Приток жидкости к перфорированной скважине

При фильтрации жидкости, подчиняющейся линейному закону, приток жидкости к скважине можно выразить следующим образом:

, (4.1)

где R_ф - фильтрационное сопротивление.

Приток жидкости к перфорированной скважине

(4.2)

будет отличаться тем, что вследствие сгущения линий тока у перфорационных отверстий возникнет дополнительное фильтрационное сопротивление R_доп:

, (4.3)

где С - некоторая геометрическая характеристика.

Подставляя (4.3) в (4.2), получим

. (4.4)

Можно представить два крайних случая геометрической характеристики забоя.

1. Нет ни одного отверстия в обсадной колонне. Тогда, очевидно q_п = 0, С = ∞.

2. Вся поверхность обсадной колонны в пределах толщины пласта покрыта перфорационными отверстиями. В этом случае сгущения линий тока не происходит и геометрия потока не будет отличаться от геометрии потока к забою скважины с открытым забоем. Очевидно, в этом случае С = 0.

Таким образом, величина С должна изменяться от 0 до ∞. С увеличением числа перфорационных отверстий n, их диаметра d, а также глубины L перфорационных каналов в породе пласта дополнительное фильтрационное сопротивление R_доп должно уменьшаться, а следовательно, должно уменьшаться С. Таким образом,

. (4.5)

Задача о притоке жидкости к перфорированной скважине была решена методом электрогидродинамических аналогий (ЭГДА), основанном на тождественности уравнений фильтрации и распространения электрического тока в геометрически подобных системах. Отношение дебита перфорированной скважины к дебиту скважины с открытым забоем, принятой за эталон, при прочих равных условиях принято называть коэффициентом гидродинамического совершенства

. (4.6)

Подставляя вместо q_п его значение из (4.4) и вместо q - из (4.1) и сокращая, найдем

. (4.7)

В методе ЭГДА в геометрически подобных системах токи являются аналогом расходов фильтрующейся жидкости, напряжения перепадов давлений и омические сопротивления - фильтрационных сопротивлений.

Используя гладкий цилиндрический электрод в качестве электрической модели скважины с открытым забоем и цилиндр из изоляционного материала с вмонтированными электродами в качестве модели перфорированной скважины, сравнивают протекающие через них токи при последовательном помещении этих моделей в токопроводящую среду (электролит) геометрически подобную пластовой системе и определяют коэффициент совершенства системы η и, используя (4.7), находят С (рис. 4.2).

Рис. 4.2. Зависимость C = f(nD, а, l) при l = 0:

n - плотность перфорации; D - диаметр скважин, d' - диаметр отверстий; l' - глубина

перфорационных отверстий; l = l' / D, α = d' / D. 1 - а = 0,02; 2 - oc = 0,04; 3 - a = 0,06;

4 - a = 0,08; 5 - a = 0,l; 6 - a = 0,12; 7 - a = 0,14; 8 - a = 0,16; 9 - oc = 0,18; 10 - a = 0,2

Меняя число электродов n, их диаметр d и длину L, можно установить зависимость C = f{n, d, L).

Несовершенные скважины бывают трех видов: скважина с открытым забоем, частично вскрывающая пласт на величину b (рис. 4.3, а) - несовершенная скважина по степени вскрытия - δ = b/h; скважина с перфорированным забоем и вскрывающая пласт на полную толщину (рис. 4.3, б) - несовершенная скважина по характеру вскрытия; скважина, перфорированная не на всю толщину пласта и вскрывающая его частично (рис. 4.3, в) - несовершенная по степени и характеру вскрытня (двойной вид несовершенства).

Рис. 4.3. Виды несовершенных скважин:

а - скважина, несовершенная по степени вскрытия; б - скважина, несовершенная по характеру

вскрытия, в - скважина с двойным видом несовершенства по степени и характеру вскрытия

Используя метод ЭГДА для определения притока в скважины, несовершенные по степени вскрытия, получим зависимости C = f(a, δ) для различных безразмерных толщин пласта а = h/D, где h - полная толщина пласта, D - диаметр скважины (рис. 4.4).

Рис. 4.4. Зависимость C = f{a, 6) для скважин, несовершенных по степени вскрытия

Для скважины с двойным несовершенством величина С может быть найдена следующим образом. Представим приток в скважину с двойным несовершенством состоящим из двух последовательных притоков (рис. 4.5): - притока в фиктивную несовершенную по степени вскрытия скважину увеличенного радиуса R и притока в несовершенную по характеру вскрытия скважину с действительным радиусом r_с и плотностью перфорации n.

Рис. 4.5. Схема фильтрации жидкости к скважине с двойным видом несовершенства

При этом движении поток жидкости на своем пути от контура питания Р_к до стенки скважины r_с будет последовательно преодолевать несколько фильтрационных сопротивлений: R₁ - фильтрационное сопротивление от Р_к до стенки фиктивной скважины R,

R₂ - дополнительное фильтрационное сопротивление, вызванное несовершенством скважины по степени вскрытия и равное - (μ/2πkh) *С₁, где С₁ - коэффициент, учитывающий несовершенство по степени вскрытия фиктивной скважины радиусом R, R₃ - фильтрационное сопротивление от R до стенки скважины r_с при толщине пласта b = δ٠h, где δ - степень вскрытия; R₄ - дополнительное фильтрационное сопротивление, вызванное несовершенством по характеру вскрытия при толщине пласта также b = δ٠h и учитываемое коэффициентом C₂. Приток в такую сложную систему определится следующим образом:

, (4.8)

Из формул (4. 1) и (4.3) следует

; (4.9)

; (4.10)

; (4.11)

. (4.12)

Тот же приток можно определить через сумму двух фильтрационных сопротивлений. Одно из них есть фильтрационное сопротивление, возникающее при течении от R_к до r_с для плоско-радиального течения и равное

. (4.13)

Второе - дополнительное фильтрационное сопротивление R*₂, обусловлено двойным видом несовершенства скважины и характеризуется коэффициентом С:

, (4.14)

так что

. (4.15)

Из условия равенства расходов, т. е. приравнивая (4.8) и (4.15), найдем

. (4.16)

После подстановки в (4.16) значений согласно (4.9) - (4.14) и сокращений получим

. (4.17)

Решая (4.17) относительно искомого С и после преобразований логарифмов найдем

. (4.18)

Величина R принимается равной 5r_с из условия выравнивания струек тока и перехода их в достаточно правильный плоско-радиальный поток. При этом условии

. (4.19)

Здесь C₁ определяется по графику C₁ = f(δ, а) для скважин, несовершенных по степени вскрытия. Причем безразмерная толщина вычисляется по соотношению а = h/2R; δ = b /h - относительное вскрытие пласта фиктивной скважины; C₂ определяется по одному из графиков C₂ = f(nD, а, L) или интерполяцией значений, определяемых из графиков.

Определение С для скважины с двойным видом несовершенства по формуле (4.19) более правильно учитывает дополнительнoe фильтрационное сопротивление такой скважины и дает большую величину для С, нежели простое сложение C₁ и C₂, как это необоснованно делается в ряде литературных источников.

Для расчетов притока жидкости к системе взаимодействующих гидродинамически несовершенных, т. е. перфорированных, скважин важное значение имеет понятие приведенного радиуса r_пр. Приведенным радиусом называется радиус такой фиктивной совершенной скважины, дебит которой, при прочих равных условиях, равен дебиту реальной гидродинамически несовершенной скважины.

Из определения следует

. (4.20)

Поскольку дебиты приравниваются при прочих равных условиях, то из (4.20) следует, что

.

Умножая С на 1 = lnе и делая некоторые преобразования, получим

откуда

(4.21)

Таким образом, зная r_пр для перфорированной скважины из (4.21) и подставляя его значение вместо действительного радиуса скважины r_с в любые формулы радиального притока или притока группы взаимодействующих скважин, получим приток для перфорированной скважины или их системы. Подставляя вместо r_с значение r_пр, мы как бы заменяем одну скважину или систему реальных перфорированных скважин их гидродинамическими эквивалентами - совершенными скважинами с фиктивными приведенными радиусами r_пр. Таким образом, введение понятия приведенного радиуса позволяет распространить сложные расчетно-аналитические формулы по определению дебитов системы взаимодействующих идеальных совершенных скважин с плоской фильтрацией на такую же систему реальных перфорированных скважин с пространственной фильтрацией вблизи забоев.

Техника перфорации скважин

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. 4.6 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. 4.6. Пулевой перфоратор с вертикальнокриволинейными 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. 4.7), нашедшего широкое распространение.

Рис. 4.7. Устройство корпусного кумулятивного перфоратора ПК105ДУ:

1 - взрывной патрон; 2 - детонирующий шнур; 3 - кумулятивный заряд; 4 - электропровод

Рис. 4.8. Ленточный кумулятивный перфоратор ПКС105:

КН - кабельный наконечник; 1 - головка перфоратора; 2 -стальная лента;

3 - детонирующий шнур; 4 - кумулятивный заряд; 5 - взрывной патрон; 6 - груз

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 3,5 м за один спуск, корпусные одноразового действия - до 10 м и бескорпусные или так называемые ленточные - до 30 м.

Ленточные перфораторы (рис. 4.8) 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 чашках, 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 извлеченного 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 доения 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.

Пескоструйная перфорация

При гидропескоструйной перфорации разрушение преграды происходит в результате использования абразивного и гидромониторного эффектов высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вылетающих из насадок специального аппарата - пескоструйного перфоратора, прикрепленного к нижнему концу насосно-компрессорных труб. Песчано-жидкостная смесь закачивается в НКТ насосными агрегатами высокого давления, смонтированными на шасси тяжелых автомашин, поднимается из скважины на поверхность по кольцевому пространству. Это сравнительно новый метод вскрытия пласта. В настоящее время ежегодно обрабатываются около 1500 скважин этим методом. Область и масштабы применения гидропескоструйного метода обработки скважин постоянно расширяются, и кроме вскрытия пласта он нашел применение при капитальных ремонтах, вырезке колонн и в сочетании с другими методами воздействия.

При гидропескоструйной перфорации (ГПП) создание отверстий в колонне, цементном камне и канала в породе достигается приданием песчано-жидкостной струе очень большой скорости, достигающей нескольких сотен метров в секунду. Перепад давления при этом составляет 15 - 30 МПа. В породе вымывается каверна грушеобразной формы, обращенной узким конусом к перфорационному отверстию в колонне. Размеры каверны зависят от прочности горных пород, продолжительности воздействия и мощности песчано-жидкостной струи. При стендовых испытаниях были получены каналы до 0,5 м.

Размеры канала увеличиваются сначала быстро и затем стабилизируются в результате уменьшения скорости струи в канале и поглощения энергии встречным потоком жидкости, выходящей из канала через перфорационное отверстие.

Стендовые испытания ГПП, проведенные ВНИИ, позволили установить соотношения между параметрами процесса (рис. 4.9), необходимые для его проектирования. Результаты, приведенные на рис. 4.9, получены при разрушении цементных блоков, утопленной под уровень жидкости струей водопесчаной смеси. Время воздействия на преграду не должно превышать 15 - 20 мин, так как при более продолжительном воздействии каналы не увеличиваются.

Рис. 4.9. Зависимость расхода водопесчаной смеси qж и глубины образующихся каналов lк

от перепада давления ΔР в насадке для трех ее диаметров 3; 4,5 и 6 мм:

1 - qж = f (ΔР) для d = 6 мм; 2 - qж = f (ΔР) для d = 4,5 мм; 3 - qж = f (ΔР) для d = 3 мм;

4 - lк = f (ΔР) для d = 6 мм; 5 - lк = f (ΔР) для d = 4,5 мм; 6 - lк = f (ΔР) для d = 3 мм;

Перфорация производится пескоструйным аппаратом, спускаемым на насосно-компрессорных трубах. Аппарат АП-6М конструкции ВНИИ (рис. 4.10) имеет шесть боковых отверстий,

Рис. 4.10. Аппарат для пескоструйной перфорации АП-6М:

1 - корпус. 2 - шар опрессовочного клапана; 3 - узел насадки; 4 - заглушка;

5 - шар клапана; 6 - хвостовик; 7 - центратор

в которые ввинчиваются шесть насадок для одновременного создания шести перфорационных каналов. При малой подаче насосных агрегатов часть отверстий может быть заглушена пробками. Насадки в стальной оправе изготавливаются из твердых сплавов, устойчивых против износа водопесчаной смесью, трех стандартных диаметров 3; 4, 5 и 6 мм.

Насадки диаметром 3 мм применяются для вырезки прихваченных труб в обсаженной скважине, когда глубина резания должна быть минимальной. Насадки диаметром 4,5 мм используются для перфорации обсадных колонн, а также при других работах, когда возможный расход жидкости ограничен. Насадки диаметром 6 мм применяют для получения максимальной глубины каналов и при ограничении процесса по давлению.

Медленно вращая пескоструйный аппарат или вертикально его перемещая, можно получить горизонтальные или вертикальные надрезы и каналы. В этом случае сопротивление обратному потоку жидкости уменьшается и каналы получаются примерно в 2,5 раза глубже. В пескоструйном аппарате предусмотрены два шаровых клапана, сбрасываемых с поверхности. Диаметр нижнего клапана меньше, чем седло верхнего клапана, поэтому нижний шар свободно проходит через седло верхнего клапана.

После спуска аппарата, обвязки устья скважины и присоединения к нему насосных агрегатов система спрессовывается давлением, превышающим рабочее в 1,5 раза. Перед опрессовкой в НКТ сбрасывается шар диаметром 50 мм от верхнего клапана для герметизации системы. После опрессовки обратной промывкой, т. е. закачкой жидкости в кольцевое пространство, верхний шар выносится на поверхность и извлекается. Затем в НКТ сбрасывается малый - нижний шар, и при его посадке па седло нагнетаемая жидкость получает выход только через пасадки. После этого проводится перфорация закачкой в НКТ водопесчаной смеси. Концентрация песка в жидкости обычно составляет 80 - 100 кг/м³_. При пескоструйной перфорации НКТ испытывают большие напряжения.

Усилия в муфтовом соединении НКТ в верхнем - наиболее опасном сечении от веса колонны НКТ и давления жидкости не должны превосходить усилия, страгивающего резьбовое соединение муфт, Рстр.

Общие гидравлические потери при гидропескоструйной перфорации складываются из следующих: P₁ - потерь давления на трение в НКТ при движении песчано-жидкостной смеси от устья до пескоструйного аппарата; ΔP - потерь давления в насадках, определяемых по графикам или расчетным путем; P₂ - потерь на трение восходящего потока жидкости в затрубном кольцевом пространстве; P₃ - противодавления на устье скважины в затрубном пространстве Так как гидростатические давления жидкости в НКТ и кольцевом пространстве при работе по замкнутой системе уравновешены, то давление нагнетания на устье P_у будет равно сумме всех потерь:

. (4.26)

Величина P₁ определяется по формулам трубной гидравлики

, (4.27)

где коэффициент трения λ определяется как обычно, через число Re, но увеличивается на 15 - 20% вследствие присутствия песка в жидкости; L - длина НКТ; dв - внутренний диаметр НКТ; vт - линейная скорость потока в НКТ, vт = 4Q/(πdв²); ρ - плотность песчано-жидкостной смеси.

Величина ΔP определяется по графикам (см. рис. 4.9). Величина Р₂ также определяется по формуле трубной гидравлики для движения жидкости по кольцевому пространству

, (4.28)

где Dв - внутренний диаметр обсадной колонны, dн - наружный диаметр НКТ.

vк = 4Q/(π(Dв² - dн²)) - линейная скорость восходящего потока жидкости в кольцевом пространстве, которая не должна быть меньше 0,5 м/с для полного выноса песка и предупреждения прихвата труб.

Во ВНИИ были определены суммарные потери на трение (Р₁ + Р₂) в реальных скважинах при прокачке водопесчаных смесей (рис. 4.11). Суммарный расход жидкости равен произведению числа действующих насадок n на расход жидкости через одну насадку qж:

. (4.29)

Например, при шести насадках и расходе через одну насадку 4 л/с общий расход составит 24 л/с, а потери на трение в скважине глубиной 1700 м при 168-мм колонне и 73-мм НКТ составит около 8,2 МПа (см. рис. 4.11). При расходе через 4,5-мм насадку, равном 4 л/с, перепад давления в насадках ΔP составит около 40,0 МПа (см. рис. 4.11).

При выборе перепада давления в насадках следует иметь в виду, что нижний предел допустимых перепадов должен обеспечить эффективное разрушение колонны, цементного камня и породы, а поэтому не должен быть меньше 12,0 - 14,0 МПа для 6-мм насадок и 18,0 - 20,0 МПа для насадок 4,5 и 3 мм. При очень большой прочности горных пород (σсж> 20,0 - 30,0 МПа) нижние пределы, как показывает опыт, целесообразно увеличить до 18,0 - 20,0 МПа для 6-мм насадки и 25,0 - 30,0 МПа для 4,5-и 3-мм насадки.

Рис. 4.11. Потери давления в трубах и межтрубном пространстве

при прокачке водопесчаной смеси на каждые 100 м длины:

1 - для 140-мм колонны и 73-мм НКТ; 2 - для 140-мм колонны и 89-мм НКТ;

3 - для 168-мм колонны и 73-мм НКТ; 4 - для 168-мм колонны и 89-мм НКТ

Для точной установки перфоратора против нужного интервала применяют в колонне НКТ муфту-репер. Это короткий (0,5 - 0,7 м) патрубок с утолщенными стенками (15 - 20 мм), который устанавливают выше перфоратора на расстоянии одной или двух труб. После спуска колонны НКТ в нее опускают на кабеле малогабаритный геофизический индикатор, реагирующий на утолщение металла. Получая таким образом отметку муфты-репера, определяют положение перфоратора по отношению к разрезу продуктивного пласта. Однако при этом необходимо учитывать дополнительное удлинение НКТ при создании в них давления. Это удлинение, пропорциональное нагрузке, определяется формулой Гука

, (4.30)

где Ру - давление на устье скважины; F - площадь сечения НКТ; L - длина НКТ; Е - модуль Юнга, Па (обычно 20 •10⁴ МПа); f - площадь сечения металла труб, м²; z - коэффициент, учитывающий трение труб о стенки обсадной колонны (принимают 1,5 - 2).

Эти дополнительные удлинения могут быть значительными и достигать 1 м.

При гидропескоструйной перфорации применяется то же оборудование, как и при гидроразрыве пласта. Устье скважины оборудуется стандартной арматурой типа 1АУ-700, рассчитанной на рабочее давление 70,0 МПа. Для прокачки песчано-жидкостной смеси используются насосные агрегаты, смонтированные на платформе тяжелых грузовых автомобилей 2АН-500 или 4АН-700, развивающие максимальные давления соответственно 50 и 70 МПа. При меньших давлениях используют цементировочные агрегаты, предназначенные для цементировочных работ при бурении. Число агрегатов n определяется как частное от деления общей необходимой гидравлической мощности на гидравлическую мощность одного агрегата, причем для запаса берется еще один насосный агрегат,

, (4.31)

где Q - расчетный суммарный расход жидкости; Pу - давление на устье скважины; qа - подача одного агрегата на расчетном режиме; Ра - давление, развиваемое агрегатом; η - коэффициент, учитывающий техническое состояние насосных агрегатов и их износ η = 0,75 - 1. Агрегат 4АН-700 снабжен дизелем мощностью 588 кВт при 2000 об/мин трехплунжерным насосом 4Р-700 с диаметрами плунжеров 100 или 120 мм. Ход плунжера 200 мм. Коробка передачи имеет четыре скорости. Характеристика агрегата приведена в табл. 4. 1. Песчано-жидкостная смесь готовится в пескосмесительном агрегате (2ПА; ЗПА и др.), который представляет собой бункер для песка емкостью 10 м³ с коническим дном. В нижней части

Таблица 4.1