Малогабаритными бескорпусными перфораторами можно про­ изводить вскрытие при спуске их внутри НКТ. Однако степень воздействия этих перфораторов на обсадную колонну и цемент­ ное кольцо значительно выше, чем. при использовании корпус­ ных перфораторов. После взрыва зарядов на забое остаются об­ ломки от корпусов заряда и соединительных деталей, которые в последующем могут привести к осложнениям при эксплуата­ ции скважин.

Из корпусных полуразрушающихся перфораторов на про­ мыслах страны наибольшее распространение нашли перфора­ торы в стеклянных оболочках ПКС80, ПКС105, ПКС65, из разрушающихся - перфораторы с зарядами в литых алюминие­ вых оболочках КПРУ65, ПР54.

Размеры перфорационных каналов, получаемых при отстре­ ле зарядов наиболее распространенных кумулятивных перфо­ раторов в поверхностных условиях и при давлении 30 МПа по единым мишеням с породами прочностью на одноосное сжатие 45 МПа, приведены на рис. 9.1, пробивная способность перфо­ раторов представлена на рис. 9.2.

9.4. СКВАЖИННЫЕ ТОРПЕДЫ

Скважинные торпеды предназначены для производства сле­ дующих работ: ликвидации аварий в бурении путем обрыва, встряхивания или отвинчивания труб, разрушения металла на забое и в стволе; ускорения процесса бурения скважины путем дробления валунов и твердых пород в прослоях; очистки по­ верхности труб и фильтров в нефтяных, газовых, водозаборных и дренажных скважинах; перерезания труб с целью извлече­ ния их из скважины. Торпеды иногда используют для вскры­ тия продуктивного пласта, повышения проницаемости при­ скважинной зоны и других целей.

К скважинным торпедам предъявляют следующие требова­ ния: хорошая проходимость в скважине, обеспечивающая их доставку в интервал торпедирования, особенно при аварийных ситуациях, а также исключающая повреждение элементов скважины в вышележащем интервале; максимальная эффек­ тивность действия взрыва на объекты по основному назначению при минимальном воздействии на остальные элементы конст­ рукции скважины; высокая производительность, позволяющая свести к минимуму спускоподъемные операции: надежное сра­ батывание, исключающее уничтожение в случае отказа боль­ шого количества взрывчатых веществ (ВВ); безопасность в об­ ращении.

9.5. ДЕЙСТВИЕ ВЗРЫВА В СКВАЖИНЕ

После взрыва заряда ВВ образуется пузырь из разогретых и сжатых до высокого давления продуктов детонации, и в жид­ кость уходит ударная волна, которая представляет собой об­ ласть сжатия с резким скачком давления, плотности и темпера­ туры на переднем фронте, распространяющуюся в среде со сверхзвуковой скоростью. Возникающие при взрыве ударные волны могут распространяться практически в любых средах и сопровождаются перемещением среды в направлении движе­ ния фронта возмущения. Благодаря инерционности жидкой среды газовый пузырь пульсирует, излучая при каждом цикле ударные волны, интенсивность которых постепенно убывает. Практическое значение имеют только основная и вторичная ударные волны. В результате расширения пузыря в окружаю­ щей среде возникает гидропоток, играющий также существен­ ную роль в действии взрыва на элементы скважины.

Поскольку плотность воды почти в 800 раз превышает плот­ ность воздуха, интенсивность ударной волны в воде много больше, чем в воздухе. Давление р (в МПа) на фронте ударной волны на расстоянии R (в м) от центра сферического заряда тро­ тила массой G (в кг) в воде в области 10-100 радиусов заряда можно рассчитать по экспериментальной формуле

В зависимости от характера объекта, на который действует ударная волна, определяющим может быть давление на ее фронте, а также удельный импульс; в некоторых случаях необ­ ходимо знать плотность потока энергии. Удельный импульс ударной волны (Н с/м 2):

вводе

Плотность потока энергии (Дж/м2) ударной волны можно ориентировочно оценить выражением

Гидростатическое давление порядка 200-300 МПа не оказы­

вает сколько-нибудь заметного влияния на начальные скорость и скачок давления ударной волны при относительно близких расстояниях от центра взрыва до фронта ударной волны (R/RQ < < 10, где RQ - радиус заряда), реализуемых при взрывных ра­ ботах в скважинах. Влияние гидростатического давления на энергию ударной волны более заметно.

Гидростатическое давление существенно влияет на интен­ сивность вторичных ударных волн. При невысоких давлениях вторичные ударные волны играют немаловажную роль в дейст­ вии подводного взрыва. С увеличением гидростатического дав­ ления интенсивность их падает, и при давлении более 100 МПа их разрушительное действие, по-видимому, прекращается. Хо­ тя гидростатическое давление существенно не влияет на пара­ метры подводного взрыва вблизи заряда (R/Ro < 3), т.е. в усло­ виях, часто встречающихся при взрывных работах в скважи­ нах, в глубоких скважинах наблюдается уменьшение разруши­ тельного действия подводного взрыва, что, возможно, связано с изменением условий деформации и разрушения материалов при повышенном гидростатическом давлении.

Условия распространения ударных волн и продуктов взрыва

вгрунте резко отличаются от условий распространения волн в жидких средах, что обусловлено пористостью пород. Ударная волна и давление расширяющихся продуктов взрыва вызывают

впороде напряжения сжатия, растяжения и сдвига, значи­ тельно превышающие допустимые, вследствие чего в ней воз­ никают необратимые разрушения и уплотнения.

Радиус трещин при торпедировании скважины удлиненным зарядом можно оценить по формуле Д, = cda9 где с - коэффици­ ент, учитывающий свойства породы и ВВ. Для прочих пород и мощных ВВ значение коэффициента с находится в пределах от 24 до 36.

Действие взрыва на обсадные или бурильные трубы при до­ статочной длине (10-15 диаметров заряда) характеризуется отношением диаметра заряда d3 к диаметру трубы: d jd ^ . Сте­ пень деформации трубы зависит от ее прочности и свойств ок­ ружающей среды. Плотно прилегающее к трубе цементное кольцо или порода упрочняет трубу: для деформации зацемен­ тированной трубы отношение d jd ^ должно быть примерно в 3 - 4 раза больше, чем для трубы, находящейся в воде.

При взрыве заряда в трубе в случае, если между трубой и стенками скважины находится жидкость, ударная волна, от­ раженная от стенок скважины, препятствует обрыву трубы тем больше, чем ближе расположена труба к стенкам скважины и чем больше их отражающая способность. С увеличением отно­

шения d^/dc возрастает значение d3 для обрыва трубы. На вели­ чину заряда, необходимого для обрыва трубы, мало влияют толщина стенки трубы (исключая УБТ), плотность и вязкость бурового раствора и, наоборот, существенно влияют гидроста­ тическое давление, расстояние между трубой и стенками сква­ жины и свойства последних.

9.6. ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ

При этом способе перфорации канал в преграде образуется за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струи, вы­ ходящей из насадки, абразивного действия песка, содержаще­ гося в струе. Это пока единственный промышленно применяе­ мый в настоящее время способ вскрытия пластов, исключаю­ щий воздействие взрывных нагрузок на пласт и, следовательно, особенно целесообразный в тех случаях, когда механоактивационные процессы могут значительно ухудшить проницаемость пористой среды.

Гидропескоструйный перфоратор представляет собой сталь­ ной корпус с насадками из твердых сплавов, при прокачке че­ рез которые жидкости с расходом 1-6 л/с скорость струи до­ стигает 200 м/с. Для создания необходимых давлений при про­ качке гидроабразивных смесей используются насосные агрега­ ты 2АН500 и 4АН700, количество которых на одну операцию может изменяться от 2 до 6 и более. Время образования одного канала колеблется от 20 до 30 мин, расход рабочей жидкости - от 1 до 7 м8, песка - от 50 до 700 кг.

Как показали стендовые испытания, а также промысловые эксперименты с использованием скважинной мишени, в усло­ виях гидростатических давлений, характерных для скважин средних глубин, глубина перфорационных каналов в породах средней прочности не превышает 135 мм. Учитывая значитель­ но большую трудоемкость осуществления гидропескоструйной перфорации по сравнению с кумулятивной и пулевой, на про­ мыслах она применяется в настоящее время довольно редко.

Вопросы гидропескоструйной перфорации глубоко рассмот­ рены Р.С. Яремийчуком и Ю.Д. Качмаром.

Как разновидность описанного, известен метод азотогидро­ пескоструйной перфорации (г. Ивано-Франковск). Сущность метода заключается в образовании отверстий или прорезей в обсадной колонне и каналов или выработок в цементном кольце и породе пласта с помощью газожидкостной струи, содержащей абразивный материал. Утверждается, что за счет добавления

газа в жидкостно-песчаную смесь можно значительно (в 1 ,5 - 2 раза) увеличить размеры перфорационных каналов. На раз­ меры выработки существенно влияет величина газогидросодержания. Наряду с возможностью увеличения длины канала при гидропескоперфорации с азотом прослеживается еще ряд преимуществ по сравнению с использованием жидкостно-пес­ чаных смесей: создается дополнительный перепад на насадках за счет разности плотностей аэрированной смеси в НКТ в затрубном пространстве, увеличивающейся с ростом глубины скважины. При проведении процесса важный фактор успеха - создание давления в скважине значительно меньше гидроста­ тического. При этом сочетается процесс вскрытия с вызовом притока при пониженном давлении на пласт. Разработанные технология и оборудование обеспечивают проведение работ в скважинах глубиной 2000-2500 м. С некоторыми усовершенст­ вованиями технология может быть использована в скважинах глубиной до 5000 м. Небольшой объем внедрения был положи­ тельным.

9.7. ВЛИЯНИЕ УСЛОВИЙ В СКВАЖИНЕ

НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ ПЕРФОРАЦИЕЙ

Скважина, имеющая перфорированный забой, называется несовершенной по характеру вскрытия продуктивного пласта. Если продуктивный пласт вскрыт бурением не на всю толщину, то такая скважина называется несовершенной по степени вскрытия пласта. В обоих случаях фактический дебит при про­ чих одинаковых условиях будет меньше дебита скважины с от­ крытым забоем из-за возникновения дополнительных фильтра­ ционных сопротивлений, которые обусловлены искривлением и сгущением линий токов жидкости и газа в околоствольной зоне пласта и на стенке скважины (точнее, на границе скважина - пласт). Сгущение линий токов, в свою очередь, обусловлено тем, что уменьшилась площадь поверхности скважины, грани­ чащая с пластом, по сравнению со случаем открытого забоя скважины, вскрывшей продуктивный пласт на всю толщину. По причине нарушения геометрии течения жидкости и газа рассматриваемые виды несовершенства иногда называют несо­ вершенством геометрическим.

Если скважина несовершенна по степени и характеру вскры­ тия продуктивного пласта, то коэффициент гидродинамическо­ го совершенства будет определяться формулой

1п(Лк/гс)+с1+с2

где сх, с2 - безразмерный коэффициент, учитывающий допол­ нительные фильтрационные сопротивления из-за несовершен­ ства скважины соответственно по степени и характеру вскры­ тия продуктивного пласта.

Коэффициент Сх определяется степенью вскрытия продук­ тивного пласта, а коэффициент с2 зависит от длины 1Ки диаметра dKперфорационных каналов и плотности перфорации п. Эти ко­ эффициенты находятся по графикам В.И. Щурова, построен­ ным по результатам экспериментов на моделях, или по форму­ лам, полученным математической обработкой эксперименталь­ ных данных. При этом предполагается, что перфорационные каналы идеальны в геометрическом и гидродинамическом смысле, т.е. имеют правильную цилиндрическую форму, яв­ ляются чистыми по всей длине, вокруг них отсутствует зона пористой среды пониженной проницаемости.

Оценим качественно влияние параметров перфорации на ко­ эффициент гидродинамического совершенства скважины по формуле (9.7), приняв, что продуктивный пласт вскрыт буре­ нием на всю толщину, т.е. сг = 0. Результаты расчетов иллюст­ рируются графически на рис. 9.3. Из рис. 9.3, в следует, что при плотности перфорации 10 отверстий на 1 м и более увеличе­ ние глубины перфорационных каналов не приводит к значи­ тельному росту коэффициента совершенства скважины. При очень больших значениях плотности перфорации и длины кана­ лов на этом рисунке появляется область, где значение коэффи­ циента совершенства больше единицы, т.е. геометрически несо­ вершенная скважина имеет в этой области более высокую про­ дуктивную характеристику, чем если бы она была совершен­ ной. Теоретически это объясняется на основе закона распреде­ ления давления в пласте вокруг работающей скважины. В промысловых условиях таких случаев практически нет.

Кривые на рис. 9.3, б указывают на несущественное влияние поперечного размера каналов перфорации на степень совершен­ ства скважин, поэтому нет острой необходимости создавать прострелочную аппаратуру для получения каналов большого диаметра. Рис. 9.3, в показывает, что увеличение плотности перфорации более 20 отверстий на 1 м может быть оправдано только в случаях очень низкой пробивной способности перфора­ торов.

Анализ рассмотренных рисунков позволяет сделать следу­ ющие выводы:

в

Рис. 0.3. Зависимость коэффициента гидродинамического совершенства скважины от различных параметров (Я, ■ 400 мг, ге ■ ОДму.

а - от длины канала перфорации: d* — 12 мм; шифр кривых - плотность пер­ форации, отверстие н а 1 м ; б - о т диа­ метра канала перфорации: 1К—150 мм; шифр кривых - плотность перфорации, отверстие на 1 м; в - от плотности перфорациии: -12 мм; 1 ,2 ,3 ,4 ,6 - длина канала перфорации 1К соответственно 25,50,100, 150и 200 мм

1)при длине перфорационных каналов не менее 150 мм опти­ мальной плотностью перфорации необходимо считать плотность не более 12-16 отверстий на 1 м;

2)при плотности перфорации 12-16 отверстий на 1 м и длине перфорационных каналов 150 мм увеличение диаметра канала свыше 6-8 мм практически не приводит к росту степени совер­ шенства скважин.

Эти выводы справедливы только для идеальных условий притока в скважину» когда пористая среда во всех точках плас­ та имеет одинаковую проницаемость» а цилиндрические перфо­ рационные каналы чистые по всей длине. Реальная картина притока нефти или газа в скважину в значительной степени ос­ ложняется отмеченными ранее негативными явлениями. Схе­ матичное изображение призабойной зоны перфорированной

круг перфорационного канала радиусом гк; 8 - толщина этой

зоны.

Если в зоне вокруг перфорационного канала происходит на­ рушение линейного закона фильтрации Дарси (что характерно для высокопродуктивных нефтяных скважин и особенно для газовых скважин), то значение Snрезко возрастает.

Существующая технология вторичного вскрытия пластов перфорацией предполагает спуск перфораторов в скважину на каротажном кабеле в зону перфорации с заполнением сква­ жины обычно тем же буровым раствором, с использованием которого вскрывали бурением продуктивный пласт. В момент сообщения скважины с пластом в последний через перфо­ рационные каналы под действием статического давления и динамических взрывных нагрузок будет фильтроваться буро­ вой раствор. В поры породы вокруг перфорационных каналов проникают как твердые частицы из раствора, так и фильтрат из него. Кроме того, при воздействии взрывных нагрузок на при­ забойную зону через перфорационные каналы в пласте могут происходить следующие механоактивационные процессы: испускание электронов (механоэмиссия), свечение (механо­ люминесценция), протекание на поверхности химических ре­ акций (механохимия), излучение звука (акустоэмиссия), пье­ зоэффект и др.

Эксперименты по отстрелу наиболее распространенных ку­ мулятивных перфораторов ПК105ДУ с имитацией перепада давления из пласта в скважину при давлениях в зоне перфора­ ции 10, 20, 30,40 МПа и при горных давлениях соответственно 25, 50, 75 и 100 МПа показали следующее. В искусственном песчанике в этом диапазоне давлений глубина получаемого ка­ нала мало изменяется и составляет в среднем 111 мм при диа­ метре канала 12 мм. Несмотря на наличие видимой зоны уплот­ нения породы вокруг перфорационного канала, пропускная способность мишени с реальным каналом дф оказалась равной двд для этих же размеров каналов, т.е. коэффициент совершенства Ф оказался равным единице. Это означает, что канал, получен­ ный в условиях перфорации на депрессии, является эффектив­ ным по всей длине и не имеет зоны породы с пониженной про­ ницаемостью.

В табл. 9.1 представлены результаты исследований влияния на коэффициент совершенства типа бурового раствора и соотно­ шения между размерами пор и частиц твердой фазы бурового раствора.

Как видно из таблицы, чем больше содержится в буровом растворе мелкой фракции и чем больше размер пор, тем в боль-

Влияние типа бурового раствора на коэффициент совершенства

шей степени снижается коэффициент совершенства перфораци­ онных каналов. Очевидно, через перфорированный канал в но­ ровое пространство из раствора потоком фильтрата заносятся наиболее мелкие твердые частицы, которые при обратном пото­ ке пластовой жидкости не удаляются из пор. В тех случаях, когда размер твердых частиц больше диаметра пор, они в норо­ вое пространство потоком фильтрата не заносятся (И.Н. Гайворонский).

Проведенные эксперименты позволяют сделать следующий важный вывод: существующая технология перфорации на ре­ прессии с использованием буровых растворов с твердой фазой оказывает особенно отрицательное влияние при вскрытии высо­ копроницаемых пластов. Технология вскрытия продуктивных пластов на репрессии и с применением растворов на водной ос­ нове с твердой фазой приводит к тому, что низкопроницаемые пласты наиболее сильно загрязняются при бурении, а высоко­ проницаемые - при перфорации.

Для количественной оценки влияния образующейся зоны пониженной проницаемости породы вокруг каналов перфора­ ции и образующейся зоны проникновения фильтрата при буре­ нии группа американских исследователей решила задачу о притоке жидкости к скважине численным методом с помощью ЭВМ. Полученные ими результаты позволяют оценить как раз­ дельное, так и совместное влияние параметров этих зон. Внача­ ле оценим только влияние несовершенной технологии перфора­ ции, когда вокруг каналов образуется зона пониженной прони­ цаемости породы толщиной 5. Поскольку снижение проницае­ мости происходит за счет проникновения твердой фазы из рас­ твора, то кратность снижения проницаемости (Рзk/kz) может достигать нескольких десятков, поэтому этот параметр был ис­ следован в пределах от 1 до 50. Влияние толщины этой зоны изучено в пределах от 6 до 16 мм.

улучшать смачиваемость породы нефтью в присутствии вод­ ного фильтрата;

не образовывать нерастворимого осадка при контакте с плас­ товыми водами, содержащимися в них солями и с горными по­ родами;

препятствовать диспергированию и набуханию глинистых частиц, содержащихся в породе пласта, в присутствии водного фильтрата;

иметь низкий показатель адсорбции на поверхности норового пространства;

препятствовать образованию на границе раздела фаз адсорб­ ционных слоев гелеобразной структуры.

Для обработки перфорационной жидкости могут быть ис­ пользованы как водорастворимые, так и нефтерастворимые ПАВ. Водорастворимые ПАВ эффективно снижают поверхност­ ное натяжение и краевой угол смачивания, способствуют уве­ личению относительных проницаемостей пористой среды для нефти и воды и суммарной проницаемости для них. Нефтерас­ творимые ПАВ эффективно снижают относительную проницае­ мость пористой среды для воды, способствуют уменьшению водонасыщенности породы и толщины гидратных оболочек, гидрофобизируют поверхность норовых каналов. Наиболее подхо­ дящими для обработки перфорационных жидкостей растворов на водной основе являются неионогенные ПАВ (ОП-7, ОП-Ю, УФЭ8, КАУФЭ14, дисолван и др.), поскольку они хорошо рас­ творимы в пресной и минерализованной воде, мало адсорбиру­ ются на поверхности горных пород, эффективно снижают по­ верхностное натяжение на границе вода - нефть при малой кон­ центрации (0,1-0,3 %). Ионогенные (анионные - сульфонол, азолят, сульфонатриевые соли СНС и катионные - Каталин, вы­ равниватель А и др.) ПАВ могут давать осадки с минерализо­ ванной водой; они интенсивнее адсорбируются на поверхности воды.

При использовании буровых растворов на нефтяной основе перфорацию также следует проводить с применением подобных задавочных растворов.

Рассмотренные растворы могут успешно выполнять функ­ ции задавочных только в тех случаях, когда значение пластово­ го давления ниже гидростатического. При пластовых давлени­ ях выше гидростатического в качестве гомогенной (без твердой фазы) перфорационной жидкости следует применять, напри­ мер, водный раствор хлористого кальция, плотность которого можно довести до 1,40 г/см3. Следует отметить, что раствор хлористого кальция способствует агрегированию глинистых

частиц в пласте, в результате чего в некоторой степени снижа­ ются негативные последствия применения при бурении буро­ вых (глинистых) растворов на водной основе.

Более кардинальным направлением совершенствования тех­ нологии вскрытия продуктивных пластов перфорацией являет­ ся перфорация на депрессии при герметизированном устье скважины, которая может осуществляться в двух вариантах:

спомощью перфораторов, спускаемых в скважину на кабеле внутри колонны НКТ;

спомощью перфораторов, спускаемых в скважину на колон­ не НКТ.

Перфорация на депрессии - наиболее прогрессивный способ вторичного вскрытия пласта, поскольку в момент создания перфорационных каналов под действием больших градиентов давления возникает интенсивный приток нефти или газа из пла­ ста в скважину, в результате чего происходит самоочистка пер­ форационных каналов и породы призабойной зоны. В дополне­ ние к указанному достоинству необходимо отметить, что для газовых скважин и нефтяных фонтанных скважин процесс вто­ ричного вскрытия пласта совмещается с процессом вызова при­ тока нефти или газа из пласта в скважину. Рассмотрим техноло­ гию и технику перфорации на депрессии.

По первому варианту применяют перфоратор типа КПРУ65, ПР54, ПР43. До спуска перфоратора скважину оборудуют ко­ лонной НКТ, а на устье устанавливают фонтанную арматуру. На место буферного патрубка устанавливается лубрикатор - уст­ ройство, позволяющее спускать в работающую скважину ка­ кие-либо приборы при наличии давления на устье.

Снижением уровня раствора в скважине (замена на облег­ ченный раствор, полное удаление раствора из скважины и за­ полнение ее воздухом, природным газом или азотом) создается необходимый перепад между пластовым и забойным давления­ ми, выбранный применительно к данным геолого-техническим условиям. В скважину через лубрикатор необходимой длины (максимальное число одновременно спускаемых кумулятивных зарядов перфораторов не должно превышать 150-300) на каро­ тажном кабеле спускают малогабаритный перфоратор с уста­ новкой его против перфорируемого интервала. После срабаты­ вания перфоратора пласт начинает сразу же проявлять себя, и происходит интенсивный процесс очистки перфорационных каналов и породы пласта вокруг скважины. В высокопродук­ тивных нефтяных и особенно газовых добывающих скважинах по мере заполнения ствола скважины пластовым флюидом про­ исходит интенсивный рост давления на устье. Устройство луб­

рикатора таково, что позволяет вывести каротажный кабель из скважины, а при необходимости можно снова спустить его в скважину для дострела нужного интервала.

При использовании малогабаритных перфораторов кумуля­ тивной струе приходится преодолевать большое расстояние до соударения с преградой - обсадной колонной, а известно, что глубина пробития в преграде в значительной степени зависит от толщины слоя жидкости (рис. 9.6). Поэтому наибольший эф­ фект следует ожидать от применения таких перфораторов в га­ зовой среде, в связи с чем за рубежом для вскрытия газоносных пластов иногда применяют следующую технологию. После не­ полного удаления жидкости с забоя скважины в нее через луб­ рикатор спускают малогабаритный перфоратор, к нижней час­ ти которого подсоединяют дополнительно один-два заряда в ин­ дивидуальных оболочках, срабатывающие отдельно от всего перфоратора подачей электрического импульса с поверхности. После включения в работу вскрытой этими зарядами части га­ зоносного пласта и полного удаления жидкости с забоя скважи­ ны осуществляется срабатывание всей сборки перфоратора в среде природного газа.

Опыт промышленного применения такого способа перфора­ ции показал его высокую эффективность. Так, на газовых про­ мыслах Северного Кавказа в результате вскрытия на депрессии в газовой среде перфораторами ПР54 было обеспечено увеличе­ ние дебитов скважин в 2-3 раза и сокращение сроков освоения скважин в среднем на 8 сут по сравнению со вскрытием пластов на репрессии даже более мощными перфораторами типа ПК и ПКО. Более того, удалось освоить ранее пропущенные газонос-

/к, мм

Рис. 9.6. Зависимость ддпм канала перфорации в породе от толщины слоя воды в зоне пер­ форации при давлении 30 МПа при использовании различных перфораторов:

1 - ПК103; 2 - ПР54

ные пласты. Аналогичные результаты с использованием пер­ фораторов типа ПР были получены на Украине.

Целесообразно их применение для вскрытия высоконапор­ ных нефтяных пластов в добывающих фонтанных скважинах, таккак в этом случае совмещается процесс вскрытия с процес­ сом освоения. Они незаменимы при дострелах новых интервалов вработающих скважинах без их остановки (что особенно важно при разработке газовых и газоконденсатных месторождений в период падающей добычи), при вскрытии пластов с аномально низкими пластовыми давлениями, при перестреле пласта, если предыдущая перфорация на репрессии не дала желаемых ре­ зультатов.

Известно, что наибольшее отрицательное влияние буровых растворов, проникающих в пласт при бурении и перфорации, проявляется при вскрытии газоносных пластов. Поэтому в пер­ вую очередь необходимо предусматривать вскрытие через НКТ в газовой среде именно этих пластов.

Для вскрытия пластов на депрессии по второму варианту с помощью перфораторов, спускаемых на НКТ, применяют кор­ пусные перфораторы одноразового использования типа ПКО, которые срабатывают не от электрического импульса (кабель здесь отсутствует), а от механизма ударного действия. Послед­ ний срабатывает при нажиме на него резинового шара, сбрасы­ ваемого в колонну труб с закачкой в них порции жидкости. Та­ кие перфораторы спускаются вместе со специальной головкой с ударно-взрывным устройством для срабатывания аккумуля­ тивных зарядов; их шифр ПНКТ89 и ПНКТ73. В этих перфора­ торах имеются устройства для передачи детонации от секции, что позволяет их свинчивать друг с другом для одновременного вскрытия интервала пласта толщиной до 50 м и более. После срабатывания перфоратора и соединения скважины с пластом прострелянный корпус перфоратора остается в скважине, если скважина работает фонтанным способом.

В скважину, заполненную буровым раствором, спускают ко­ лонну насосно-компрессорных труб, в нижней части которой крепится перфоратор ПНКТ, с установкой его против вскрыва­ емого интервала. Устье скважины обвязывают фонтанной арма­ турой на необходимое давление. Путем удаления части жидкос­ ти из скважины прямой или обратной циркуляцией или замены ее на более легкую создают необходимую депрессию на пласт, обычно не превышающую 10 МПа, при этом давление на забое должно быть не менее 5 МПа. Через устьевую задвижку внутрь колонны НКТ сбрасывают резиновый шар, который потоком подаваемой по трубам жидкости проталкивается до механизма