Общая геолого-физическая характеристика каширо-подольских отложений арланского месторождения

СОДЕРЖАНИЕ

                                                                                                                            с.

Введение…………………………………………………………………………4

1 Вторичное вскрытие пласта……………………..……………..….….....…... 6

1.1 Вторичное вскрытие  продуктивного пласта в карбонатных  коллекторах………………………………...……………………………………6

1.2 Методы вторичного вскрытия  пласта………………………...…………....9

1.2.1 Пулевая и торпедная перфорации……………….……………………...12

1.2.2 Кумулятивная перфорация………..……………………………………..15

1.2.3 Гидропескоструйная перфорация…………………………………….....17

1.2.4 Гидромеханическая щелевая  перфорация……………………………....19

1.2.5 Химические методы  перфорации………………………………………..23

1.3 Выбор аппаратуры, режимов  перфорации и определение конечной  эффективности вскрытия пластов…………….……………………………….23

1.3.1 Требования, предъявляемые для обеспечения максимальной эффективности вторичного вскрытия продуктивных пластов……………..………...25

2 Освоение скважины…………………..……………………………….......….27

2.1 Методы освоения продуктивных  пластов….........................……………..27

2.1.1Тартание…………………...…………………………………………….…28

2.1.2 Поршневание…………….…………………………………………….…..29

2.1.3 Замена скважинной  жидкости……………………………………….…...29

2.1.4 Компрессорный способ  освоения………………………….…………….30

2.1.5 Освоение скважин закачкой  газированной жидкости….……………....32

2.1.6 Освоение скважинными  насосами…………………………………....….35

2.1.7 Освоение нагнетательных  скважин……………………………………...35

3 Общая геолого-физическая характеристика каширо-подольских отложений арланского месторождения………………………………………………….…37

3.1 Характеристика района работ……………………………………………...37

3.2 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения…………..37

3.2.1 Средний карбон…………………………………………………………...38

3.3 Свойства и состав нефти, газа и воды……………………………………..39

3.4 Фонд скважин……………………………………………………………....40

4 Определение эффективности и качества работ вторичного вскрытия пластов……………………………………………………………………..………..42

4.1 Исходные данные…………………………………………………………...42

4.2 Расчет скин-эффекта по методике Каракаса и Тарика……..…...…..…...43

5 Охрана труда и окружающей среды…………….…………………….…....48

Выводы и рекомендации………………………………………………….…..50

Заключение………………………………………………………………...…...51

Список использованных источников……………………………….…….….52

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

Освоение скважины – это особый технологический цикл, который завершает ее строительство. Качество освоения и результаты последующей эксплуатации скважин зависят от того, насколько удается восстановить фильтрационные характеристики продуктивных пластов-коллекторов на стадии первичного и вторичного вскрытия пласта, вызова притока, применения различных методов интенсификации притока из пласта.

Под первичным вскрытием понимается процесс разбуривания продуктивного горизонта долотом. Вторичное вскрытие – процесс связи внутренней полости скважины с продуктивным горизонтом (перфорация скважины).

Перфорация - это процесс образования отверстий в обсадных колоннах, цементном камне и пласте с помощью специальных скважинных аппаратов - перфораторов.

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.

Скважины с перфорированным забоем нашли самое широкое распространение. Вскрытие продуктивных пластов во многом обусловливает продуктивность и нефтегазоотдачу, поэтому является одним из важнейших этапов ввода скважины в эксплуатацию после бурения или ремонтных работ.

В настоящее время существует четыре способа перфорации: прострелочно-взрывной, химический, гидропескоструйный и механический. Для перфорации скважин применяют в основном стреляющие перфораторы (кумулятивные и пулевые), но и в небольшом объеме гидропескоструйные и сверлящие перфораторы. Однако область и масштабы применения гидропескоструйного метода постоянно расширяются.

Эффективность вскрытия пластов на 84% определяется геологическими условиями.

Выбор технологической схемы вторичного вскрытия базируется на современных представлениях о динамических процессах и механизмах формирования и изменения свойств коллекторов и залежей нефти и газа в разных термобарических условиях, возникающих при бурении и перфорации. Следует учитывать неравномерное уплотнение и разуплотнение пород, процессы отжима вод, нефтегазообразования, другие явления, а также зоны их развития.

Целью данной работы является анализ методов вторичного вскрытия и освоения продуктивных пластов в карбонатных коллекторах. На основании данного анализа будет произведено определение эффективности и качество работ при вторичном вскрытии пласта Каширо-Подольских отложений Арланского месторождения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Вторичное вскрытие продуктивного пласта

 

1.1 Вторичное вскрытие  продуктивного пласта в карбонатных коллекторах

 

Задачей вторичного вскрытия пласта является установление надежного канала связи между обсаженной скважиной и продуктивными пластами.

Качественное вскрытие пластов перфорацией имеет важное, а подчас, решающее значение для правильной оценки продуктивности разведочных скважин и, следовательно, для определения истинных запасов нефти и газа на открытом месторождении, осуществления максимально возможной отдачи или приемистости    продуктивных пластов, сокращения сроков сооружения и освоения скважин, достижения максимальной эффективности методов повышения отдачи или приемистости пластов, эффективного использования скважины в течение долгих лет ее эксплуатации.

Изучая все геолого-технические условия вторичного вскрытия продуктивных пластов, ученые выделяют три направления, по которым может осуществляться вторичное вскрытие:

- повышение прочности обсадной колонны. При перфорации необходимо соблюдать длину щели в пределах 0,3…0,4 от диаметра трубы;

- для того, чтобы намного дольше использовать скважину, не допуская обводнения, нужно обеспечить сохранность обсадной колонны, и цементного кольца;

- количество глубоких перфорационных каналов должно быть оптимальным.

      С каждый годом растет добыча нефти из карбонатных отложений. Особое значение они приобретают в связи с открытием крупных месторождений нефти и газа в Прикаспийской низменности и Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

       С карбонатными отложениями связано более 40% мировых запасов нефти и около 60% мировой добычи. Нефтяные месторождения, приуроченные к карбонатным коллекторам, широко распространены на Ближнем и Среднем Востоке, США, Канаде, Мексике, Венесуэле и других странах мира.

    К карбонатным коллекторам приурочено около 150 разрабатываемых месторождений, расположенных в районах Урало-Поволжья, Восточного Предкавказья, Республики Коми и других регионах страны.

        Извлечение запасов нефти из карбонатных коллекторов сопряжено со специфическими трудностями в процессе разработки месторождений, при строительстве и эксплуатации скважин. Разработка месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам, с применением обычных технологий заводнения характеризуется, как правило, более низкими темпами добычи нефти и коэффициентами нефтеизвлечения при более высокой обводненности, чем по терригенным коллекторам.

          Основной особенностью карбонатных пород-коллекторов является сложность строения их порового пространства, представленного порами, кавернами, трещинами, подсчет объема которых представляет большую трудность. По большинству объектов с карбонатными коллекторами коэффициенты нефтеизвлечения значительно ниже, чем по аналогичным объектам с терригенными коллекторами. Это обусловлено более высокой неоднородностью карбонатных пластов, их расчлененностью, прерывистостью, сложными горно-геологическими условиями залегания флюидов, наличием в породах твердых битумов, изменением свойств нефтей по толщине пласта.

    Опыт разработки карбонатных коллекторов показывает, что в последнее время получены хорошие результаты при их заводнении на ряде месторождений Самарской и Оренбургской областей, Удмуртии, а также Республики Коми (пермокарбон), Татарстана. Высокие технико-экономические показатели достигнуты по верхнемеловым трещиновато-кавернозным коллекторам Северного Кавказа, на которых реализованы сравнительно редкие сетки скважин и достигнуты повышенные темпы отбора нефти при относительно высоком коэффициенте нефтеизвлечения.

       При выборе эксплуатационных объектов, представленных пористо-трещиноватыми карбонатными коллекторами, не учитывается в должной мере роль трещиноватости и слоистости. При освоении карбонатных пластов значительной толщины с сильно изменчивой по разрезу и площади проницаемостью недостаточно применяются методы селективного освоения. При разработке слабопроницаемых поровотрещинных карбонатных коллекторов не учитывается в полной мере трещиноватость при обосновании давления нагнетания.

Все это приводит к тому, что нередко происходит опережающая выработка ограниченных толщин и прорыв воды по системе трещин, в результате чего водонефтяной фактор при разработке карбонатных коллекторов обычно значительно выше, чем при разработке терригенных отложений.

 

1.2 Методы вторичного  вскрытия пласта

 

По принципу действия технических средств и технологий, применяемых для перфорации скважин, все методы можно разделить на следующие:

1. Прострелочно-взрывные
2. Гидравлические
3. Физико-химические
4. Механические

1. К взрывным методам относятся пулевая, торпедная и кумулятивная перфорация.

Пулевая перфорация осуществляется так называемым пулевым перфоратором, в котором имеются каморы с взрывчатым веществом, детонатором и пулей диаметром 12,5 мм. В результате практически мгновенного сгорания заряда давление на пулю достигает 2 тыс. МПа; под действием этого давления пуля пробивает обсадную колонну, цементный камень и может внедряться в породу, образуя перфорационный канал длиной до 150 мм, диаметр которого равен 12 мм.

Таблица 1 - Классификация перфораторов

 

Если применяется перфоратор другой конструкции, то давление при взрыве существенно ниже 2 тыс. МПа (0,6-0,8 МПа), но время его действия на пулю длительнее, что увеличивает начальную скорость вылета пули и ее пробивную способность; длина перфорационных каналов достигает 350 мм. Существуют пулевые перфораторы с горизонтальными и вертикальными стволами.

Торпедная перфорация осуществляется разрывными снарядами диаметром 32 или 22 мм. При попадании снаряда в горную породу после выстрела происходит взрыв внутреннего заряда снаряда и дополнительное воздействие на горную породу в виде образования системы трещин. Длина перфорационных каналов при торпедной перфорации достигает 160 мм. Торпедная перфорация осуществляется аппаратами с горизонтальными стволами.

Кумулятивная (беспулевая) перфорация осуществляется за счет фокусирования продуктов взрыва заряда специальной формы, как правило, конической. Заряд конической формы облицован тонким медным листовым покрытием. При подрыве заряда медная облицовка заряда расплавляется, смешивается с газами и в виде газометаллической фокусированной струи прорезает канал в колонне, цементном камне и горной породе. Давление в струе достигает 0,3 млн. МПа, а скорость ее — 8 км/с. При этом образуется перфорационный канал длиной до 350 мм и диаметром до 14 мм. Кумулятивные перфораторы делятся на корпусные и бескорпусные (ленточные), но снаряды в них располагаются всегда горизонтально.

В настоящее время кумулятивная перфорация является наиболее распространенной, т.к. позволяет в широком диапазоне регулировать характеристики зарядов, подбирая наилучшие для каждого конкретного продуктивного горизонта.

Вместе с тем, всем взрывным методам присущи определенные недостатки, некоторые из которых являются весьма существенными. Так как при взрыве создается высокое давление и возникает ударная волна, в обсадной колонне и особенно в цементном камне возникают нарушения, связанные с трещинообразованием, нарушением связи цементного камня с горными породами и обсадной колонной и потерей герметичности заколонного пространства. В процессе эксплуатации скважины это приводит к заколонным перетокам.

Перфорационные каналы, создаваемые при взрывных методах, имеют уплотненные стенки, а сами каналы засорены не только продуктами взрыва, но и различными разрушающимися деталями (герметизирующая резина, фрагменты ленты ленточных перфораторов и др.). При удачной пулевой перфорации в конце перфорационного канала находится пуля, что снижает эффективность фильтрации флюида. При неудачной пулевой перфорации пули застревают в колонне или цементном камне. В любом случае при взрывных методах перфорации на внутренней поверхности обсадной колонны образуются заусенцы, осложняющие или делающие невозможным

проведение исследовательских работ в скважине спускаемыми измерительными приборами.

2. Среди возможных гидродинамических методов вторичного вскрытия наиболее интересной на сегодня является гидропескоструйная перфорация, входящая в арсенал средств и методов нефтегазодобывающего предприятия. Так как этот метод является не только методом перфорации, но и методом искусственного воздействия на ПЗС.

3. Механический метод  перфорации является сравнительно новым и осуществляется сверлящим перфоратором, представляющим из себя, по существу, электрическую дрель. Этот перфоратор представляет собой корпус с электромотором. Сверло расположено в корпусе горизонтально. В связи с этим выход сверла определяется диаметром корпуса, что в ряде случаев является недостаточным.

При этом методе вторичное вскрытие осуществляется сверлением отверстий диаметром 14-16 мм; при сверлении обсадной колонны давление на цементный камень является малым, и он не повреждается. При соответствующем выходе сверла просверливаются не только обсадная колонна и цементный камень, но и часть горной породы. Поверхность такого канала является гладкой, а горная порода неуплотненной. Отсутствуют заусенцы и на внутренней поверхности обсадной колонны.

Как показало промышленное использование сверлящих перфораторов, они не повреждают цементного камня и не нарушают герметичности заколонного пространства, позволяя эффективно вскрывать продуктивные горизонты вблизи водонефтяного потока, избегая преждевременного обводнения скважин, которое неизбежно при взрывных методах. Недостатком сверлящего перфоратора является ограниченный выход сверла. Это не всегда обеспечивает эффективное вскрытие, особенно при эксцентричном расположении обсадной колонны в цементном камне, что характерно для наклонно-направленных скважин.

4. К химическим методам перфорации можно отнести такие, при которых вторичное вскрытие происходит за счет химической реакции, например, металла с кислотой.

Таким образом, рассмотренные методы вторичного вскрытия, технологии и техника их реализации являются многообразными, но не существует ни одного, который бы не обладал определенными, а иногда и существенными, недостатками. [3, стр. 46]

 

1.2.1 Пулевая и торпедная перфорации

При пулевой перфорации в скважину на электрическом кабеле спускается стреляющий пулевой аппарат, состоящий из нескольких (8-10) камор – стволов, заряженных пулями диаметром 12,5 мм. Каморы заряжаются взрывчатым веществом (ВВ) и детонаторами. При подаче электрического импульса происходит залп. Пули пробивают колонну, цемент и внедряются в породу.

Существует два вида пулевых перфораторов:

- перфораторы с горизонтальными стволами. В этом случае длина стволов мала и ограничена радиальными габаритами перфоратора;

- перфораторы с вертикальными стволами с отклонителями пуль на концах, для придания полету пули направления, близкого к перпендикулярному по отношению к оси скважин.

Пулевой перфоратор ПБ-2 собирается из нескольких секций. Вдоль секции просверлено два или четыре вертикальных канала, пересекающих каморы с ВВ, стволы которых заряжены пулями и закрыты герметизирующими прокладками. Верхняя секция - запальная имеет два запальных устройства. При подаче по кабелю тока срабатывает первое запальное устройство и детонация распространяется по вертикальному каналу во все каморы, пересекаемые этим каналом. В результате почти мгновенного сгорания ВВ давление газов в каморе достигает 2 тыс. МПа, под действием которых пуля выбрасывается.

Происходит почти одновременный выстрел из половины всех стволов. При необходимости удвоить число прострелов по второй жиле кабеля попадается второй импульс и срабатывает вторая половина стволов от второго запального устройства. В этом перфораторе масса заряда ВВ одной каморы мала и составляет 4-5г, поэтому пробивная способность его невелика.

Длина образующихся перфорационных каналов составляет 65-145мм (в зависимости от прочности породы и типа перфоратора). Диаметр канала 12мм.

На рисунке 1 показан пулевой перфоратор с вертикально-криволинейными стволами ПВН-90.

При вертикальном расположении стволов объем камор и длина стволов больше.

Однако камора отдает энергию взрыва сразу двум стволам. Масса ВВ в одной каморе достигает 90г. Давление газов в каморах здесь ниже и составляет 0,6-0,8 тыс. МПа, но действие их более продолжительное. Это позволяет увеличить начальную скорость вылета пули и пробивную способность перфоратора.

Длина перфорационных каналов в породе получается 145-350 мм при диаметре около 20 мм. В каждой секции  перфоратора имеются четыре вертикальных ствола, на концах которых сделаны плавные желобки – отклонители. Пули, изготовленные из легированной стали, для уменьшения трения в отклонителях покрываются медью или свинцом. Выстрел из всех стволов происходит практически одновременный, так как все каморы с ВВ сообщаются огнепроводным каналом.

В каждой секции два ствола направлены вверх и два вниз. Это позволяет компенсировать реактивные силы, действующие на перфоратор.

Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле и стреляющими разрывными снарядами диаметром 22 мм. Внутренний заряд ВВ одного снаряда равен 5г. Аппарат состоит из секций, в каждой из которых имеется по два горизонтальных ствола. Снаряд снабжен детонатором накольного типа. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда и растрескивание окружающей горной породы. Масса ВВ одной каморы – 27г. Глубина каналов по результатам испытаний составляет 100-160 мм, диаметр канала – 22 мм. На 1 м длины фильтра обычно делается не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации часты случаи разрушения обсадных колонн.

Максимальная толщина вскрываемого интервала торпедным перфоратором – 1м, пулевым – до 2,5м.

Пулевая и торпедная перфорации применяются ограниченно, так как все больше вытесняются кумулятивной перфорацией.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1 – Пулевой                 1 – взрывной патрон; 2 – детонирующий     КН – кабельный наконечник;   перфоратор с вертикально-    шнур; 3 – кумулятивный заряд;                     1 – головка перфоратора;

криволинейными стволами   4 – электропровод.                                           2 – стальная лента;

                                                           Рисунок 2 – Устройство корпусного  3 – детонирующий шнур;

                                                           кумулятивного перфоратора              4 – кумулятивный заряд;

                                                           ПК-105ДУ                                                     5 – взрывной патрон; 6 – груз.

                                                                                                                                   Рисунок 3 – Ленточный

                                                                                                             кумулятивный перфоратор

                                                                                                             ПКС105 

 

 

 

 

 

1.2.2 Кумулятивная перфорация

Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена конической формой поверхности заряда ВВ, облицованной тонким металлическим покрытием (листовая медь толщиной 0,6 мм). Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов – продуктов облицовки пробивает канал. Кумулятивная струя приобретает скорость в головной части до 6-8 км/с и создает давление на преграду до 0,15-03 млн. МПа. При выстреле кумулятивным зарядом в преграде образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8-14мм. Размеры каналов зависят от прочности породы и типа перфоратора.

Все  кумулятивные перфораторы имеют горизонтально распложенные заряды и разделяются на корпусные и бескорпусные.

Корпусные перфораторы после их перезаряда используются многократно. Бескорпусные – одноразового действия. Однако разработаны и корпусные перфораторы одноразового действия, в которых легкий корпус из обычной стали используется только лишь для герметизации зарядов при погружении их в скважину. Перфораторы спускаются на кабеле (имеются малогабаритные перфораторы, опускаемые через НКТ), а также перфораторы, спускаемые на насосно-компрессорных трубах. В последнем случае инициирование взрыва производится не электрическим импульсом, а сбрасыванием в НКТ резинового шара, действующего как поршень на взрывное устройство. Масса ВВ одного кумулятивного заряда составляет (в зависимости от типа перфоратора) 25-50г.

Максимальная толщина вскрываемого интервала кумулятивным перфоратором достигает 30м, торпедным – 1м, пулевым – до 2,5м. Это является одной из причин широкого распространения кумулятивных перфораторов.

Рассмотрим устройство корпусного кумулятивного перфоратора        ПК-105ДУ (рисунок 2), нашедшего широкое распространение. Электрический импульс подается на взрывной патрон 1, находящийся в нижней части перфоратора. При взрыве детонация передается вверх от одного заряда к другому по детонирующему шнуру 2, обвивающему последовательно все заряды.

Корпусные перфораторы позволяют простреливать интервал до 3,5м за один спуск, корпусные одноразового действия – до 10м и бескорпусные или так называемые ленточные – до 30м.

Ленточные перфораторы (рисунок 3) намного легче корпусных, однако их применение ограничено величинами давления и температуры на забое скважины, так как их взрывной патрон и детонирующий шнур находятся в непосредственном контакте со скважинной жидкостью. В ленточном перфораторе заряды смонтированы в стеклянных (или из другого материала), герметичных чашах, которые размещены в отверстиях длинной стальной ленты с грузом на конце. Вся гирлянда спускается на кабеле. Обычно при залпе лента полностью не разрушается, но для повторного использования не применяется. Головка, груз, лента после отстрела извлекаются на поверхность вместе с кабелем. К недостаткам бескорпусных перфораторов надо отнести невозможность контролирования числа отказов, тогда как в корпусных перфораторах такой контроль легко осуществим при осмотре излеченного из скважины корпуса.

Кумулятивные перфораторы нашли самое широкое распространение. Подбирая необходимые ВВ, можно в широких диапазонах регулировать их термостойкость и чувствительность к давлению и этим самым расширить возможности перфорации в скважинах с аномально высокими температурами и давлениями. Однако получение достаточно чистых, с точки зрения фильтрации, и глубоких каналов в породе остается актуальной проблемой и до сих пор. В этом отношении определенным шагом вперед было осуществление пескоструйной перфорации, которая позволяет получить достаточно чистые и глубокие перфорационные каналы в пласте. [8, стр. 105]

 

 

1.2.3 Гидропескоструйная перфорация

Гидропескоструйная перфорация (ГПП) относится не только к методам вторичного вскрытия, но и к эффективным методам искусственного воздействия на призабойные зоны скважин с целью управления продуктивностью или приемистостью. Основой гидропескоструйной перфорации является использование кинетической энергии жидкостно-песчаных струй, формируемых в насадках специального аппарата — гидропескоструйного перфоратора. Высокоскоростные (до n 100 м/с) жидкостно-песчаные струи обладают абразивным действием, что позволяет направленно и эффективно воздействовать на обсадную колонну, цементный камень и горные породы, создавая в них каналы различной ориентации. Гидропескоструйный перфоратор закрепляется на нижнем конце колонны

НКТ и спускается в скважину на заданную глубину. На поверхности используется специальное оборудование: устьевая арматура, насосные и пескосмесительные агрегаты и др.  Жидкостно-песчаная смесь закачивается в НКТ насосным агрегатом под высоким давлением.

При фиксированном положении гидропескоструйного перфоратора в скважине в обсадной колонне и цементном камне образуются крупные отверстия, а в породе — грушеобразные каверны, форма которых представлена на рисунке 4. Форма и размеры каверны зависят не только от прочности горной породы, но и от скорости жидкостно-песчаных струй; содержания в ней песка, его количества и размеров песчинок; продолжительности воздействия и  фильтруемой жидкости. В начальный момент времени каверна формируется достаточно эффективно; по мере расширения каверны скорость активной струи в каверне снижается, а возвратный поток жидкости тормозит активную струю дополнительно — эффективность формирования каверны резко снижается. Как правило, каверна заполнена песком.

 

 

 

 

 

 

 

1 – обсадная колонна; 2 – цементный камень; 3 – горная  порода; 4 – круглое отверстие;      5 – грушеобразная каверна.

Рисунок 4 – Схема образования грушеобразной каверны в породе при гидропескоструйной перфорации.

Перфорация осуществляется специальным пескоструйным аппаратом, например, АП-6м, спускаемым в скважину на НКТ. Принципиальная схема аппарата представлена на рисунке 5.

Перфоратор на боковой поверхности корпуса 1 имеет шесть отверстий, в которые ввернуты шесть насадок 6. Насадки изготавливаются из специальных сплавов, стойких к действию жидкостно-песчаной смеси (к истиранию) и диаметр проходного отверстия которых составляет 3; 4,5 и 6мм.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 – корпус перфоратора; 2 – резьба для соединения с  НКТ; 3 –шар опрессовочного клапана; 4 – седло опрессовочного (верхнего) клапана; 5 – канал; 6 – насадки; 7 – нижний шар малого диаметра; 8 – седло нижнего шарового клапана; 9 – центратор; 10 – хвостовик.

Рисунок 5 – Принципиальная схема аппарата для гидропескоструйной перфорации АП-6м

Перфоратор может быть использован не только для перфорации, но и для резки прихваченных труб; резки щелей (горизонтальных, вертикальных или винтовых) и др.

После спуска перфоратора в скважину и обвязки наземного оборудования система должна быть опрессована давлением, превышающим рабочее в 1,5 раза. Перед опрессовкой в НКТ сбрасывается верхний шар большого диаметра (50 мм) 3, который садится на седло 4. После опрессовки системы закачкой жидкости в затрубное пространство (прямая промывка) шар выносится на устье и извлекается. Затем в НКТ сбрасывается шар малого диаметра 7, который садится в седло 8, отсекая хвостовик 10 от полости перфоратора и НКТ. Перфоратор готов к работе.