Организация работ и технико-экономические расчеты по проведению сверлящей перфорации

Метрологическая служба занимается поверкой и эталонировкой аппаратуры, сошедшей с конвейера и еще не использованной, или прошедшей ремонт.

Аппаратные мастерские занимаются непосредственно ремонтом и отладкой поврежденной аппаратуры.

Экономическая служба обеспечивает финансовую деятельность ИУГР.

Бухгалтерия ведет  бухучет хозяйственной деятельности предприятия контролирует расходование материальных ценностей и денежных средств, составляет бухгалтерские отчеты и балансы проводит расчеты с рабочими и служащими.

Планово-экономический  отдел (ПЭ0)разрабатывает перспективные и текущие планы деятельности коллективов, контролирует выполнение плановых заданий, анализирует производственно-хозяйственную деятельность предприятия и его подразделений, организует хозяйственный расчет, участвует в разработке мероприятий по повышению эффективности работы предприятия

 

1.3.    Технико-экономические показатели ООО «ТНГ-АлГИС»

Технико-экономические показатели работы партии №18 ООО «ТНГ-АлГИС» приведены в Таблице 2.

 

 

№ п/п	Показатели	Ед.изм.	Факт за 2006 год	Факт за 2007 год	Изменение	% к 2007 году
1	Объем выполненных  работ	руб.	3098836	323768	138863	102,5
2	Фонд заработной платы	руб.	595714	615500	19786	101,3
3	Количество выполненных  заявок	заяв.	175	170	-5	97,4
4	Численность	чел.	3	3	0	100
5	Среднемесячная  выработка	руб.	258239	269867	11587	106,5
6	Среднемесячная  зарплата	руб.	48646	53123	164,9	102,3
7	Нормативное время	Час	2590	2595	5	100,2
8	Фактическое время	Час	2140	1875	-265	87,6
9	Ускорение	%	121	138		114,4
10	Производительность  труда	руб./чел	1032941,67	1079232	46261,33	104,48

 

Таблица 2 Технико-экономические показатели партии №18 ООО «ТНГ-АлГИС» за 2006-2007гг.

 

 

 

 

 

 

 

 

Проведя анализ влияния  факторов на основные показатели, отмечаем:

1. Анализируем изменение производительности труда

а) влияние изменения объемов выполненных работ

 

∆П_мпQ= (Q_ф-Q_пл)/Ч_пл           (1)

где;Q_ф– объем выполненных работ за данный период;

Q_nn- объем выполненных работ за прошедший период;

Ч_пл– численность за прошедший период.

 

∆П_трQ = (3237686-3098836)/3=46261,33 руб/чел    (2)

 

б)влияние изменения численности

∆П_трQ= (Q_ф/Ч_ф)-(Q_ф/Ч_пл)                  (3)

 

где. Ч_ф– численность за данный период.

 

∆П_{тр ч} = (3237686/3) – (3237686/3)=0 руб/чел  (4)

∆П_{тр ч общ} =±∆П_трQ ±∆П_трч              (5)

 

∆П_{тр ч общ} = 46261,33 +0=46261,33 руб/чел (6)

Рост производительности труда составил 46261,33 руб/чел. 

Численность изменилась

2 Изменение численности

 

∆Ч_ф= (Ф_{скв ф} - Ф_сквпл)*Т_пл        (7)

Ф_{скв ф}- количество выполненных заявок за данный период;

 Ф_{скв пл}- количество выполненных заявок за прошедший период.

Т_пл– количество рабочих, выполняющих одну заявку;

(170-175)*3/175 = -0,085 чел.   (8)

 

 

 

 

 

 

 

∆Ч₁(Т_ф – Т_пл)Ф_сквф        (9)

гдеТ_ф– количество рабочих, выполняющих одну заявку, фактическое

(3/170- 3/175)*170 = 2,897чел.     (10)

∆Ч_общ=∆Ч_ф+∆Ч_Т        (11)

∆Ч_о5щ= -3 + 0 =-3 чел.     (12)

Рост численности за счет изменения количества выполненных  заявок на 0,06% составил 0 чел. Снижение численности за счет изменения количества рабочих, приходящихся на одну скважину составило 0 чел. Общее снижение численности за счет вышеизложенных факторов составило 0 человек.

3.Проанализируем использование ФОТ

 

а) влияние численности на ФОТ:

∆ФОТч =(Ч_ф-Ч_пл)*З_пл        (13)

ГдеЗ_пл- заработная плата за прошедший период.

∆ФОТч = (3-3) * 48646 = 0 руб.   (14)

 

б) влияние средней заработной платы на ФОТ:

∆Ф0Тз = (З_ф-3_пл)*∆Ч_ф        (15)

гдеЗ_ф – заработная плата за фактический период.

∆ФОТз=(53123-48646)* 0 = 0 руб.    (16)

 

в) ∆ФОТ_общ = ±∆ФОТ_ч±∆Ф0Т₃,   (17)

∆Ф0Т_общ = 0 + 0тр       (18)

Среднемесячная выработка на одного рабочего перевыполнена на 6,5 %. Таким образом, наблюдается общий рост производительности труда.

 

 

 

 

 

 

2.Организационная  часть

2.1 Сущность  перфорации

Вскрытие продуктивных пластов проводится дважды: первичное — в процессе бурения, вторичное - перфорацией после крепления скважины обсадной колонной. Вскрытие пласта перфорацией в обсаженных скважинах -одна из наиболее важных операций при их строительстве, поскольку от нее зависит дальнейший успех испытания и получения притока пластового флюида.

В общем случае при вторичном вскрытии пластов  перфорацией необходимо преодолеть слой скважинной жидкости (5-10 мм), стенку стальной трубы (6-12 мм), толщину цементного камня (в зависимости от фактического диаметра скважины 25-50 мм и более), а также толщину зоны призабойной закупорки коллектора, которая в зависимости от типа коллектора и влияния на него отрицательных факторов вскрытия бурением может находиться в пределах от 40-50 до 100-150 мм и более. Таким образом, главное предназначение процесса перфорации — преодолеть указанные препятствия и установить гидродинамическую связь со скважиной, а также обеспечить эффективность проведения различных мероприятий по интенсификации притоков и увеличению проницаемости призабойной зоны.

Задача вторичного вскрытия – создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. 
По разным источникам в мировой и отечественной практике в настоящее время до 90 – 98%  вскрытий пластов производится кумулятивной перфорацией. При взрыве зарядов кумулятивные струи пробивают стенку обсадной трубы и проникают в призабойную зону пласта, образуя десятки каналов, глубина которых достигает от 150 до 1350 мм с начальным диаметром от 23 до 7 мм. 

 

 

 

На основе детальных  сведений о состоянии цементной  оболочки, эксплуатационной колонны, обсадных труб, свойствах жидкостей, заполняющих  скважину, наличии препятствий в  трубах, положении ВНК и ГНК  относительно перфорируемого интервала, количестве колонн, перекрывающих пласт, термодинамических условиях в скважине, толщине пласта. Вначале выбирают группу перфораторов, которая может  быть применена при данных  условиях в скважине.

Решение о выборе типоразмера и плотности перфорации принимает геологическая служба нефтегазодобывающего управления.

Начало  работы

Скважину для  проведения работ с аппаратурой   подготавливают согласно правилам безопасности при геологоразведочных работах.

Устанавливают каротажный подъемник и станцию согласно инструкции по эксплуатации данного  оборудования и правил техники безопасности.

Подносят перфоратор к устью скважины , укладывают его в горизонтальном положении вблизи устья , исключив возможность его самопроизвольного перемещения головкой прибора в сторону лебедки буровой.

Устанавливают трансформатор  около коллектора лебедки и заземляют.

Заземляют пульт  управления и каротажное оборудование.

Докачивают , при необходимости , в перфоратор масло до полного выхода плунжера компенсатора.

Производят настройку  и контрольные включения перфоратора.

Проведение  перфорации

После того как  обсадные трубы спущены в скважину и зацементированы , против продуктивной части пласта при помощи перфоратора делают отверстия в эксплуатационной колонне и цементном камне для соединения продуктивной части пласта со скважиной. Оптимальная плотность перфорации должна обеспечить максимально возможное гидродинамическое совершенство скважины, а также необходимую сохранность обсадной колонны и цементной оболочки за пределами зоны перфорации. Спуск прибора в интервал перфорации ведут со скоростью не более 5000 м/ч.

Отдельные этапы  операции сверления (выход прижимного рычага и сверла, сверление металла, цемента и породы, возврат сверла и прижимного рычага в исходное положение) визуально контролируют по времени  и по показаниям стрелочных приборов, размещенных на панели управления.

Время проведения и объемы сверления документируют  актом, аналогичным по форме и  содержанию акту на проведение кумулятивной или пулевой перфорации.

Перфоратор устанавливается  на уровне продуктивного пласта в  скважине. Перфоратор в собранном  виде спускают в скважину на каротажном кабеле  на заданную глубину в  интервал продуктивного пласта. Затем  с пульта управления, который находится  на дневной поверхности, к электродвигателю  подают питание, т.е. его запускают  в работу.

При этом винты  и  через редукторы  получают вращательное движение и начинают перемещать конические гайки . Последние в свою очередь, перемещаясь, выдвигают штифты и в результате происходит фиксация корпуса относительно стенки обсадной колонны, т.е. заякоривание. При этом гайки выходят из зацепления с винтами и удерживаются в подпружиненном состоянии пружинами . Далее через эти же винты вращение передается к редукторам  и далее к узлам вращения и подачи бура к стенке скважины через рамку и кулачок.

При этом одновременно с помощью профильного кулачка , вала,насоса  в полость , затем в полость шпинделя и далее через составной патрубок  к фрезе бура подается промывочная жидкость. По мере вращения и подачи бура в поступательном направлении происходит выбуривание породы пласта. При углублении фрезы бура на глубину одного составного патрубка , шпиндель  возвращается в исходное положение. Далее с помощью делителя  из кассеты подается следующий составной патрубок, который захватывается шпинделем и своим вращательным движением соединяется с помощью ниппеля и муфты с предыдущим составным патрубком. Далее цикл повторяется. 
Поскольку узел ориентированного поворота фрезы бура, выполненного, например, на базе механизма мальтийских крестов, ведет подсчет циклов работы узла подачи бура, то после сверления на заданную глубину,

при котором из одной кассеты будут использованы все составные патрубки полностью, происходит поворот корпуса , установленного на подшипниках и на заданный угол. При этом шпиндель подводится под следующую кассету с составными патрубками  и фрезой  бура. После этого процесс сверления следующего канала продолжается аналогично вышеописанным циклам. По окончании сверления каждого канала на заданную глубину на пульт управления об этом поступает информация.

Таким образом, после  сверления необходимого количества каналов двигатель включают на реверс и   освобождают штифты , возвращая их в исходное положение, происходит расфиксация корпуса. Далее перфоратор поднимают на поверхность.

Для привязки интервала  перфорации к геологическому разрезу  скважины по характерным пластам, выделяемым методами ГК, муфтовым соединениям  и другим специфическим элементам  колонны, применяют специальную  аппаратуру, целью которой является установка перфоратора на заданной глубине против геологического объекта, подлежащего вскрытию в процессе перфорации. Одновременно регистрируются следующие параметры: гамма-активность, температура, давление, сигнал локатора муфт, сигнал о величине зенитного  угла, напряжение на головке прибора. 
 
Прибор работает с одножильным каротажным кабелем длиной до 5000 м с регистратором “Вулкан” .

 

Контроль за спуском  перфоратора обеспечивают, комплектуя его в одной сборке с локатором  муфт (ЛМ) и зондами ГК и/или НК, если детекторы последних выполнены  в противоударном исполнении.

Для выполнения требований "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности"  перед спуском перфоратора необходимо провести регистрацию значений температуры и давления от устья до интервала перфорации.