Бурение эксплуатационной скважины на нефть на Западно–Камынском месторождении

Тема: Бурение эксплуатационной скважины на нефть на Западно — Камынском месторождении

• ВВЕДЕНИЕ
• ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
• Тектоника
• Нефтеносность разреза
• ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
• ВЫБОР ПРОФИЛЯ СКВАЖИНЫ
• ВЫБОР СПОСОБА БУРЕНИЯ
• ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЖИМНО — ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ БУРЕНИЯ
• РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
• ВЫБОР КОМПОНОВКИ УТЯЖЕЛЕННЫХ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ
• РАСЧЕТ КОЛОННЫ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ ПРИ РОТОРНОМ БУРЕНИИ
• ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ
• ПРОИЗВОДСТВО СПУСКОПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ
• СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ.
• ВТОРИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
• ТЕХНИЧЕСКАЯ И ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ
• МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИНЫ
• МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И НЕДР
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
• Введение
• Среди важнейших видов промышленной продукции, объёмы производства которой определяют современное состояние и уровень развития материально-технической базы страны, одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов.
• Нефтяная промышленность является одной из ведущих отраслей народного хозяйства, так как нефть и газ и продукты их переработки оказывают огромное влияние на развитие конвента страны. Поэтому темпам развития нефтяной и газовой промышленности постоянно уделяется большое внимание, особенно в последнее время. В этих условиях все усилия направлены как на освоение новых нефтяных месторождений, так и на интенсификацию разработки эксплуатируемых месторождений, повышения нефтеотдачи пластов, комплексную механизацию и автоматизацию добычи нефти.

Проектная глубина скважины 3000 м, вертикальная, район работ: Тюменская область. Данные геологического разреза скважины: глина, аргиллит, алевролит.

В данном проекте приводится краткая геологическая характеристика месторождения, технико-технологическая часть, производится выбор конструкции скважины, выбираются долота для различных интервалов бурения, рассчитывается цементирование эксплуатационной колонны, определяется расход промывочной жидкости, рассчитываются потери давления и гидравлическая программа промывки скважины. Приводятся мероприятия по обеспечению безопасных условий работы на буровых и охране недр в процессе бурения.

Геологическая часть

Тектоника

Тектоника Западно-Сибирской провинции связана с Западно-Сибирской плитой, формирование которой длится уже 30 млн. лет. Под фундаментом Западно-Сибирской плиты понимается сложное сочетание структурных гетерогенных ярусов, которые отделяются региональным несогласием от мезозойско-кайнозойских отложений типичного платформенного чехла.

Фундамент основной части Западно-Сибирской плиты представлен палеозойскими складчатыми комплексами. В осадочном чехле расположен ряд крупных сводов, таких как Нижневартовский и Сургутский. Сургутский свод расположен в южной части Хантейской антиклизы, выделяемой во внутренней тектонической области Западно-Сибирской плиты. В пределах Сургутского свода не отмечается региональных перерывов, а мощности юрских и валанжинских отложений даже больше, чем в смежной Ханты-Мансийской впадине. Литолого-фациальная зональность не контролируется сводом. Кроме крупных сводов присутствуют также мегавалы, прогибы и впадины, осложненные локальными поднятиями, которых выявлено более 1200. Их размеры варьируются от до км, с амплитудами от десятков до сотен метров.

Продуктивные горизонты приурочены к отложениям юры, неокома и сеномана (мела). Продуктивные горизонты на глубине от 0,7 до 4 км. Рабочие дебиты нефтяных и газовых скважин высокие. Нефти в основном средней плотности, малосернистые, малосмолистые с невысоким содержание парафинов.

Нефтеносность разреза

Залежи нефти на Западно — Камынском месторождении приурочены к меловым, юрским отложениям баженовской, тюменской свит соответственно. Залежи пластовые, стратиграфически экранированные, реже — массивные; высокодебитные, среднедебитные и малодебитные, с коллекторами порового типа.

Вартовская свита (валанжин, готерив, баррем) распространена в пределах всего Сургутского свода. Отложения ее согласно залегают на мегионской свиты и накапливались в условиях морских и прибрежно-морских фаций. В Сургутском районе вартовская свита расчленяется на две подсвиты — верхнюю и нижнюю.

Нижняя подсвита, представлена чередованием песчаников и аргиллитов с прослоями алевролитов. Пласты песчаников и глинистых пород выдержаны по простиранию и прослеживаются почти по всей части Сургутского свода. Это является одной из характерных особенностей строения подсвиты и определяет характер ее нефтеносности.

Аргиллиты серые и зеленовато-серые, с редкими прослоями известковистых алевролитов. Песчаники серые и светло-серые, мелкои среднезернистые, полимиктовые, с глинистым, реже известково-глинистым цементом, с включениями и присыпками углистого детрита на плоскостях напластования, иногда с прослоями аргиллитов и непроницаемых песчаников с кальцитовым цементом .

Все песчаные пласты нижневартовской подсвиты заиндексированы, им присвоены индексы от Б1 до Б9.

В кровле нижневартовской подсвиты залегает пачка серых и темно-серых однородных глин, мощностью до 30−40 м. Эта пачка (пимская) выдержана в пределах всего Сургутского свода и является региональной покрышкой. Возраст ееготеривский. Общая мощность подсвиты, равна 120−150 м.

Верхняя подсвита вартовской свиты, представлена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В отличие от нижележащей подсвиты здесь выдержанных пластов практически не отмечается, мощность их изменчива и часто пласт песчаника на коротком расстоянии замещается алевролитами или глинами.

Аргиллиты серые и зеленовато-серые, алевритистые, часто с мелкими зеркалами скольжения, слоистые за счет тонких слоев светлых алевролитов или налетов углистого материала. Песчаники серые, мелкозернистые, полимиктовые, с включениями и налетами углистого детрита. Мощность верхней подсвиты- 100−170 м, возраст — готерив-барремский.

Баженовская свита (волжский ярус) распространена на всей территории Сургутского свода. Ее отложения залегают на породах георгиевской свиты на востоке свода и на породах абалакской свиты в его западной части. В западной части свода возможно залегание ее на подстилающих осадках с небольшим перерывом в осадконакоплении вследствие выпадения отложений кимериджа, за счет некомпенсированного осадконакопления в кимериджский век.

Свита представлена черными гидрослюдистыми битуминозным аргиллитами с большим количеством рыбного детрита, с отпечатками пелеципод и аммонитов. В основании разреза свиты иногда встречаются конкреции фосфоритов. Мощность свиты- 15−35 м. Возраст баженовской свиты в Сургутском районе определяется по положению в разрезе и сопоставлению со смежными районами, где имеются определения аммонитов волжского яруса.

Тюменская свита (нижняя — средняя юра) залегает в основании мезозойско-кайнозойского платформенного чехла с угловым несогласием и перерывом на породах фундамента или их коре выветривания. Отложения тюменской свиты накапливались в условиях аллювиальных, озерных, озерерно-болотных фаций. Свита представлена чередованием сероцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов. Средняя мощность песчаниковых пластов- 2−4 м, а аргиллитовых — 4−7 м. Суммарная мощность пластов песчаников в процентах от общей мощности свиты составляет 30−40 процентов. Песчаные и глинистые пласты не выдержаны по простиранию и часто замещают друг друга. Общая мощность отложений тюменской свиты в пределах свода равна 220−330 м. Возраст свиты как нижне-среднеюрский определяется по спорово-пыльцевым спектрам. Разрез начинается со среднелейасовых слоев. Спорово-пыльцевыми спектрами доказано существование верхнего лейаса, аалена и бат-байоса. Нижнеюрские отложения охарактеризованы спорово-пыльцевыми спектрами только в разрезах скважин на Сургутской площади. По направлению к центральной части свода не намечается выпадения из разреза нижних слоев.

Физико-механические свойства горных пород по стратиграфическому разрезу представлены в табл.1.

Таблица1.

Физико-механические свойства горных пород

Технико-технологическая часть

Выбор профиля скважины

Выбор профиля скважины производится на основе анализа фактических данных об искривлении пробуренных ранее скважин, геологических данных разреза и целевого назначения скважины. Данная скважина бурится в породах средней степени твердости, на глубину 3000 м.

Обоснование и расчет конструкции скважины Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи:

1) обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта;

2) задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт, обеспечивающего безводную длительную добычу;

3) изоляция продуктивного пласта от близлежащих водоносных горизонтов;

4) защита продуктивного пласта от вредного влияния тампонажного раствора при цементировании или всемерное снижение этого влияния на проницаемость породы-коллектора.

Строится график совмещенных давлений на основе которого выбирается плотность бурового раствора и конструкцию скважины. График совмещенных давлений строится по трем элементам: коэффициент аномальности пластового давления, индекс давления поглощения и относительная плотность промывочной жидкости.

Коэффициент аномальности пластового давления (ka) — отношение пластового давления к статическому давлению столба жидкости пресной воды высотой от рассматриваемого сечения до устья скважин.

Индекс давления поглощения (kп) — отношение давления при котором возникает поглощение промывочной жидкости в пласт к статическому давлению столба пресной воды высотой от рассматриваемого сечения до устья скважины.

Относительная плотность промывочной жидкости (?0) — отношение плотности промывочной жидкости к плотности пресной воды.

Коэффициент аномальности пластового давления

(1)

где Рпл — пластовое давление, h — глубина от устья до рассматриваемого сечения.

Индекс давления поглощения

(2)

где Рп — давление поглощение,

(3)

(4)

где kр = 1,05 — коэффициент резерва По приведенным формулам рассчитывается ?0,ka, kп.

1) Находится коэффициент аномальности при пластовом давлении:

при Рпл = 24,1 МПа, глубина Н = 2405 м kа = 1

при Рпл = 24,4 МПа, глубина Н = 2440 м kа =1

при Рпл = 28,2 МПа, глубина Н = 2820 м kа =1

при Рпл = 28,5 МПа, глубина Н = 2865 м kа =0,99

при Рпл = 30,2 МПа, глубина Н = 3000 м kа =1

2) Находится коэффициент поглощения при давлении гидроразрыва:

при Ргр = 31,33 МПа, глубина Н = 2405 м kп = 1,3

при Ргр = 31,72 МПа, глубина Н = 2440 м kп =1,3

при Ргр = 36,66 МПа, глубина Н = 2820 м kп =1,3

при Ргр = 37,05 МПа, глубина Н = 2865 м kп =1,29

при Ргр = 39,26 МПа, глубина Н = 3000 м kп =1,3

3) Находится относительную плотность при kа =1, глубина Н = 2405 м ?0 = 1,05

при kа =1, глубина Н = 2440 м ?0 = 1,05

при kа =1, глубина Н = 2820 м ?0 = 1,05

при kа =0,99, глубина Н = 2865 м ?0 = 1,0395

при kа =1, глубина Н = 3000 м ?0 = 1,05

Выбирается относительная плотность промывочной жидкости:

для интервала 0−3000 м ?0 = 1,05

Результаты вычислений представлены в таблице 2.

Таблица 2.

Результаты вычислений

На основании данных таблицы 2 строится график совмещенных давлений (рис. 1.)

Рис. 1. График совмещенных давлений Проанализировав состав горных пород и коэффициенты аномальности выбирается для всех интервалов один вид бурового раствора — на нефтяной основе: безводный известково-битумный (ИБР) для глинистых пород склонных к обвалам: ?0 = 980 — 1060 кг/м3, ТС (температурная стабильность) = 200 — 2200С, СНС1 =0,2−0,5Па, СНС10 =0,4−2,0Па. Для бурения под направление, кондуктор и эксплуатационную колонну выбирается раствор с ?0 = 1050 кг/м3.

С учетом расчетов конструкция скважины принимает следующий вид: спуск направления производится на глубину 50 м с целью необходимости предупреждения размыва и разрушения устья скважины. Кондуктор спускается на глубину 730 м. Данный выбор определяется необходимостью охраны от загрязнения верхних водоносных горизонтов, которые могут служить источниками водоснабжения, предупреждения осложнений в верхней неустойчивой части разреза, подвеской последующих обсадных колонн. До глубины залегания эксплуатационного горизонта 3000 м спускается эксплуатационная колонна.

Расчет диаметров обсадных колон и труб Эксплуатационная колонна диаметром 168,3 мм (ГОСТ 632−80) спускается на глубину 3000 м по вертикали. Определяется диаметр долот и диаметры обсадных колонн при бурении:

Диаметры обсадных колонн рассчитываются снизу вверх.

Используемые формулы:

Расчетный диаметр долота:

dд = dм + 2 (5)

где dм — наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны, — радиальный зазор между стенками скважины и муфтой обсадной колонны;

Внутренний расчетный диаметр трубы:

dвн = dд + 2 (6)

где? — зазор между стенкой трубы и долотом а) Диаметр эксплуатационной скважины: dэ = 168 мм Диаметр муфты: dм =188 мм Расчетный диаметр долота:

Dд.р. = 188 + 25 = 213 мм Диаметр долота:

Dд = 215.9 мм;

б) Внутренний расчетный диаметр кондуктора:

Dк.вн. = 215.9 + 10 = 225.9 мм Диаметр кондуктора:

dк = 244.5 мм, толщина стенки? = 10.0 мм Диаметр муфты кондуктора: dмк = 269.5 мм Расчетный диаметр долота:

Dд.р. = 269.5 + 25 = 294.5 мм Диаметр долота: Dд = 295.3 мм в) Внутренний диаметр направления:

Dн.вн. = 295.3 + 10 =305.3 мм Диаметр направления:

dн = 323.9 мм, толщина стенки? = 8.5 мм Диаметр муфты направления: dмн = 353.9 мм Расчетный диаметр долота:

Dд.р. = 353.9 + 30 = 383.9 мм Диаметр долота:

Dд = 393.7 мм;

На основе полученных значений ка, кп и плотности бурового раствора р0 построен график совмещенных давлений. Поскольку геологический разрез не содержит зон с явной несовместимостью внешних условий, и оптимальная плотность бурового раствора принимает близкие значения на всем интервале бурения. Выбрана следующая конструкция скважины: эксплуатационная колонна (глубина спуска 3000 м, трубы стальные, наружный диаметр dн=168 мм, диаметр муфт 188 мм), кондуктор (глубина спуска 730 м, dн=244,5 мм), направление (глубина спуска 50 м, dн=323,9 мм).

Расчет обсадных колонн на прочность Обсадные колонны рассчитываются с учетом требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Расчет колонны выполняется исходя из условия, что при любом самом неблагоприятном сочетании действующих нагрузок напряжение в опасном сечении трубы не превысит предела текучести ее материала и не вызовет необратимой деформации, которая в конечном счете может привести к разрушению обсадной колонны. Расчет избыточных давлений и веса колонны. Так при проектировании обсадной колонны учитывают нагрузки двух видов:

· наружное избыточное давление смятия;

· внутреннее избыточное давление в колонне;

С учетом регламентированных коэффициентов запаса прочности и справочных данных о показателях прочности обсадных труб при расчете обсадной колонны по расчетным нагрузкам подбираются трубы, соответствующей группы прочности стали и толщины стенки для комплектования секций обсадной колонны.

Исходные данные:

Диаметр эксплуатационной колонны D = 168 мм, глубина скважины Н = 3000 м.

Расчетная схема, применяемая для расчета обсадных колонн спущенных в нефтяную эксплуатационную скважину, представлена на рисунке 2.

А — конец эксплуатации, Б — начало эксплуатации Рис. 2. Расчетная схема для эксплуатационной скважины.

Расчет:

1) Коэффициент запаса на избыточное наружное давление:

nкр = 1.15

2) Коэффициент запаса на избыточное внутреннее давление:

nв = 1.15

3) Коэффициент запаса на страгивание:

nстр = 1.15

I) Определение избыточного наружного давления в характерных точках:

1. z = 0;

Pниz = 0.01?рz = 0 (7)

где ?р — плотность промывочной жидкости, z — глубина

Pниz = 0.011.050 = 0

2. z = H = 200 м; Pниz = 0.01?рH = 0.011.5 200 = 2.1 МПа;

3. z = L = 3000 м;

Pниz = 0.01[(?цр — ?в)L — (?цр — ?р)h + ?вH](1-k) (8)

где ?цр — плотность цементного раствора, ?в — плотность скважинной жидкости, k — коэффициент разгрузки, характеризующий уменьшение напряжений в обсадной колонне при затвердевании цемента; k = 0.25;

Pниz = 0.01[(1.86 — 0.85)3000 — (1.86 — 1.05)0 + 0.85 200](1 — 0.25) = 20.85 МПа,

II) Определение избыточного внутреннего давления в характерных точках:

1. z = 0;

Ру = 30.2 — 0.010.853 000 = 4.7 МПа

1.1Ру? Роп

1.14.7? 9 МПа Рвиz = Роп = 9 МПа

2. z = L = 3000 м;

Pниz = {Роп — 0.01[(?цр — ?в)L — (?цр — ?р)h]}(1-k) (9)

где Роп — давление опрессовки;

Рвиz = {9 — 0.01 [(1.86 — 1)3000 -(1.86 — 1.05)0}(1 — 0.25) = -12.6 МПа;

По полученным данным избыточных давлений строится эпюра давления (рис. 3):

Рис. 3. Эпюра давления.

III) Проектирование обсадной колонны.

Ркр = nРниz = 1.1520,85 = 23,98 Мпа

? = 8,9 мм, группа прочности Д, Ркр = 26,9 МПа

? = 8,0 мм, группа прочности Д, Ркр = 22,1 МПа — выбираем для второй секции

МПа

— предельная глубина спуска Длина труб первой секции:

l1 = L — lдоп8Д = 3000 — 2700 = 300 м.

Вес труб первой секции:

Q1 = q8,9l1 = 383Н/м300м = 105 900 Н = 0.106 МН Вторая секция обсадной колонны:

Трубы третьей секции берём: группа прочности Д, Ркр=18,3 МПа Длина труб второй секции:

l2 = lдоп8Дlдоп7,3Д=2700 — 2400 =300 м Вес труб второй секции:

Q2 = q8l2 = 323Н/м300м = 96 900 Н = 0,097 МН Третья секция обсадной колонны:

Длину труб третьей секции определяем положив в основу расчёт на страгивание:

Рстр7,3Д=0,843МН q7.3=Н

(10)

где Рстр7,3Д — страгивающая нагрузка на обсадную трубу марки Д с = 7,3 мм,

nстр — коэффициент запаса на страгивание, Q1 — вес предыдущих секций, q7,3 — вес 1 м трубы с = 7,3 мм;

Вес труб третьей секции:

МН

Q1+Q2+Q3=0,53+0,097+0,106=0,733МН Растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле труб достигает предела текучести:

Р=1,392 МН

— осевая нагрузка при которой в теле трубы достигается половина предела текучести

Q1+Q2+Q3=0,53+0,097+0,106=0,733МН

.Расстояние от устья скважины до сечения, в котором достигается растягивающая нагрузка 0,696МН:

На этой глубине Рниz=12МПа.

Расстояние от устья до верхней части труб секции: 3000−300−300−1809=591м На этой глубине Рвиz=4,9МПа

Четвёртая секция обсадной колонны:

Трубы четвёртой секции берём: группа прочности Д, Рстр8Д=0,931МН q8=Н Вес труб четвёртой секции:

Пятая секция обсадной колонны:

Трубы пятой секции берём: группа прочности Д, Рстр8,9Д=1,078МН q8,9=Н

3000−300−300−1809−237=354м. Нам необходимо 354 м, поэтому принимаем длину пятой секции 354 м и считаем вес: Q5=0,125 МН.

Полученные данные заносим в таблицу 3.

Таблица 3.

Сводная таблица длины и веса секций бурильных труб

Выбор типов породоразрушающих инструментов В соответствии с геологическими данными и данными по категориям твердости, и абразивности (табл.5) весь геологический разрез разделяется на пачки пород, сходные приближенно по твердости и абразивности, а затем подбираются необходимые для бурения в каждой из этих пачек пород долота (I пачка 0 -50 м, II пачка 50−730 м, III пачка — 730−3000 м).

Используя рекомендации применения породоразрушающего инструмента по категориям твердости и абразивности, по первой пачке пород наиболее целесообразно является использование шарошечного долота 393,7 М-ЦВ, по второй пачке — 295,3 МС-ЦВ, по третьей — 215,9 С-ГВ.(табл.4.)

Таблица 4.

Использование различных типов долот по пачкам

Геологические и физико-механические сведения по проектной скважине приведены в таблице 5.

Таблица 5.

Геологические и физико-механические сведения по проектной скважине

Выбор способа бурения

Основные требования к выбору способа бурения — необходимость обеспечения успешной проводки скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам и соответствующих экономических расчетов. При отсутствии таких показателей этот выбор рекомендуется делать с учетом геолого-технических условий бурения проектируемых скважин, глубины, профиля и конструкции скважин, а так же рекомендаций приведенных в таблице 6.

Таблица 6.

Во вторую графу таблицы была введена информация по данной скважине.

Для бурения скважины на Западно — Камынском месторождении будет применяться роторный способ, т.к. он наиболее удобен для бурения вертикальных скважин и допускает использование таких видов буровых растворов и такую технологию проводки ствола, которые обеспечивают качественное вскрытие продуктивного пласта, высокие механические скорости и проходок на долото, возможность применения шарошечных долот типа М, МС, С и бурение скважины при температуре <140.

Используется буровая установка Уралмаш 3000БЭ, т.к. проектная глубина скважины 3000 м; рекомендуемая глубина бурения данной установки 3000 м. Основные характеристики буровой установки Уралмаш 3000БЭ приведены в таблице 7:

Таблица7.

Проектирование режимно-технологических параметров бурения

Под режимом бурения понимают комплекс субъективных факторов, которые определяют эффективность работы породоразрушающего инструмента на забое скважины. Каждый из этих факторов называется режимным параметром.

В качестве основных режимных параметров можно выделить следующие: нагрузка на долото, кН; частота вращения инструмента, мин-1; расход промывочной жидкости, л/с; качество циркуляционного агента.

Расчет осевой нагрузки

(11)

где — рекомендуемая нагрузка на 1 см диаметра долота. В частности, для первого интервала, — диаметр долота. Тогда:

Определение текущего значения частоты вращения стола ротора:

(12)

где — максимальная рекомендуемая нагрузка на 1 мм диаметра долота; - текущее значение нагрузки на 1 см диаметра долота, наименьшая частота вращения ротора .

Расход промывочной жидкости:

(13)

гдескорость восходящего потока; - диаметр скважины; - наружный диаметр бурильной трубы, — коэффициент, учитывающий увеличение диаметра скважины.

1. Расчет режимных параметров для первого интервала бурения.

Расчет осевой нагрузки:

В частности, для первого интервала =0,4 кН/мм, — диаметр долота=393,7 мм. Тогда:

Определение текущего значения частоты вращения стола ротора:

Определение расхода промывочной жидкости:

2. Расчет режимных параметров для второго интервала бурения:

Расчет осевой нагрузки:

В частности, для второго интервала =0,7 кН/мм, — диаметр долота=295,3 мм. Тогда:

Определение текущего значение частоты вращения стола ротора:

Определение расхода промывочной жидкости:

3. Расчет режимных параметров для третьего интервала бурения:

Расчет осевой нагрузки:

В частности, для третьего интервала =1,0 кН/мм, — диаметр долота=215,9 мм. Тогда:

Определение текущего значение частоты вращения стола ротора:

Определение расхода промывочной жидкости:

Расчет цементирования обсадной колонны

Упрощение расчета состоит в следующем допущении, что цементируемый интервал пород выдержит столб тампонажного раствора и не произойдет гидроразрыва пласта.

В реальных условиях для решения этой задачи применяют облегченные тампонажные материалы.

Исходные данные:

Диаметр обсадной колонны D=168 мм, глубина скважины H=3000 м, высота подъема цементного раствора Нц=3000 м, диаметр скважины Dскв=215,9 мм, плотность бурового раствора? р-ра = 1.05 г/см3, плотность цементного раствора рц=1.86 г/см3, высота цементной пробки h=20 м, пластовое давление Рпл=30,2 МПа (zпл =3000 м).

Схема цементации обсадной колонны представлена на рисунке 4.

Рис. 4. Схема цементации обсадной колонны.

Н — глубина скважины;

h — высота цементного пробки (высота остановки стоп-кольца);

1. Расчет необходимого объема цементного раствора:

(14)

где k1 — коэффициент заполнения каверн = 1,15, D — диаметр скважины, d1 — наружный диаметр обсадной трубы, d2 — внутренний диаметр обсадной трубы.

Vц = 0.785(1.15(0.2162 — 0.1682) 3000 + 0.154 220) =50.3 м3

2. Определение потребного количества сухого цемента:

(15)

где m — водоцементное отношение (m = 0.5)

k2 — коэффициент учитывающий потери (k2 = 1.05)

G = 50.318 601.05/1.5 =65.5 т;

3. Определение количества воды для приготовления расчетного объема цементного раствора:

(16)

Vв = 0.5 65.5 =32.75 м3;

4. Определение потребного объема продавочнго раствора:

(17)

где? — коэффициент сжимаемости бурового раствора = 1.04,

Vм — вместимость манифольда (из справочника)

Vпр =1.04 0.785 0.1542(3000 — 20) + 0.8 =58.5 м3;

5. Определение максимального давления перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо:

Pmax = P1 + P2 (18)

P1 — давление создаваемое за счет разности плотностей жидкости в затрубном пространстве и в трубах,

P2 — давление необходимое для преодоления гидравлического сопротивления,

(19)

Р1 = 0.01 [3000 1.86 — 20 1.86 — (3000 — 20) 1.05] =24 МПа

По формуле Шищенко — Бакланова:

Т.к. Н > 1500, то Р2 = 0.001 Н + 0.8;

Р2 = 0.001 3000 + 0.8 = 3.8 МПа,

Pmax = 24+ 3.8 = 27.8 МПа;

6. Определение числа необходимого цементировочных агрегатов из условий обеспечения определенной скорости течения цементного раствора в кольцевом пространстве:

ц = 1.9 м/с,

Определение потребной подачи цементировочных агрегатов для обеспечения выбранной скорости:

(20)

где Fз — площадь затрубного пространства

(21)

Vст — объем цементного раствора образующего стоп-кольцо,

Q = 0.017 1.9 = 0.032 м3/с = 32.3 дм3/с,

Марка агрегата: 4АН-700 Dвтул.=100мм

QIII = 11.6 дм3/с, PIII = 36 МПА

Потребное число цементировочных агрегатов:

(22)

Принимается необходимое количество цементировочных агрегатов n = 4.

7. Определение необходимого количества цементосмесительных машин:

(23)

где Vбцн — объем бункера цементосмесительной машины,

н — насыщенная объемная масса цемента = 1.21 [т/м3]

Марка цементосмесительной машины: 2СМН-20.

Принимается m = 4

8. Определение количества цементировочных агрегатов при закачке буферной жидкости объемом Vб:

(24)

Vб = 0.785 (0.2162 — 0.1682) 200 = 2.9 м3,

Vмб = 8 м³,

Vб < Vмб, тогда n1 = 1;

9. Определение числа цементировочных агрегатов при закачке цементного раствора:

n2 = 2 m = 8;

10. Определение продолжительности закачки цементного раствора:

Предусматривается закачивание 0.98Vпр с помощью (n-1) цементировочных агрегатов на III передаче.

Оставшиеся 0.02Vпр будут закачиваться одним агрегатом при той же подаче, что необходимо для ловли момента посадки верхней пробки на упорное кольцо.

Т.к. Vц < Vпр, то гидравлические давления будут меньше расчетных, тогда можно взять QIV = 22 дм3/.

(25)

мин,

11. Выбор цементного раствора для цементирования обсадной колонны характеризующийся временем загустевания:

(26)

tз = tц / 0.75 = 66 мин.

Принимается цементный раствор на основе портландцемента + 20% глиноземистого цемента со следующими характеристиками: растекаемость Р = 14 см, начало схватывания Нсхв = 1.5 ч, конец схватывания Ксхв = 3 ч, ожидание затвердевания цемента ОЗЦ = 8 ч.

Цементирование скважин осуществляется с целью разобщения пластов при заполнении заколонного пространства скважины или участка обсадной колонны суспензией вяжущих материалов. От качества разобщения пластов в значительной степени зависит долговечность эксплуатации скважин на нефть и газ. В данном проекте применен одноступенчатый способ цементирования, то есть в заданный интервал подается тампонажный раствор за один прием.

Выбор компоновки утяжеленных бурильных труб

Исходные данные:

Диаметр долота D = 216 мм, вес одного метра длины основной секции УБТ qубт (1)=1,42 кН/м, плотность промывочной жидкости рр=1,05 г/см3, плотность материала труб рм=7,85 г/см3, нагрузка на долото Рд=216 кН.

1) По диаметру долота выбираем Dубт (1) = 178 мм и диаметр бурильных труб

Dбт = 127 мм.

Для обеспечения плавного перехода по жесткости от УБТ к бурильным трубам, компоновка УБТ выбирается ступенчатой. При этом количество ступеней должно быть таким, чтобы при переходе к БТ и переходах между ступенями УБТ должно выполнять следующие условия:

(27)

где Dубт (n) — диаметр УБТ последней ступени, Dбт (1) — диаметр БТ первой секции, Dубт (i-1), Dубт (i), Dубт (i+1) — диаметры УБТ предыдущей, текущей, последующей секции.

Диаметр основной и дополнительных секций УБТ выбираем так, чтобы удовлетворяло условию (27): Dубт (1) = 178 мм.

Dубт (2)р = 0.75Dубт (1) = 133,5 мм, следовательно выбираем ближайшее большее значение диаметра УБТ: диаметр дополнительной секции: Dубт (2) = 146 мм.

Длина дополнительной секции принимается равной lбут (2) = 8 м.

2) Длина основной секции УБТ рассчитывается по формуле (28):

(28)

где q убт (1) — вес одного метра УБТ основной секции, kд — коэффициент нагрузки на долото, Рд — осевая нагрузка на долото, G — масса забойного двигателя, Q? — вес всех элементов КНБК за исключением долота, q убт (i) — вес одного метра УБТ i-ой секции, l убт (i) — длина i-ой секции УБТ (l убт (i)=8 м).

3) Вес всей компоновки УБТ производится по формуле (30):

Рис. 5 Компоновка УБТ.

(29)

Компоновка УБТ представлена на рис. 5.

Расчет колонны бурильных труб при роторном бурении

При роторном бурении после выбора диаметра бурильных труб выполняется расчет на выносливость, а потом на статическую прочность.

Исходные данные:

Глубина скважины 3000 м, бурильные трубы стальные марки Д, наружный диаметр dн=127 мм, толщина стенки 7 мм, длина одной секции 8 м, общая длина всех труб 2846 м.

1) Расчет на выносливость:

а) Переменные напряжения изгиба

(30)

где Е — модуль упругости материала бурильных труб, J — осевой момент изгиба, f — стрела прогиба, L0 — длина половины волны в результате потери устойчивости КБТ при вращении в нулевом сечении над УБТ, Wизг — момент сопротивления высаженного конца в основной плоскости резьбы (в справочнике по диаметру бурильной трубы).

(31)

где D и dнаружный и внутренний диаметр трубы соответственно.

где Dскв — диаметр скважины, Dскв = 1,1Dд, где Dд — диаметр долота, dз — диаметр замка.

Длина полуволны определяется для сечения непосредственно над УБТ:

(32)

где? — угловая скорость вращения бурильных труб, m1 — масса 1 м бурильных труб [кг].

(33)

где n — частота вращения долота.

(34)

где Dнк и dвк — наружный и внутренний диаметры высаженного конца, м.

б) Вычисление коэффициента запаса прочности на выносливость:

(35)

где (-1)Д — предел прочности трубы в [Па],? — коэффициент понижения предела прочности за счет нарезки резьбы (? = 0,6).

что допустимо.

2) Расчет на статическую прочность.

а) Нормальное растягивающее напряжение в поперечном сечении m-ной секции бурильной колонны:

(36)

где k — коэффициент дополнительных сопротивлений (k = 1,15), m — порядковый номер секции колонны БТ, Qi — вес i-ой секции бурильных труб в Н, Qубт — вес УБТ в Н, ?Р — перепад давления на долоте в Па (0,1 0,35), Fк — площадь поперечного сечения канала трубы в м2 (Fк = 0,785d2), F — площадь поперечного сечения тела трубы в м2 (F=0.785(D2-d2)).

Вес колонны бурильных труб:

(37)

где qбт7 — вес 1 м гладкой трубы в кг (qбт7 = 20,7), lбт — длина БТ в м.

МПа

б) Касательные напряжения для труб m-ой секции:

(38)

где Мкр — крутящий момент в Нм, Wкр — полярный момент в м3.

(39)

где Nвi — мощность, затрачиваемая на вращение i-го участка колонны в кВт, Nд — мощность, затрачиваемая на вращение долота в кВт, n — частота вращения снаряда.

(40)

где Li — длина i-ой секции в м, Di — наружный диаметр i-ой секции в м, Dд — диаметр долота в м, ?р — плотность промывочной жидкости [г/см3]

кВт

(41)

где С — коэффициент учитывающий крепость горных пород (для пород средней твердости =0,69), Рд — осевая нагрузка в кН

Нм

(42)

МПа

в) Коэффициент запаса прочности при совместном действии нормального и касательного напряжений:

(43)

где т — предел текучести материала труб

что удовлетворяет условию.

Общий вес бурильной колонны с УБТ составил:

Qкбт =2846 м 0,207 кН/м + 215 кН = 819 кН = 0,804 МН.

На основании полученных результатов выбрана буровая установка Уралмаш 3000БЭ (с максимальной грузоподъемностью 1,7 МН, оснасткой талевой системы 56, лебедкой У2−2-11, электрическим приводом переменного тока и двумя буровыми насосами БРН-1) и ротор Р-460.

Гидравлическая программа промывки скважины

Исходные данные:

Глубина скважины Н = 3000 м, диаметр долота D = 215,9 мм, диаметр УБТ dубт = 178 мм, внутренний диаметр УБТ d0убт = 90 мм, длина УБТ 154 м, диаметр БТ dбт = 127 мм, внутренний диаметр БТ d0бт = 113 мм, бурение ведется роторным способом, установлено два насоса БРН-1 с коэффициентом наполнения н = 0,85.

Напорная линия включает следующие элементы: стояк диаметром 0,141 мм, буровой шланг с внутренним диаметром 0,1 м, вертлюг с условным диаметром проходного сечения 0,103 м, ведущую трубу с диаметром проходного сечения 0,1 м. Максимально допустимое рабочее давление напорной линии 19,6 МПа.

Плотность бурового раствора ?=1050 кг/м3, реологические свойства раствора: ?0=2.5Па, =0,014 Пас. Давление гидроразрыва на глубине 3000 м ргр=30,2МПа.

Расчетные формулы:

1) Определение расхода промывочной жидкости:

(44)

где? — скорость восходящего потока промывочной жидкости в м/с, Dскв и d — диаметр скважины и наружный диаметр эксплуатационной колонны, соответственно.

2) Режим течение промывочной жидкости:

Определяется скоростью потока, плотностью и реологическими характеристиками жидкостей, а также размерами канала. Область существования ламинарного режима течения воды и других вязких жидкостей определяется условием:

(45)

где Re — критерий Рейнольдса.

При промывке скважины водой критерий Рейнольдса рассчитывается по формулам:

— для бурильных (утяжеленных) труб:

(46)

где Q — объемный расход бурового раствора в м3/с,? — плотность промывочной жидкости, d0 — внутренний диаметр бурильных (утяжеленных) труб в м, — динамический коэффициент вязкости в Пас.

— для кольцевого пространства:

(47)

где D — диаметр скважины в м, d — внешний диаметр бурильных (утяжеленных) труб в м.

Если критерий Рейнольдса больше его критического значения Re > Reкр, то режим течения будет турбулентным, если меньше критического — ламинарный.

В случае если при промывке скважины используют вязкопластичную промывочную жидкость, в формулах (53) и (54) величину следует заменить на пластическую вязкость и определить режим течения промывочной жидкости.

При промывке скважин вязкопластичными буровыми растворами режим течения зависит от критерия Хедстрема:

— для бурильных труб:

(48)

где ?0 — динамическое напряжение сдвига в Па, — пластическая вязкость в Пас.

— для кольцевого пространства:

(49)

При Re > Reкр критическое значение критерия Рейнольдса можно определить по формуле:

(50)

где Не — критерий подобия Хедстрема.

3) Баланс давления:

(51)

где р0=(0,65−0,85)рmax — рабочее давление буровых насосов, рmax — максимальное (паспортное) давление бурового насоса, рм — потери давления в нагнетательном трубопроводе и элементах наземного оборудования, pб. к — потери давления в бурильной колонне, рк. п — потери давления в кольцевом пространстве, рд — потери давления в насадках долота, рдв — потери давления в забойном двигателе (из технической характеристики двигателя).

а) Потери в элементах наземного оборудования:

(52)

где — плотность промывочной жидкости в кг/м3, Q — расход промывочной жидкости в м3/c, ам — суммарный коэффициент гидравлических потерь в элементах обвязки.

месторождение скважина промывка нефть

(53)

где амiкоэффициент потерь в отдельных элементах циркуляционной системы (стояк, буровой шланг, вертлюг, ведущая труба).

б) Потери давления в бурильной колонне:

(54)

где рт — потери давления в гладкой части БТ, рубт — потери давления в УБТ, рзам — потери давления в замковых (муфтовых) соединениях.

— потери давления в бурильных трубах:

(55)

где ?т (убт) — коэффициент гидравлического сопротивления, Li — длина i-го участка бурильной колонны (УБТ) в м, d0i — внутренний диаметр i-го участка бурильной колонны (УБТ) в м.

— потери давления в замках:

(56)

где n — число замковых соединения по длине колонны, — коэффициент гидравлического сопротивления замкового (муфтового) соединения.

(57)

где l — длина колонны бурильных труб, ln — длина одной секции.

(58)

где dmin — минимальный диаметр проходного сечения в высаженной части бурильной трубы, замковом соединении в м.

в) Потери давления в кольцевом пространстве:

(59)

где — потери давления в кольцевом пространстве (рассчитывается для обсаженной и необсаженной части ствола скважины раздельно), — дополнительные потери давления для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве.

— потери давления в кольцевом пространстве:

(60)

где ?к.п. — коэффициент гидравлического сопротивления в кольцевом пространстве (определяется по графику зависимости? от Re для буровых растворов в обсаженном и необсаженном кольцевом пространстве скважины), ?к.п. — плотность промывочной жидкости с учетом обогащения шламом (?к.п. =? + [34%]?).

— дополнительные потери давления для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве:

(61)

где к.п. — сумма коэффициентов местных сопротивлений i в кольцевом пространстве скважины.

(62)

4) Оценка возможности гидроразрыва пластов:

Давление в циркуляционной системе скважины может вызвать гидроразрыв пластов, если это давление превышает давление гидроразрыва:

(63)

где ргд — гидравлическое давление на пласт, ргр — давление гидроразрыва,

(64)

где Нглубина забоя скважины по вертикали в м.

5) Определение перепада давления и диаметров насадок гидромониторных долот:

Перепад давления на долоте:

(65)

Расчетный диаметр насадоки:

(66)

где Qд — действительный расход промывочной жидкости, z — число гидромониторных насадок в долоте, рд — перепад давления на долоте.

Расчет:

1) Определение расхода промывочной жидкости:

м3/с.

Для обеспечения расхода промывочной жидкости используются два насоса БРН-1 с диаметром втулок 140 мм:

Q0 = 20,018 = 0,036 м3/с,

Рабочее давление принимается равным 0,85:

р0 = 0,8514,6 = 12,4 МПа.

2) Режим течение промывочной жидкости:

Промывка скважин осуществляется вязкопластичными буровыми растворами следовательно критерий Рейнольдса зависит от критерия Хедстрема:

— для бурильных труб и убт:

— турбулентный режим течения.

— турбулентный режим течения.

— для кольцевого пространства для обсаженной и необсаженной части ствола скважины:

для обсаженной части:

— турбулентный режим течения.

для необсаженной части:

— турбулентный режим течения.

— турбулентный режим течения.

3) Баланс давления:

а) Потери в элементах наземного оборудования:

МПа.

б) Потери давления в бурильной колонне:

— потери давления в бурильных трубах и убт:

МПа

МПа

— потери давления в замках:

МПа

МПа

в) Потери давления в кольцевом пространстве:

МПа

МПа

— дополнительные потери давления для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве:

МПа

МПа

4) Оценка возможности гидроразрыва пластов:

МПа

ргд < ргр (32,2 < 39,26), это означает, что гидроразрыва пластов в процессе циркуляции бурового раствора в скважине не произойдет.

5) Определение перепада давления и диаметров насадок гидромониторных долот:

Перепад давления на долоте:

Расчетный диаметр насадок:

м

Округляя это значение до ближайшего большего размера насадки, выпускаемые промышленностью, получается фактический размер насадки для этого интервала бурения .

Определение фактического перепада давления на долоте:

Тогда действительное значение давления на буровых насосах в конце интервала бурения (3000 м) составит:

что допустимо, так как максимальное рабочее давление в напорной линии может достигать 19,6 МПа.

Производство спускоподъемных операций

Задачей этого раздела является расчет числа свечей бурильных труб, поднимаемых на различных рациональных скоростях подъема.

После выбора буровой установки по технической характеристике лебедки, входящей в ее комплект, устанавливаются скорости подъема крюка при определенной схеме талевой оснастки.

Исходные данные:

Для бурения применяется буровая установка Уралмаш 3000БЭ, в состав которой входит лебедка У2−2-11, имеющая шесть скоростей подъема при оснастке талей 56: ?п1 = 0,316 м/с, ?п2 = 0,592 м/с, ?п3 = 0,776 м/с, ?п4 = 0,822 м/с, ?п5 = 1,45 м/с, ?п6 = 2,01 м/с. Длина свечи 24 м,. Мощность на барабане лебедки 654,6 кВт.

Расчет:

1) Определение веса бурильных труб при различных скоростях подъема:

(67)

где N — мощность на подъемном валу лебедки в кВт, т — КПД талевой системы, ?пi — скорость подъема крюка при i-ой скорости в м/с,? — коэффициент перегрузки для электродвигателя,? = 1,3.

2) Определиение длины бурильных труб, или глубины скважины с которой необходимо переходить на соответствующую более высокую скорость подъема при весе 1 м бурильных труб 310 Н.

(68)

где qпр — вес 1 м КБТ в Н/м.

3) Число свечей, поднимаемое на различных скоростях подъема:

(69)

где li-1 — длина бурильных труб, начиная с которой подъем ведется на скорости? i-1, li — длина бурильных труб, начиная с которой переходят на скорость? i подъема в м, lсв — длина свечи в м.

Результаты расчета приводятся в виде графика рационального режима подъема бурового инструмента (рис 7):

Рис. 7 График рационального режима подъема бурового инструмента.

Специальная часть

Вторичное вскрытие продуктивного пласта

Основная задача вторичного вскрытия — создание совершенной гидравлической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта (ПЗП), без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимального для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации.

При разработке процесса перфорации должны учитываться геолого-промысловая характеристика залежи, тип коллектора и технико-технологические данные по скважине:

* толщина, фильтрационно-емкостные свойства призабойной и удаленной зон пласта, расчлененность, литофациальная характеристика пласта и вязкость нефти;

* расстояние до контактов водонефтяного (ВНК), газонефтяного (ГНК) и газоводяного (ГВК);

* пластовое давление и температура в интервале перфорации;

* число обсадных колонн в интервале перфорации, минимальный внутренний диаметр в колонне труб;

* максимальный угол отклонения скважины от вертикали;

* состояние обсадной колонны и ее цементной оболочки;

* свойства и состав жидкости, применявшейся при первичном вскрытии пласта.

В нефтегазодобывающих скважинах интервал перфорации определяется насыщенностью пород пластовыми флюидами и устанавливается геологической службой предприятий, ведущих буровые работы.

В случае вскрытия скважиной нефтенасыщенного пласта он перфорируется по всей толщине продуктивного объекта Пласты с подошвенной водой и газовой шапкой перфорируются в нефтяной части. Расстояние от нижних отверстий до ВНК и от верхних отверстий до ГНК устанавливается для каждой конкретной залежи опытным путем с учетом наличия или отсутствия непроницаемых пропластков, проницаемостной неоднородности, вертикальной трещиноватости и допустимого градиента давления на цементную оболочку эксплуатационной колонны.

Технико-технологическая характеристика условий проведения перфорации

При репрессии (забойное давление в скважине выше пластового) следует вскрывать пласты с нормально и аномально высоким пластовым давлением независимо от положения интервала перфорации, в том числе и в приконтактных зонах (ВНК, ГНК) и при наличии в нефти агрессивных компонентов (углекислый газ, сероводород).

Для вскрытия пластов при репрессии исходят из условий безопасного проведения перфорации и предотвращения проникновения больших объемов жидкости из скважины в пласт.

Гидростатическое давление столба жидкости, заполняющей скважину, должно превышать пластовое на величину 10−15% для скважин глубиной до 1200 м, но не более 15 МПа.

Перед проведением перфорации в скважину спускают НКТ с промывкой до искусственного забоя. Через НКТ закачивают перфорационную и буферную (при необходимости) жидкости из расчета заполнения интервала перфорации и на 100−150 м выше. Устье скважины оборудуется противовыбросным устройством (задвижкой с привентором).

Перфорацию следует производить не более чем двумя спусками перфораторов в один и тот же интервал. В зонах ВНК и ГНК перфорацию выполнять за один спуск перфоратора.

Вторичное вскрытие пласта осуществляется перфорацией, для чего применяют стреляющие либо гидропескоструйные перфораторы. По принципу действия стреляющие перфораторы подразделяются на пулевые, торпедные и кумулятивные. Торпедные перфораторы, в которых вместо пуль применяются снаряды замедленного действия, в настоящее время для вскрытия пластов не используются из-за низкой пробивной способности и низкой производительности при работе с ними.

Гидропескоструйная перфорация, как показал промысловый опыт, не дает существенных преимуществ перед широко распространенной кумулятивной перфорацией. По этой причине, а также в связи с большей трудоемкостью широкого распространения гидропескоструйная перфорация не получила.

В данном курсовом проекте рассматривается кумулятивная перфорация.

Кумулятивная перфорация

Перфораторы однократного использования с извлекаемым корпусом (ПКО и ПКОТ)

Назначение перфораторов

Кумулятивные разовые перфораторы с извлекаемым корпусом типа ПКО предназначены для вскрытия продуктивных пластов в обсаженных нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах в тех случаях, когда не могут быть использованы кумулятивные корпусные перфораторы ПК. Перфораторы ПКО применяются в загрязненных скважинах, в скважинах с большими интервалами перфорации, в осложненных скважинах малого диаметра с большим гидростатическим давлением и высокой температурой, когда требуется более глубокий прострел, который не может обеспечить перфоратор многократного использования.

Имеются три типоразмера перфораторов ПКО: ПКО89 с наружным диаметром 89 мм, ПКО73 с наружным диаметром 73 мм, ПКО60 с наружным диаметром 60 мм. Перфораторы ПКОТ применяются двух типоразмеров: ПКОТ89 и ПКОТ73.

Перфораторы ПКО89 иПКОТ89 предназначены для вскрытия продуктивных пластов в скважинах, обсаженных одной, двумя и тремя зацементированными колоннами с минимальным диаметром внутренней колонны 100 мм. Перфоратор ПКО89 разработан в двух вариантах: 1) перфоратор ПКО89−1, снабженный зарядами ЗПК103 в бумажных литых оболочках, предназначен для прострела интервалов, обсаженных двумя колоннами труб; 2) перфоратор ПКО89−2, снабженный более мощными зарядами из шашек ЗПКС105 в бумажных оболочках, предназначен для прострела интервалов, обсаженных тремя колоннами труб. Перфоратор ПКОТ89 снаряжают такими же зарядами, как и ПКО89.

Перфоратор ПКО73, снаряженный зарядами весом 28 г, предназначен для вскрытия продуктивных пластов в скважинах, обсаженных одной, двумя и тремя зацементированными колоннами с минимальным диаметром внутренней колонны 86 и 100 мм, заполненных тяжелыми растворами в условиях трудной проходимости перфоратора в скважине. Перфоратор ПКОТ73, снаряженный такими же зарядами, предназначен для вскрытия пластов в глубоких высокотемпературных скважинах с внутренним диаметром колонн 100−126 мм.

Перфоратор ПКО60, снаряженный зарядами от перфоратора ПК65, предназначен для вскрытия продуктивных пластов в скважинах, обсаженных трубами с минимальным внутренним диаметром 76 мм. Он может быть использован для прострела бурильной колонны с диаметром проходного отверстия не менее 75 мм для восстановления циркуляции.

Во избежание появления трещин или большого раздутия корпуса перфораторы ПКО можно применять в скважинах, заполненных водой, промывочным раствором или нефтью при гидростатическом давлении не менее 5 атм.