Техника и технология перфорации скважин

Общая характеристика способов добычи нефти.

Сущ-ет несколько осн-х способов добычи нефти: добыча с использованием естественной энергии пласта и пластовых жидкостей (фонтанный, газлифтный); механизированная или насосная добыча нефти (штанговыми скважинными насосами (ШСН), погружными центробежными электронасосами (ПЦЭН), винтовыми насосами, гидропоршневые насосные установки).

В залежах, обладающих очень большими запасами естественной пластовой энергии, которых достаточно не только для продвижения жидкости по пласту, но также и для подъема ее на поверхность, осуществляется фонтанная эксплуатация скважин (сейчас фонтанирование считается аварийной ситуацией).

В тех же случаях, когда запасы пластовой энергии недостаточны для полного подъема жидкости на поверхность, применяется меха­низированная эксплуатация скважин, т. е. подъем нефти на поверхность осуществляется при помощи тех или иных меха­низмов.

К механизирован­ным способам добычи нефти относится насосная экс­плуатация (ШСН и ПЦЭН). Вместе с тем фонтанный способ эксплуатации при поддержании на месторождении пластового давления (ППД), на которое расходуется большое количество энергии, также можно отнести к механизированному способу добычи нефти.

Газлифтный способ эксплуатации также относится к меха­низированному, так как для работы этих скважин необходимо закачивать сжатый газ, на что расходуется дополнительная энергия.                 

В настоящее время в добыче нефти наиболее широко используются способы эксплуатации скважин при помощи ШГН и ЭЦН. Соотношения между этими способами добычи нефти в отдельных месторождениях зависят oт геолого-физических условий и стадий разработки нефтеносных залежей (в РТ 30% всех скважин эксплуатируется ЭЦН и их доля постепенно уменьшается, поскольку становится мало скважин с большими дебитами (Q>30 м3/сут), и возрастает обводненность скважин => образование водо-нефтяных эмульсий в ЭЦН). В применении этих двух основных способов добычи нефти имеются свои преимущества и недостатки. ШГН позволяют добывать нефть из малодебитных скважин при меньших затратах энергии по сравнению с ЭЦН. В это же время ЭЦНпозволяю извлекать нефть с больших глубин и с более высоким дебитом.

Классификация и типизация условий эксплуатации скважин в ОАО «Татнефть»

Все скв. разделены на 3 основные категории:

1) терригенные отложения верхнего и среднего девона (нефть маловязкая, парафинистая нефть),

2) терригенные и карбонатные отложения нижнего карбона (нефть сернистая),

3) карбонатно-терригенные отложения среднего карбона (нефть высоковязкая, высокосернистая).

 

	Девон	Нижий карбон	Ср. карбон
Вязкость нефти, мПа∙с	4,5	30	45
Газовый фактор, м3/т	54	10	3,5
Давление насыще-ния, МПа	9,0	4,5	1,5
Плот-ть нефти кг/м3	810	870	880

 

3. Подготовка скважин к эксплуатации. Конструкция оборудования забоев скважин. Приток жидкости к перфорированной скважине.

Конструкция крепления скважины определяется геологическими и техническими факторами с учетом ее длительной эксплуатации. Важным элементом конструкции скважины является конструкция призабойной части.

В любом случае конструкция забоя скважины должна обеспечивать:

- механическую устойчивость призабойной части пласта, доступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвраще­ние обрушения породы;

- эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с нефтенасыщенным пластом;

- возможность избирательного вскрытия нефтенасыщенных и изоляцию водо- или газонасыщенных пропластков, если из последних не намечается добыча продукции;

- возможность избирательного воздействия на различные пропластки или на отдельные части (по толщине) монолитного пласта;

- возможность дренирования всей нефтенасыщенной толщины пласта.

Геологические и технологические условия разработки месторождений различны, поэтому существует несколько типовых конструкций забоев скважин.

1. При открытом забое (рис. 1, а) башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскрывается долотом меньшего диаметра, причем ствол скважины против продуктивного пласта оставляется открытым. Такая конструкция возможна при достаточно устойчивых горных породах; при сравнительно однородном пласте, не переслаивающимся глинами, склонными к набуханию и обрушению без газоносных и водоносных прослоев; при наличии до вскрытия пласта достаточно точных данных об отметках кровли и подошвы продуктивного пласта; при относительно малой толщине пласта, оставляемого без крепления, а также в том случае, если при эксплуатации такой скважины не может возникнуть необходимость избирательного воздействия на отдельные пропластки.

 

Рис. 1. Способы вскрытия пласта:

а - открытый забой; б - забой, перекрытый хвостовиком колонны, перфорированным перед ее спуском;в - забой с фильтром; г - перфорированный забой

 

Существенным достоинством открытого забоя является его гидродинамическая эффективность.

Скважина с открытым забоем принимается за эталон и ее коэффициент гидродинамического совершенства принимается равным единице. Вместе с тем, невозможность избирательного вскрытия нужных пропластков и избирательного воздействия на них вместе с постоянной угрозой обвалов в призабойной зоне при создании больших депрессий сильно ограничивают возможности использования открытого забоя. Поэтому менее 5 % всего фонда скважин имеют открытый забой.

2. Если забой скважины оборудован фильтром, то возможны два варианта конструкции.

Первый вариант (рис. 1, б): скважина бурится сразу до подошвы пласта, крепится обсадной колонной с заранее насверленными отверстиями в нижней части, приходящимися против продуктивной толщи пласта, затем выше кровли пласта колонна цементируется по способу манжетной заливки. Пространство между перфорированной частью колонны и вскрытой поверхностью пласта остается открытым.

Условия применения такой конструкции по существу одинаковы с условиями для применения открытого забоя. Однако в этом случае более надежно крепление забоя и гарантируется сохранение полного диаметра колонны до самого забоя даже в случаях частичного обрушения пород в призабойной части.

Второй вариант (рис. 1, в): башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. В открытой ча­сти пласта находится фильтр с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями. Кольцевое пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется специальным сальником или пакером. Основное назначение фильтров - предотвращение поступления песка в скважину. Одно время широкое применение нашли фильтры с продольными щелевыми отверстиями длиной 50 - 80 мм и шириной 0,8 - 1,5 мм. Кроме того, применялись так называемые кольцевые фильтры, в которых щели создавались между торцами металлических колец, одеваемых на перфорированную трубу. Между торцами колец в нескольких точках по периметру устанавливались прокладки из калиброванной металлической ленты, определявшие ширину кольцевых щелей. В ряде случаев использовались гравийные фильтры, представляющие собой две перфорированные мелкими отверстиями концентрично расположенные трубы. В кольцевое пространство между трубами утрамбовывался отсортированный гравий диаметром 4 - 6 мм, который и являлся основным фильтрующим элементом, задерживающим пластовый песок. Известны также металлокерамические фильтры, изготов­ляемые путем спекания под давлением керамической дроби. Кольца из такого материала одеваются на перфорированную трубу и на ней закрепляются. Металлокерамические фильтры обладают малым гидравлическим сопротивлением и задерживают самые мелкие фракции песка. Кроме того, известны другие конструкции фильтров, которые не нашли распространения.

Конструкция забоя с фильтром применяется редко и только как средство борьбы с образованием песчаных пробок в скважинах, вскрывающих несцементированные нефтенасыщенные песчаные пласты, склонные к пескопроявлению.

3. Скважины с перфорированным забоем (рис. 1, г) нашли самое широкое распространение (более 90% фонда). В этом случае пробуривается ствол скважины до проектной отметки. Перед спуском обсадной колонны ствол скважины и особенно его нижняя часть, проходящая через продуктивные пласты, исследуется геофизическими средствами. Результаты таких исследований позволяют четко установить нефте-, водо- и газо­насыщенные интервалы и наметить объекты эксплуатации. После этого в скважину опускается обсадная колонна, которая цементируется от забоя до нужной отметки, а затем перфорируется в намеченных интервалах.

Скважина с перфорированным забоем имеет следующие преимущества:

-упрощение технологии проводки скважины и выполнения комплексных геофизических исследований геологического разреза.

-надежная изоляция различных пропластков, не вскрытых перфорацией.

-возможность вскрытия пропущенных или временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов.

-возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта (различные обработки, гидроразрыв, раздельная закачка или отбор и др.).

-устойчивость забоя скважины и сохранение ее проходного сечения в процессе длительной эксплуатации. Перфорированный забой при вскрытии пласта, склонного к пескопроявлению, не обеспечивает надежную защиту скважины от поступления песка и образования песчаных пробок на забое. Поэтому при вскрытии рыхлых коллекторов для защиты от песка против перфорированного интервала размещают дополнительный фильтр для задержки песка. Однако в этом случае фильтрационное сопротивление потоку пластовой жидкости резко возрастает.

Кроме того, перфорированный забой вызывает сгущение линий тока у перфорационных отверстий, что приводит к увеличению фильтрационного сопротивления по сравнению с открытым забоем.

 Приток жидкости к перфорированной скважине

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

,     (1)

Приток жидкости к перфорированной скважине будет отличаться тем, что вследствие сгущения линий тока у перфорационных отверстий возникнет дополнительное фильтрационное сопротивление:

,     (2)

.  

Коэффициент учитывающий несовершенство скважины зависит от:

-n - плотность перфирационных отверстий

-d - диаметра перф. отв.

- L - глубины проникновения каналов                                                

Несовершенные скважины бывают трех видов: скважина с открытым забоем, частично вскрывающая пласт на величину b (рис. 1, а) - несовершенная скважина по степени вскрытия - δ = b/h; скважина с перфорированным забоем и вскрывающая пласт на полную толщину (рис. 1, б) - несовершенная скважина по характеру вскрытия; скважина, перфорированная не на всю толщину пласта и вскрывающая его частично (рис. 1, в) - несовершенная по степени и характеру вскрытия (двойной вид несовершенства).

Рис. 1. 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

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. 2):- 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. 2. 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;

R₄ - дополнительное фильтрационное сопротивление, вызванное несовершенством по характеру вскрытия при толщине пласта также b = δ٠h и учитываемое коэффициентом C₂.

С1 и С2 могут быть определены по графику Щурова или для скважины с двойным видом несовершенства по формуле: 

                                                                                                        (3)

 

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

.                                                                        (4)

 

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.

                           

           (5)

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.

Техника и технология 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. 6 показан пулевой перфоратор с вертикально-кри­волинейными стволами ПВН-90.

 

Рис. 6. Пулевой пер­форатор с вертикально-криволинейными ство­лами

При вертикальном расположении стволов объем камор и длина стволов больше.

Одна камера отдает энергию взрыва сразу двум стволам. Масса ВВ в одной камере достигает 90 г. Давление газов в ка­мерах 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 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 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 - 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 кумуля­тивным перфоратором достигает 30 м, торпедным - 1м, пуле­вым - до 2,5 м. Это является одной из причин широкого рас­пространения кумулятивных перфораторов.

Рассмотрим устройство корпусного кумулятивного перфора­тора ПК-105ДУ (рис. 7), 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 3,5 м за один спуск, корпусные одноразового действия - до 10 м и бескорпусные или так называемые ленточные - до 30 м.

 

 

Рис. 7. Устройство корпусного ку­мулятивного перфоратора ПК105ДУ:

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

Рис. 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.

Ленточные перфораторы (рис.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 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.

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.

Время воздействия на преграду не должно превышать 15 - 20 мин, так как при более продолжительном воздействии ка­налы не увеличиваются.

Перфорация производится пескоструйным аппаратом, спус­каемым на насосно-компрессорных трубах. Аппарат АП-6М конструкции ВНИИ (рис. 9) имеет шесть боковых отверстий, 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.

Рис. 9. Аппарат для пескоструйной перфорации АП-6М:

1 - корпус, 2 - шар опрессовочного клапана, 3 - узел насадки, 4 - заглушка; 5 - шар клапана,

6 - хвостовик, 7 - центратор

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 на седло нагнетаемая жидкость получает выход только через насадки. 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.

 

---

Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 3506; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!