ніж за кабельною технологією ПКО, але період заборгування за варіантом перфорації на кабелі трохи менше 8% від загальної тривалості ремонту. Розібратися в цій ситуації допоможе економічний розрахунок, за яким порівняємо витрати на проведення капітального ремонту свердловини за період заборгування з витратами, які несе підприємство, застосовуючи технологію трубної перфорації замість кабельного варіанту. Необхідно врахувати роботу свердловини за період заборгування, що в даному контексті є правочинним, оскільки різницева тривалість ремонту свердловини призводить до того, що на свердловині з реалізацією технології трубної перфорації буде отримано великий накопичений додатковий видобуток нафти за рахунок більш тривалої роботи за певний звіт до кінця року).
За алгоритм вирішення економічної ефективності доцільно вибрати знаходження різниці міжсукупними витратами заборгування ремонту свердловини плюс прибуток від додатково здобутої нафти за період заборгування ремонту та різницевою вартістю перфорацій (ПНКТ-ПКО) свердловини, тобто:
Де Ззад – витрати на заборгування ремонту свердловини,
ЦПНКТ - вартість перфорації ПНКТ,
ЦПКО - вартість перфорації ПКО,
Цнафти - ціна на нафту,
Снефти - собівартість видобутку нафти,
Qн.зад. - Додатково здобута нафта за період заборгування ремонту свердловини.
Витрати заборгування ремонту свердловини: Ззад =Тзад*БЧ,
Де Тзад – час заборгування бригади,
БЧ – вартість бригади години.
Додатково видобута нафта за період заборгування: Qн.зад.= Тзад *Qн,
Де Тзад - час заборгування бригади,
Qн – додатковий видобуток нафти після капітального ремонту свердловини.
Де ТПКО – тривалість ремонту із застосуванням перфорації ПКО,
ТПНКТ – тривалість ремонту із застосуванням перфорації ПНКТ.
В результаті проведення капітального ремонту свердловини з перестрілу пласта трубним перфоратором свердловина з базовими показниками роботи (до ВРХ): 2,5 м 3 /сут, 2,1 т/сут, 5%; отриманий результат: 38м 3 /добу, 19т/добу, 47%. Протягом відпрацьованих 14 днів додатково видобуто 226 тонн нафти, середньодобовий приріст видобутку нафти становив 16,7 т/добу. Необхідно провести оцінку економічної ефективності застосування ПНКТ проти ПКО.
Наведу вихідні дані:
Вартість перфорації ПНКТ: ЦПНКТ = 122428руб,
Вартість перфорації ПКО: ЦПКО = 59515руб,
Ціна 1 тонни нафти: Цнефти = 11000руб/тонн,
Собівартість видобутку нафти: Снефти=3000руб/тонн,
Тривалість ремонту із застосуванням перфорації ПНКТ: ТПНКТ=238годин,
Тривалістьремонту із застосуванням перфорації ПКО: ТПКО=258годин,
Вартість бригада години: БЧ = 2500руб / год,
Додатковий видобуток нафти після капітальної свердловини: Qн=18 т/сут.
1. Час заборгування бригади:
2. Добута нафта за період заборгування ремонту свердловини:
3. Витрати на заборгування ремонту свердловини:
4. Економічний ефект:
Таким чином, в результаті проведення трубної перфорації, крім виконання капітального ремонту свердловини на 20 годин швидше, ніж за варіантом проведення перфорації на кабелі підприємство зекономило 117 087 рубль за рахунок роботи свердловини в період заборгування.