Подготовка нефтяных и газовых скважин к эксплуатации

Министерство энергетики РФ

Сахалинский топливно-энергетический техникум.

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Тема:  Подготовка нефтяных и газовых скважин к эксплуатации.

Выполнил студент группы________________ _________________

              (Ф.И.О.)

__________________ ___________________

               (дата)                                          (подпись)

Руководитель:_________________________________

                                                                 (Ф.И.О)

                                   _________________________________

                                                                (подпись)

Работа принята с оценкой:____________________________________________________

_______________________________________________________ ________________

Южно-Сахалинск

2009

Введение.

1. Геологическая часть.
1. Геологическая характеристика месторождения Каурунани.
2. Физико-литологические характеристики продуктивных пластов.
3. Физико-химические характеристики нефти и газов месторождения           Каурунани.

2. Расчетно-техническая часть.
1. Первичное и вторичное вскрытие продуктивного горизонта.
2. Понятие гидродинамического несовершенства скважин.
3. Конструкция забоев скважин.
4. Критерии выбора конструкции забоя скважины.
5. Скважность фильтровой части обсадной колонны.
6. Расчет скважности фильтровой части обсадной колонны.

     Заключение.

     Список литературы.

После того как скважина пробурена и прошла нефтяной или газовый пласт,

необходимо подготовить ее к работе. Для опробования пласта и определения производительности скважин используется специальное оборудование.

Стенки скважины должны быть очищены от глинистого раствора и твердых осколков, которые осели в процессе бурения. Плотные отложения с низкой проницаемостью торпедируются. Взрыв образует вокруг ствола скважины трещины, которые увеличивают приток нефти. С середины 20 в. взрывы в основном заменяются гидроразрывом. При этом вода и нефть, содержащие песок, проталкиваются в породы под большим давлением; породы растрескиваются, и песок входит в трещины, поэтому последние остаются открытыми и после снятия давления. Если необходимо укрепить стенки скважин у продуктивного пласта (например, в случае их рыхлости и возможного осыпания), то устанавливают обсадную колонну, а затем перфорируют ее и оборудуют фильтром для предотвращения поступления песка.

Для повышения коэффициента продуктивности на продуктивном участке могут быть созданы заполненные гравием каверны. После установления на устье скважин трубной головки, регулирующей арматуры, газового генератора, емкостей для жидкостей и насосного оборудования скважина готова к эксплуатации.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1. Геологическая характеристика месторождения Каурунани.

Административное расположение: Ногликский район Сахалинской области, Россия, в 30 км к северу от пос. Ноглики.

Месторождение Каурунани расположено на восточном побережье Северного Сахалина в междуречье Томи – Нельбута, охватывая прибрежную низменность и часть акватории Ныйского залива с южной частью острова Каурунани.

В непосредственной близости от площади функционируют железная дорога Оха – Ноглики и грунтовая автодорога, которые тянутся вдоль восточного побережья острова, параллельно им проходят линии связи, электропередач и ветка газопровода. Автодорога имеет ответвление ведущее на месторождение Каурунани. Ближайшей железнодорожной станцией является станция Даги, которая находится в 10 км севернее.

Территория месторождения представлена слабовсхолмлённой прибрежной равниной с абсолютными отметками до первых десятков метров. Равнинные участки, как правило, заболочены и покрыты зарослями багульника, голубики и других кустарников. Возвышенные участки суши покрыты хвойно-лиственичным лесом средней густоты со стланиково-кустарниковым  подлеском.

Гидросеть представлена ручьями, являющимися притоками двух относительно крупных рек района: Томи и Нельбута, в междуречье которых расположено месторождение, на территории района находится озеро Голубое. Водоснабжение, также можно вести из артезианских скважин, глубина залегания насыщенных пресными водами пластов нутовских  песчаников 100 – 500 м.

Климат района морской, холодный, с отрицательной средней температурой воздуха. Средние сроки ледостава – с конца октября по апрель-май. Глубина промерзания почвы 1.5 м. Характерны обильные циклоны, сопровождающиеся  штормами и резкой сменой атмосферного давления. Наибольшее число штормов (5 – 6 в месяц) приходится на сентябрь и октябрь. Часты туманы, зимой - обильные снегопады, метели. С июня по октябрь преобладают ветры восточных направлений, а с октября по май – западных направлений.

Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются: газоконденсатное месторождение Усть-Томи, примыкающее с юга к лицензионному участку Каурунани, нефтегазоконденсатные месторождения Монги (около 2 км на запад) и Нижнее Даги (в 10 км к северо-западу).

Месторождение расположено в зоне деятельности НГДУ “Катанглинефтегаз”. Управление находится в п.г.т. Ноглики. Цех по добыче нефти, цех по добыче газа, узел сбора нефти (УСН) и узел подготовки газа (УПГ) расположены на месторождении Монги. На месторождение Монги поступает продукция с месторождений Усть-Томи и Монги.

Отсепарированная жидкость с УСН “Монги” подаётся на  ЦСПН “Даги”, откуда нефть транспортируется по нефтепроводу в западном направлении до врезки в магистральный нефтепровод Оха – Комсомольск-на-Амуре.

Газ с УПГ отправляется по трем направлениям: в газопровод газлифтного газа «Монги-Мирзоева», в газопровод «Даги-Ноглики-Катангли», дальний транспорт природного газа осуществляется по магистральным газопроводам «Оха-Комсомольск-на-Амуре» и «Даги-Оха».

Бурение скважин на месторождении Каурунани осуществляет Ногликское управление буровых работ.

В целом, район месторождения обладает удовлетворительными условиями и достаточной инфраструктурой для разработки залежей углеводородов.

Геологическое изучение Каурунанинской структуры начато с 1950 г. Сейсмические исследования района проводились в: 1972-1975 гг. и 1981 г.

Детализационные сейсморазведочные работы на Каурунанинской антиклинали с целью уточнения ее строения и выбора места для заложения поисковой скважины для оценки газоносности дагинских отложений проведены в 1998-1999 гг. В 2002-2003 гг. проведена сейсмическая съемка 3Д, позволившая уточнить структуру в районе I-ых блоков и выбрать северный участок для заложения поисковой скважины.

2. Физико-литологические характеристики продуктивных пластов.

IV пласт. Охарактеризованная в скв. 2 часть пласта сложена песчаниками мелко-тонкозернистыми и тонко-мелкозернистыми, с медианным размером зерен от 0,08 до 0,1 мм, коэффициентом отсортированности 1,6- 1,91. Песчаники имеют светло-серый цвет, массивную текстуру, следы   Macaronichnus.   В гранулометрическом составе породы тонкопесчаная фракция составляет 28,75- 45,65%, мелкопесчаная - 25,4 –43,38%, алевритовая – 14,5-18,62%, глинистая –10,47 –12,02%. Открытая пористость (по керосину) меняется от 12,68 до  17,38 %  (в пластовых условиях –11,37 – 16,35%),  проницаемость при 400 psi составляет  3, 2-28.98   мкм2 10-3  (в пластовых условиях - 1,68 – 18.63 мкм2 10-3).

Верхние 1,09 м  керна  представлены  очень крепкими мелко-тонкозернистыми песчаниками с кальцитовым цементом, открытая пористость (пластовая)  которых равна 1,97 - 7,35 %  и пластовая  проницаемость - 0,049 – 0,245 мкм2 10-3. Такой же прослой  толщиной 11 см встречен в нижележащих песчаниках.

V пласт. Изучен в скв. 1 в интервале глубин  3001-3012 м. Керн представлен песчаниками мелко-тонкозернистыми, содержащими  редкие тонкие (до 1-2мм) прослои глин. Слоистость волнистая, неясно выраженная, прерывистая, с элементами косой.

В гранулометрическом составе песчаников тонкопесчаная фракция присутствует в количестве 39,3 – 49. 2 (в одном образце 33.09%), мелкопесчаная –12,6 – 23,5% (в одном образце 36,9%), алевритовая - 15,3-22,98%, пелитовая – 11,4 – 15,9%.   Медианный размер песчаников равен 0.07 – 0,09 мм, коэффициент отсортированности - 1,75-2,0. Открытая пористость (по керосину) песчаников колеблется от 15,3 до 18,61% (в пластовых условиях - 14,07 – 17,15 %), проницаемость при 400 psi составляет 6.5-27.6   мкм2 10-3 (в пластовых условиях- 4,32 –19,35  мкм2 10-3). 

Встречено два прослоя очень крепких песчаников с кальцитовым цементов: верхний толщиной 50 см, нижний – 3 см.  Пористость таких песчаников (в пластовых условиях) снижается до 4-5,75%, проницаемость –0,103 – 0,008 мкм2 10-3. Отмечаются прослои, обогащенные раковинами пелеципод с кальцитовыми стенками.

Глина имеет открытую пористость (по керосину) - 5,79%, плотность - 2,52 г/см3., минералогическую плотность -2,71 г/см3.

VI пласт исследован в скв. 1 в интервале глубин 3114 –3121. Представлен песчаниками тонко-мелкозернистыми, с медианным размером зерен 0,13 – 0,15 мм, коэффициентом отсортированности 1,48- 1,69. В песчаниках встречены редкие включения гравия и гальки, отмечаются тонкие прослои, обогащенные углефицированными растительными остатками. Слоистость неясно выраженная, прерывистая, параллельная.  В гранулометрическом составе песчаников преобладает мелкозернистая фракция (61,15 – 71, 96%); тонкопесчаная составляет 14,16-20,66%, алевритовая –8,61 –11,52%, пелитовая – 4,61 –7,05%.      Открытая пористость (по керосину) песчаников колеблется от 19,42 до 21,68% (в пластовых условиях -18,89 – 20,63 %), проницаемость при 400 psi составляет 157,2 - 554,7 мкм2 10-3 (в пластовых условиях - 131,2 – 463 мкм2 10-3).

Раздел между II и IIа пластом  изучен  в интервале глубин 2903 – 2906 м  и представляет подошвенную часть, сложенную плохоотсортированной песчаноалевритоглинистой породой, тонкозернистыми песчаниками c глинистыми прослоями.

Песчаники светло-серые, тонкозернистые, тонкослоистые. Реже присутствуют средне-мелкозернистые разности. Слоистость косая, разнонаправленная,  отчетливая, равномерная, обусловлена присутствием глинистых прослоев и слоев, обогащенных углистым детритом.  Толщина прослоев от 1 до 4 мм.  Тонкозернистые песчаники содержат тонкопесчаную фракцию в количестве 46,28 – 50,61%, алевритовую – 27,06 – 29,87%,  глинистую – 18,7 – 23,12%, мелкопесчаную – 0,74 – 2, 06%, имеют медианный размер 0,05 – 0,06 мм, коэффициент отсортированности - 2,04 –2,44.    Медианный размер средне-мелкозернистых песчаников равен 0,14, коэффициент отсортированности - 2,68. В их гранулометрическом составе преобладают мелкозернистые фракции –33,9%, среднезернистые составляют 24,69%, тонкозернистые – 10,57%, алевритовые -15,13%,  глинистые – 15,66%. Открытая пористость (по керосину)   песчаников равна 9,85 – 13, 81% , проницаемость при 400 psi - 1,68 – 3,93 мкм2 10-3. Фильтрационно-емкостные свойства средне-мелкозернистых песчаников такие же низкие, как тонкозернистых, за счет плохой отсортированности.

Песчано-алеврито-глинистые породы имеют неоднородную линзовидно-пятнистую текстуру, на отдельных участках отчетливую ваттовую слоистость, сильно биотурбированы (индекс биотурбации 3-4), содержат  Macaronichnus, Planolites  и другие трудноопределимые следы илоедов. В гранулометрическом составе этих пород преобладают глинистые (38,14 –40,29%) и алевритовые (39,3 – 40,8%) фракции, тонкопесчаные составляют 18,69 –19,63%, мелкозернистые –0,7 – 1,24%, среднезернистые – 0,07 –1,13%.  Медианный размер зерен равен 0,02 –0, 03 мм,

коэффициент отсортированности  -2,59 –2,63, открытая пористость по керосину-4,65 –7,43%, проницаемость при 400 psi –0,038 –0,203 мкм2 10-3.

Прослои глины имеют толщину от долей мм до 7 см. Глина темно-серого цвета, массивной текстуры, содержит углистый детрит на плоскостях напластования, имеет открытую пористость –3,47%, плотность - 2,50 г/см3.

Литологический состав изученного разреза, структурные и текстурные особенности пород свидетельствуют об образовании их  в условиях от приливно- отливной фации лагун до прибрежно-морской  зоны подвижных волн (верхний береговой склон).

3. Физико-химические характеристики нефти и газов месторождения                    Каурунани.

Свойства нефтей в пластовых условиях не определялись, в связи с временной неисправностью прибора, приводятся по аналогии с результатами исследования пластовой нефти III пласта месторождения Монги, отобранной из скв. 118. Таким образом, принятые для проектирования основные свойства нефти в пластовых условиях составляют: вязкость – 0.81 мПа.с, плотность – 0.73 г/см3, давление насыщения – 26.7 МПа, объёмный коэффициент – 1.228, газосодержание – 140 м3/т.

По аналогичной причине не проводились исследования газа на конденсатосодержание, которое для оперативного подсчета запасов принято по залежам III пласта равным 154 г/м3, по залежам IV пласта – 127 г/м3.

Физико-химические свойства сепарированной нефти

Физико-химические свойства  нефтей охарактеризованы по результатам исследований 4 проб (без учета пробы, состоящей из смеси нефти и конденсата), отобранных в поверхностных условиях из  скважин №№ 1, 3 блоков I и Iа   пласта III дагинского горизонта.                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        

Нефть блока I из скв. № 1 подвижная, относится к категории легких (по плотности), малосмолистых, малосернистых, парафинистых и не вязких. Нефть по средним данным имеет плотность 0,8468 г/см3, серы – 0,13%, смол силикагелевых – 2,69%, асфальтенов - 0,15%. Содержит легкий парафин (3,41%) с температурой плавления 500С и имеет невысокую температуру застывания нефти – (-120С). Температуры вспышки и начала кипения нефти – (+40С) и 850С соответственно.  Выход бензиновых фракций до 2000С в объемных процентах –25, светлых  фракций до 3000С –61.  При опробовании скв. №1 на разных штуцерах нефть содержала (по данным 10 проб) небольшие количества механических примесей (0,0021-0,0124%) и воды (0,07-1,46%). В групповом составе фракции до 1500С преобладают метановые углеводороды (42%), на долю нафтеновых и ароматических приходится 31,1 и 26,9% соответственно. По химической классификации А.А. Петрова нефть относится к неокисленным типу А1. Формула нефти 1См1Ср1Пр2. Нефть блока Iа из скв. № 3 ещё подвижнее и легче, относится к категории легких (по плотности), малосмолистых, малосернистых, парафинистых и невязких. Нефть по  данным одной пробы имеет плотность 0,8365 г/см3, температуру застывания – (-14)0С содержит серы – 0,11%, парафина – около 3-3,5%.  Температуры вспышки и начала кипения – (ниже -200С) и 640С соответственно. Выход бензиновых фракций до 2000С в объемных процентах – 30,5, светлых  фракций до 3000С –65.

При опробовании скв. № 3  нефть  содержала небольшие количества механических примесей (0,0086%), воды (0,51%), хлористых солей (0,00047%).    По химической классификации А.А. Петрова нефть относится к неокисленным типу А1. Формула нефти 1См1Ср1Пр2.

Физико-химическая характеристика  газа

Газ охарактеризован по результатам исследования  26 проб  из  скважин №№ 1, 3  пласта III  в  блоках I и Iа. Пробы отбирались различными способами при испытании и  отработке скважин  на разных штуцерах из сепаратора и устья скважин. Составы газа, отобранные различными способами,    различаются между собой.

Газ, в целом по III пласту, имеет относительную плотность – 0,6073-0,6551; в пластовых условиях плотность – 155,58 - 165,80 кг/м3, вязкость -  0,0216 – 0,0221 мПа*с. Метан является основным компонентом, его содержание – 89,21-94,16%, табл. 3.8.  Содержание гомологов метана составляет: этана – 2,79-5,01, пропана – 1,03-2,72, изобутана – 0,22-0,59, н-бутана – 0,28-0,85, изопентана – 0,15-0,43, н-пентана – 0,12-0,31, гексанов-  0,11-0,44 %.

В компонентном составе газа содержатся балластные газы: углекислый газ – 0,69-0,97, азот – до 0,56 %.  Согласно классификации И.С. Старобинца, газ относится к метановым, сухим и полужирным, низкоазотным, низкоуглекислым,  не содержащим сероводород. Следует, отметить, что газ отобранный из сепаратора, является более тяжелым (относительная плотность – 0,6206-0,6577) и относится как к сухим так и полужирным. Газ отобранный с устья  имеет плотность –0,6073- 0,6232 и относится к сухим.

Высокая теплотворная способность (Qн – 35970-36330 и Qв- 39800-40190 кДж/м3) и небольшое содержание балластных газов позволяют использовать газ в качестве топлива для энергетических  и коммунально-бытовых целей.

По простиранию III пласта I блока  изменений в  составе  газа  выявить не представляется возможным, так как из скважины №3 отобрана только одна проба.

Состав пластового газа не определялся из-за отсутствия исследований на газоконденсатность. Однако, можно отметить, что содержание сырого конденсата в пластовом газе, отобранном в начальный период испытания скважины №1, составляет 154 см3/м3, что указывает на его  конденсатный тип.

2. Расчетно-техническая часть.

1. Первичное и вторичное вскрытие продуктивного горизонта.

Одним из наиболее важных условий сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии является, как уже отмечалось, максимально возможное снижение репрессии на продуктивный пласт. При вскрытии продуктивного пласта наибольшая величина гидродинамического давления на забое скважины достигается при работе бурового долота. В этот момент давление на забой скважины складывается из давления столба бурового раствора, потерь давления в кольцевом пространстве за бурильной колонной и гидродинамического давления, вызываемого вибрацией колонны при работе долота.

Уменьшение давления столба бурового раствора достигается за счет снижения его плотности и реализации так называемого способа бурения "на равновесии" (или даже на депрессии).

При решении вопроса о снижении репрессии на продуктивный пласт особое внимание следует обратить на уменьшение вибрации бурильной колонны при работе долота. Дело в том, что в большинстве своем нефтяники пренебрегают этим явлением до тех пор, пока не начинают часто ломаться элементы низа бурильной колонны. Однако из зарубежной печати известно, что при работе бурового долота колебания гидродинамического давления на забое скважины достигают порядка 5 МПа (данные получены прямыми измерениями в процессе бурения). Поэтому, решая вопрос о снижении репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением, необходимо создать высокоэффективное амортизирующее наддолотное устройство и включить его в компоновку низа бурильной колонны. Особого внимания заслуживает также вопрос о регламентации скорости спуско-подьемных операций и соблюдении технологической дисциплины при вскрытии продуктивного пласта. Это связано с тем, что применяемые в практике бурения скорости спуско-подъемных операций могут обеспечить весьма высокие репрессии на пласт, вплоть до получения гидроразрыва.

Однако, как бы ни были совершенны техника и технология минимизации репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением, полностью исключить репрессию вряд ли возможно. Поэтому необходимо иметь буровой раствор (практика показывает, что он должен быть безглинистый), который предотвратил бы возможность глубокого проникновения его фильтрата в пласт в момент наличия репрессии. Кроме того, должны обеспечиваться высокая степень его очистки от выбуренной породы для поддержания минимальной плотности бурового раствора и отсутствие физико-химического взаимодействия с породами продуктивной зоны и пластовыми флюидами.

Одним из важных факторов при вскрытии продуктивных пластов является продолжительность контакта бурового раствора со стеной скважины, что определяет степень и глубину загрязнения околоскважинной зоны. В связи с этим необходимо стремиться к уменьшению продолжительности первичного вскрытия за счет приме нения высокопроизводительных технологий и бурового инструмента. Однако и этого не всегда бывает достаточно.

Так, в случае технологической необходимости использования буровых растворов с твердой фазой механическая скорость проходки и проходка на долото резко уменьшается из-за ухудшения условий работы бурового долота. Исключить или существенно уменьшить влияние твердой фазы в буровом растворе можно за счет установки над долотом забойного сепаратора твердой фазы, что позволит направить к инструменту очищенный от нее буровой раствор, а саму эту фазу вывести в кольцевое пространство.

Таким образом, для сохранения естественной проницаемости при первичном вскрытии продуктивного пласта необходимо минимизировать репрессию на пласт (до бурения на "равновесии"). При реализации такой технологии увеличивается вероятность возникновения нефтегазопроявлений и опасности фонтанирования скважины. В связи с этим для управления продуктивным пластом и снижения опасности открытого фонтанирования целесообразно разработать технические средства обнаружения нефтегазопроявления продуктивного пласта на начальной стадии, то есть фиксации момента появления пластового флюида в кольцевом пространстве в зоне продуктивного пласта. Наиболее перспективным направлением в этой области представляется, разработка акустической системы непрерывного контроля за нефтегазопроявлениями при бурении скважин.

Вторичное вскрытие продуктивного горизонта

Существует четыре способа перфорации: пулевая, торпедная, кумулятивная, пескоструйная.

Первые три способа перфорации осуществляются на промыслах геофизическими партиями с помощью оборудования, имеющегося в их распоряжении. Поэтому детально техника и технология этих видов перфорации первыми тремя способами изучается в курсах промысловой геофизики. Пескоструйная перфорация осуществляется техническими средствами и службами нефтяных промыслов. 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 скважины.

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 подается второй импульс и срабатывает вторая половина стволов от второго запального устройства. В этом перфораторе масса заряда ВВ одной каморы мала и составляет 4-5 г, поэтому пробивная способность его невелика. Длина образующихся перфорационных каналов составляет 65 - 145 мм (в зависимости от прочности породы и типа перфоратора). Диаметр канала 12 мм. На рис. 2.1 показан пулевой перфоратор с вертикально-криволинейными стволами ПВН-90. При вертикальном расположении стволов объем камор и длина стволов больше.

Одна камора отдает энергию взрыва сразу двум стволам. Масса ВВ в одной каморе достигает 90 г. 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.

Рис. 2.1. Пулевой перфоратор с вертикально-криволинейными стволами

Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле и стреляющими разрывными снарядами диаметром 22 мм. Внутренний заряд ВВ одного снаряда равен 5 г. 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 камеры - 27 г. 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. Пулевая и торпедная перфорации применяются ограниченно, так как все больше вытесняются кумулятивной перфорацией.

Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена коняческой 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 - 0,3 млн. МПа. При выстреле кумулятивным зарядом в преграде образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8 - 14 мм. Размеры каналов зависят от прочности породы и типа перфоратора.

Все кумулятивные перфораторы имеют горизонтально расположенные 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 - 50 г.

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

Рассмотрим устройство корпусного кумулятивного перфоратора ПК-105ДУ (рис. 2.2), нашедшего широкое распространение.