К оглавлению

Опыт вскрытия пластов корпусными кумулятивными перфораторами

Н. Г. ГРИГОРЯН

Из большого количества возможных конструкций кумулятивных перфораторов в Советском Союзе начато внедрение корпусных кумулятивных перфораторов, разработанных отделением прострелочных и торпедировочных работ ВНИИГеофизики.

Кумулятивные корпусные перфораторы с неразрушающимся корпусам благодаря защитному действию корпуса обеспечивают полную сохранность обсадной колонны и затрубного цементного кольца при их простреле даже в тех случаях, когда обсадная колонна плохо укреплена цементным кольцом.

Опыты Гусейнова и Дадашева в Баку показали, что обсадные трубы, изготовленные из высокопрочной стали марки 36Г2С, при простреле их под водой пулевыми перфораторами залпового действия типа АПХ лопаются по всей длине из-за сильного гидравлического удара [1]. При аналогичных опытах во ВНИИГеофизике погруженные в воду обсадные трубы из сталей обычных марок С или Д при простреле залповым пулевым перфоратором дают вырывы кусков металла, а при простреле селективным пулевым перфоратором (одиночными выстрелами) растрескивание трубы после третьего-четвертого выстрела. Еще большие повреждения плохо укрепленной обсадной колонне наносятся при простреле торпедными перфораторами, а также кумулятивными бескорпусными перфораторами. Ослабление обсадной колонны при простреле может привести к ее смятию или слому под действием внешнего (горного) давления [1].

По данным исследований, проведенных в США, пулевая перфорация в отличие от кумулятивной вызывает в цементном кольце (даже монолитном) более или менее значительные трещины [2]. Еще большие разрушения цементного затрубного кольца происходят при торпедной перфорации, особенно при преждевременном разрыве снаряда в цементном кольце.

Такие повреждения обсадной колонны и цементного затрубного кольца совершенно недопустимы в тех случаях, когда имеется опасность прорыва агрессивных вод к фильтру скважины вдоль колонны или когда могут быть обнажены глинистые прослойки.

В отличие от этого прострел кумулятивными перфораторами типа ПК-103 при плотностях перфорации даже до 60 выстрелов на погонный метр обсадной колонны не приводил к каким-либо повреждениям не укрепленной цементным кольцом обсадной трубы, погруженной в жидкость. При этом пробивная способность этих перфораторов значительно больше, чем у пулевых и торпедных перфораторов.

Для обеспечения высокой эффективности вскрытия пласта при разработке отечественного кумулятивного перфоратора ПК-103 особое внимание было обращено на получение пробитого канала такого большого диаметра, при котором гидравлическое сопротивление движения жидкости по каналу было бы достаточно мало и, кроме того, не происходило бы закупорки канала фильтратами раствора, наполняющего скважину, или остатками от разрушенной металлической облицовки кумулятивной выемки («пест»).

Исследования, проведенные Алленом и Этербери [3], показали, что при диаметре канала, пробитого кумулятивным перфоратором 1/4'', значительная часть канала в пласте оказывается закупоренной пробкой из фильтрата глинистого раствора и остатков песта, что снижает продуктивность скважины.

При увеличении диаметра отверстия вдвое, как показали те же исследования, глинистые частицы и остатки от облицовки кумулятивного заряда рассредоточены на поверхности канала и не закупоривают его.

Заряд, разработанный для отечественного кумулятивного перфоратора ПК-103, благодаря изменению угла конической кумулятивной выемки по сравнению с зарядом, применявшимся в США, обеспечивает пробивание канала в цементе и твердой горной породе диаметром 10-12 мм и характерен малой зависимостью глубины пробития от расположения перфоратора в скважине (т.е. от расстояния между зарядом и пробиваемой им преградой; см. рисунок).

Это привело к тому, что кумулятивный перфоратор ПК-103 с неразрушающимся корпусом показал при его внедрении в большинстве случаев высокую эффективность вскрытия пласта независимо от условий, в которых он применялся (внутренний диаметр обсадной колонны от 5" до 10", работа в среде вязкого глинистого раствора различного состава или в воде при значительном превышении давления в скважине над пластовым давлением, два и три ряда обсадных колонн в интервале перфорации, утолщенное цементное затрубное кольцо и т. п.).

Область применения кумулятивных перфораторов ПК-103 в 1955 г. была значительно расширена благодаря созданию специальных зарядов и средств взрывания, выдерживающих температуру до 160°.

В течение 1955-1956 гг. проводились широкие промышленные испытания кумулятивных перфораторов ПК-103 на промыслах Башкирии, Татарии, Грозненского района и Краснодарского края, и в 1957 г. эти перфораторы стали применяться почти во всех нефтяных районах страны.

За время с 1955 г. до конца 1957 г. кумулятивная перфорация произведена более чем в 3000 скважинах в объеме свыше 400 тыс. выстрелов.

При общем росте объема перфорации по стране (за исключением АзССР) в 1956 г. по сравнению с 1955 г. на 15% (по количеству скважино-операций) в указанных выше районах, где применялась кумулятивная перфорация, общий объем пулевой перфорации остался на прежнем уровне, а объем торпедной перфорации снизился на 23% (см. табл. 1).

Кумулятивная перфорация в указанных районах применялась в разведочных, эксплуатационных и нагнетательных скважинах, выходящих из бурения и работающих, а также простаивающих.

Как правило, для кумулятивной перфорации выбирались скважины, трудно осваиваемые, с тяжелыми условиями вскрытия пласта, малодебитные, не дающие нефти и т. п.

Контроль за работой скважин, обработанных кумулятивными перфораторами ПК-103, в течение более или менее длительного времени позволяет теперь подвести итоги применения кумулятивных перфораторов ПК-103 в ряде районов за 1955-1956 гг.

Башкирия

На промыслах Башкирии, где продуктивные пласты представлены плотными песчаниками девонских горизонтов, иногда чередующихся с глинистыми прослойками, кумулятивные перфораторы ПК-103 применялись в основном в Туймазинском районе в водонагнетательных скважинах. Многие водонагнетательные скважины здесь ранее осваивались чрезвычайно медленно. Применение кумулятивных перфораторов в большинстве случаев резко сократило сроки ввода в действие водонагнетательных скважин (см. табл. 2).

Среднее время освоения нагнетательных скважин в Туймазах (с монолитными пластами без глинистых прослоев) при их простреле кумулятивными перфораторами ПК-103 сократилось на 60 суток.

Выяснилось также, что проведение гидравлического разрыва пласта после кумулятивной перфорации значительно облегчается. В ряде водонагнетательных скважин, в которых проводилась пулевая и торпедная перфорация, гидравлический разрыв пласта не удавался или требовал применения высоких давлений и был произведен только лишь после проведения кумулятивной перфорации. В табл. 3 представлены данные, характеризующие ускорение освоения скважин с гидроразрывом после применения кумулятивной перфорации.

Благодаря совместному применению кумулятивной перфорации и гидравлического разрыва пласта за один год в Туймазанефть освоено 27 нагнетательных скважин - почти столько же, сколько было освоено за предыдущие 5 лет.

В результате этого удалось замкнуть кольцо нагнетательных скважин вокруг Туймазинского месторождения, перевести вновь на фонтанный способ добычи нефти десятки скважин и увеличить добычу нефти в глубиннонасосных скважинах.

Кроме повышения добычи нефти, благодаря общему искусственному повышению пластовых давлений при помощи описанных выше мероприятий во многих скважинах Туймазинского месторождения достигнуто увеличение отдачи пласта только за счет улучшения вскрытия пласта кумулятивной перфорацией. Этот эффект был получен в эксплуатационных скважинах, простреленных ранее пулевыми и торпедными перфораторами, но работавших с дебитом значительно меньше возможного. После кумулятивной перфорации с плотностью 10-20 отв/м добыча нефти в ряде таких скважин значительно увеличилась.

В условиях Туймазинского месторождения установлена целесообразность проведения кумулятивной перфорации в скважинах, выходящих из капитального ремонта.

По предварительным данным в скважинах, в которых производились изоляционные работы, относительное содержание воды в добываемой нефти оказывалось значительно меньшим, чем после прострела пулевым и торпедным перфораторами, что, по-видимому, объясняется отсутствием трещин в обсадной колонне и цементном кольце после прострела кумулятивным перфоратором ПК-103, имеющим неразрушающийся корпус.

Важным результатом является также то, что после проведения кумулятивной перфорации не требовалось райбирование (фрезерование) внутренней поверхности обсадных труб. Эта операция часто производится после пулевой и торпедной перфорации для снятия больших заусенцев, образующихся вокруг пробитого отверстия, и для сбивания застрявших в обсадной колонне пуль и снарядов.

Применение корпусных кумулятивных перфораторов ПК-103 помогло также осуществить новые методы изоляции подошвенных вод на башкирских нефтепромыслах путем закачки в пласт вязкой нефти или керосино-цементной смеси с гидроразрывом [4, 5].

Татария

В большинстве случаев в Татарии простреливались новые эксплуатационные скважины, где пластовое давление еще находится на высоком уровне и добыча нефти из скважин пока подвержена незначительным изменениям.

Скважины, простреливавшиеся кумулятивным перфоратором ПК-103, дали большую продуктивность по сравнению со скважинами, простреливавшимися пулевыми и торпедными перфораторами.

Большая пробивная способность кумулятивных перфораторов ПК-103 обеспечила в Татарии ввод в эксплуатацию нескольких скважин, которые не осваивались после пулевой или торпедной перфорации из-за большой толщины цементного кольца. Например, в одной скважине НПУ Бугульманефть, обсаженной 5" колонной при диаметре ствола 9³/₄" (средняя толщина цементного кольца 75 мм), пулевая перфорация с плотностью 22 отв/м не дала желаемого результата, а после кумулятивной перфорации с плотностью всего 10 отв/м был получен фонтанный приток нефти 65 т/сутки. В скв. 222 и 218 НПУ Бавлынефть, в которых для изоляции от проникновения подошвенной воды была применена новая технология заливки цемента под давлением 250-300 ат (заливка с гидроразрывом), после двукратной перфорации мощным пулевым перфоратором ССП 4¹/₄" не было получено притока нефти; после кумулятивной перфорации эти скважины без освоения начали работать через 6" обсадную колонну без фонтанных труб [9].

Грозненский район

В Грозненском районе применялись в основном кумулятивные перфораторы в термостойком исполнении типа ПК-103-Т, выдерживающие без самопроизвольного взрыва температуру до 160°.

До появления кумулятивных перфораторов высокотемпературные скважины в нефтеразведочных районах Затеречной равнины (Озек-Суат, Зимняя ставка и др.) простреливались торпедными перфораторами, заряжаемыми специальным термостойким порохом. Однако ввиду недостаточной пробивной способности происходили частые заклинивания торпедных перфораторов в скважинах, особенно обсаженных 5" колонной, что приводило к авариям и значительным простоям скважин. Производительность работ с торпедными перфораторами была крайне низкой (за один рейс в скважину делалось для уменьшения опасности заклинивания перфораторов не более двух выстрелов). Кроме того, торпедные перфораторы не всегда обеспечивали надежное вскрытие пластов, сложенных из плотных нижнемеловых и юрских отложений на глубинах 3200-3500 м.

Кумулятивными перфораторами был обеспечен в подавляющем большинстве случаев надежный прострел высокотемпературных скважин, причем вся операция по прострелу 6-10-метрового интервала при плотности перфорации до 20 отв/м заканчивалась за один- полтора световых дня, тогда как на торпедную перфорацию одной такой скважины тратилось от трех до 12 дней.

В настоящее время глубокие высокотемпературные скважины в нефтеразведочных районах Затеречной равнины простреливаются исключительно корпусными кумулятивными перфораторами ПК-103-Т при средней плотности перфорации 15 отв/м.

В Грозненском районе производилась также кумулятивная перфорация эксплуатационных и нагнетательных скважин при умеренных температурах. Большой интерес представляет вскрытие пластов в скважинах, обсаженных двумя колоннами. В таких скважинах после кумулятивной перфорации были получены ожидавшиеся дебиты нефти, что не удавалось при других видах перфорации.

В некоторых скважинах Грозненского района из-за чрезмерной глинизации и цементации фильтровой части скважины пулевая и торпедная перфорация не обеспечивала вскрытия пласта, а также проведения гидроразрыва. Например, в скв. 282 и 288 НПУ Горскнефть, где до проведения кумулятивной перфорации был произведен большой объем работ для того, чтобы вызвать приток нефти (дополнительная пулевая и торпедная перфорация, двух- и трехкратные гидроразрывы), только после проведения кумулятивной перфорации удалось добиться притока нефти с дебитом 2 и 5 т нефти в сутки.

Краснодарский и Ставропольский края

Наибольший интерес представляют результаты применения корпусных кумулятивных перфораторов в этих районах для вскрытия тонкослоистых коллекторов, характерных для Краснодарского края (разрезы палеогена Глубокоярокого, Ахтырско-Бугундырского, Украинского и других месторождений). Толщина прослоев песчаников и глин здесь составляет от нескольких сантиметров до 1-2 м. Для этих условий ранее считался наиболее оптимальным методом вскрытия пластов сплошной прострел пулевым или торпедным перфоратором, при котором создается разветвленная система трещин в цементном кольце и обсадной колонне, благодаря чему якобы обеспечивается наиболее совершенное вскрытие почти всей суммарной мощности песчаных нефтесодержащих прослоев. В связи с этим ставилась под сомнение целесообразность применения для данных условий корпусных кумулятивных перфораторов, характерной особенностью которых, как было указано выше, является отсутствие образования трещин в обсадной колонне и цементном кольце.

Однако практика опровергала эти предположения: вскрытие перфораторами ПК-103 тонкослоистых коллекторов в вышедших из бурения скважинах избирательным методом (т. е. прострел только песчаных прослоев с точным определением интервалов прострела по радиоактивным реперам методом, разработанным ВНИИ и трестом Краснодарнефтегеофизика [7], с общим количеством выстрелов, значительно меньшим, чем при пулевой перфорации) обеспечило приток нефти, не меньший, чем при оплошном вскрытии всего разреза пулевой или торпедной перфорацией.

Вскрытие тонкослоистых разрезов пулевыми и торпедными перфораторами имеет тот недостаток, что наличие трещин, соединяющих песчаные и глинистые прослои, вызывает глинизацию прилегающих к скважине участков нефтяных коллекторов и быстрое снижение добычи нефти. При повторном простреле перфораторами ПК-103 тонкослоистых коллекторов, ранее вскрытых пулевой и торпедной перфорацией, было получено значительное увеличение дебитов нефти: в среднем по 21 скважине в 2,2 раза.

Представляют также значительный интерес результаты применения корпусных кумулятивных перфораторов в эксплуатационных скважинах Анастасиевско-Троицкого месторождения, где интервал перфорации должен быть на небольшом, строго определенном удалении от водо-нефтяного или газо-нефтяного контакта. Благодаря отсутствию трещин в обсадной колонне и цементном кольце при простреле их корпусными кумулятивными перфораторами удалось расширить интервал перфорации в указанных условиях, приблизив границу вскрытой зоны нефтесодержащего пласта к водоносной или газоносной части без опасения преждевременного обводнения или повышения газового фактора добываемой нефти.

В настоящее время вскрытие пластов в скважинах Анастасиевско-Троицкого месторождения производится исключительно кумулятивными перфораторами избирательным методом с привязкой интервалов перфорации к естественным реперам (обычно к газонефтяному контакту).

На нефтеносных площадях Краснодарского и Ставропольского краев получен также положительный эффект при применении кумулятивных перфораторов в скважинах, имеющих по две колонны в интервале перфорации, а также в высокотемпературных скважинах.

Важное значение имеет также опыт применения корпусных кумулятивных перфораторов ПК-103 в газовых скважинах Ставропольского края. Здесь из-за большого слоя цемента, заполняющего каверны в скважине, или из-за чрезмерной глинизации пласта пулевая и снарядная перфорация часто не обеспечивает надлежащего вскрытия продуктивного пласта, поэтому некоторые скважины работают с пониженным дебитом газа против возможного. Большая пробивная способность кумулятивных перфораторов, как показала практика, обеспечивает полное вскрытие пласта в данных условиях. Так, например, в скв. 17 Пелагиадинского месторождения, первоначально простреленной пулевыми перфораторами, после перестрела ее кумулятивными перфораторами ПК-103 получено увеличение свободного дебита газа в 6 раз (до 500 тыс. м³ в сутки).

Бакинский район

В Азербайджанской ССР кумулятивную перфорацию начали применять лишь с декабря 1956 г. Учитывая, что нефтесодержащие пласты в Бакинском районе представлены песками или рыхлыми песчаниками, были высказаны предположения, что применение корпусных кумулятивных перфораторов будет целесообразно лишь в скважинах с двойными и тройными колоннами. Кроме того, у местных специалистов возникло сомнение, могут ли вообще корпусные кумулятивные перфораторы ПК-103 быть эффективными при диаметре пробиваемого отверстия меньшем, чем при пулевой и тем более торпедной перфорации (диаметр отверстия, пробитого кумулятивной струей ПК-103, суживается с глубиной и, начинаясь в первой колонне с 8-10 мм, в третьей колонне доходит до 5-6 мм).

Первый опыт применения корпусных кумулятивных перфораторов на промыслах Азербайджанской ССР показал, что для условий Бакинского района эти перфораторы найдут широкое применение.

Из 82 скважин, избранных для кумулятивной перфорации с наиболее трудными условиями вскрытия пласта, положительный эффект был получен в 55 скважинах (67%), чего не удавалось достичь при пулевой и торпедной перфорации. В числе 82 скважин, простреленных ПК-103 в пяти НПУ (Лениннефть, Сталиннефть, Молотовнефть, Орджоникидзенефть, Бузовнынефть), 13 скважин имели по две колонны и четыре скважины по три колонны в интервале перфорации. Остальные скважины отличались большой толщиной цементного кольца из-за наличия каверн или сильной глинизацией и цементацией фильтровой части. В общей сложности в указанных 55 скважинах было получено увеличение суммарного суточного дебита нефти от 133 до 485 т/сутки, т. е. в 3,65 раза. При этом положительный результат также был получен в семи скважинах с двойной колонной и в четырех скважинах с тремя колоннами.

Эти результаты показывают, что при большой глубине пробитых каналов можно получить требуемый эффект от перфорации даже при сравнительно малом диаметре этих каналов по сравнению с пулевой и торпедной перфорацией и при небольшой плотности перфорации. В данном случае применялась в основном очень малая плотность кумулятивной перфорации (всего 5-10 отв/м и лишь в отдельных случаях свыше 10 отв/м).

В заключение необходимо сказать несколько слов об экономической целесообразности применения кумулятивных перфораторов.

Кумулятивная перфорация при практически применяемых плотностях расположения отверстий в скважине и производительности работ обходится дешевле, чем торпедная.

Однако при сравнении с пулевой перформацией при одинаковой плотности перфорации и при одинаковой производительности работ кумулятивная перфорация (с учетом стоимости спуско-подъемных операций) обходится для средних глубин спуска примерно на 50% дороже пулевой.

С увеличением глубины простреливаемого интервала разница между стоимостью кумулятивной и пулевой перфорации уменьшается.

Учитывая эти обстоятельства, кумулятивную перфорацию следует применять только в тех случаях, где пулевая перфорация не обеспечивает надлежащего вскрытия пласта, когда недопустимо нарушение прочности обсадной колонны и цементного кольца или когда для достижения высокого гидродинамического совершенства скважин необходима чрезмерно большая плотность пулевой перфорации. В этих случаях при кумулятивной перфорации достигается явный экономический эффект. Сказанное подтверждается также опытом применения кумулятивной перфорации в США [8].

Судя по опыту, накопленному в Туймазинском, Пермском и Грозненском районах, кумулятивную перфорацию также выгодно применять перед проведением гидравлического разрыва пласта, так как совершенное вскрытие пласта позволяет снизить давление, необходимое для разрыва. Известно, например, что только лишь наличие глинистой корки на стенках скважин требует повышения давления разрыва в 2-3 раза [9].

Судя по заявкам на кумулятивную перфорацию, получаемым промыслово-геофизическими предприятиями в СССР, а также по опыту США, объем кумулятивной перфорации должен составить примерно 60% от общего объема перфораторных работ в скважинах.

Для расширения области применения кумулятивных перфораторов к настоящему времени разработаны и проходят испытания на промыслах еще два размера корпусных кумулятивных перфораторов: ПК-80 (под 4" обсадную колонну) и ПК-65 (под 3" обсадную колонну). Одновременно разрабатывается и испытывается ряд более мощных бескорпусных кумулятивных перфораторов, а также малогабаритных раскрывающихся перфораторов для прострела скважин без подъема насосись компрессорных труб.

Выводы

1. Опыт внедрения разработанных Отделением прострелочных и торпедировочных работ ВНИИГеофизики корпусных кумулятивных перфораторов типа ПК-103 показал, что кумулятивная перфорация является высокоэффективным средством для интенсификации добычи нефти и сокращения сроков освоения скважин.

2. Корпусные кумулятивные перфораторы типа ПК целесообразно применять в обсаженных разведочных, эксплуатационных и водонагнетательных скважинах в следующих случаях:

а) при вскрытии продуктивных пластов, сложенных из плотных, крепких пород;

б) перед проведением гидравлического разрыва пласта;

в) для повышения продуктивности или приемистости скважин, работающих с дебитом ниже возможного;

г) для вскрытия продуктивных пластов при утолщенном цементном кольце и при сильно заглинизированной или зацементированной фильтровой части скважины;

д) для вскрытия избирательным способом песчаных коллекторов, переслоенных глинистыми пропластками;

е) при необходимости сохранения обсадной колонны и цементного кольца в ненарушенном состоянии - без трещин и вырывов (например, в случаях опасности прорыва агрессивных вод по этим трещинам), а также в случаях опасности слома обсадных труб горным давлением из-за нарушения их устойчивости повреждениями, наносимыми при перфорации;

ж) для вскрытия продуктивных пластов через две и три обсадные колонны;

з) при высокой температуре в скважине.

Во всех остальных случаях рекомендуется производить пулевую перфорацию, как более дешевую (при умеренной плотности перфорации). Иногда целесообразно комбинировать кумулятивную и пулевую перфорацию для получения, кроме перфорационных каналов, также сетки трещин в пласте.

Вопрос об области применения торпедной перфорации в связи с внедрением кумулятивной перфорации и повышением пробивной способности пулевых перфораторов должен быть разрешен по мере накопления опыта на промыслах.

3. Вскрытие пластов корпусными перфораторами ПК-103 производят при следующих плотностях перфорации:

а) для вскрытия плотных, малопроницаемых коллекторов: в разведочных и эксплуатационных скважинах 10-20 отв/м, в нагнетательных скважинах 20-30 отв/м;

б) для вскрытия хорошо проницаемых рыхлых коллекторов: в разведочных и эксплуатационных скважинах 5-10 отв/м, в нагнетательных скважинах 10-20 отв/м;

в) при двух колоннах в интервале перфорации иногда увеличивают плотность перфорации в 1,5 раза, при трех колоннах в 2 раза;

г) перед гидравлическим разрывом пласта иногда увеличивают плотность перфорации в 2-3 раза.

ЛИТЕРАТУРА

1. Гусейнов М.А., Дадашев Б.Б. О влиянии перфорации на устойчивость обсадных колонн. Азерб. нефт. хоз., № 3, 1957.

2. Bush. R.Е. Factors Affecting Perforated Completions The Petroleum Engineer, v. 25, № 12, 1953.

3. Allen F.O., Allerburу J.H. Effectiveness of gun Perforating Journal of Petroleum ,,Technology, январь 1954; Productivity Method to Evaluate gun Perforating" Petroleum Engineer, апрель 1956, v. 28, № 4, стр. В 113.

4. Кpавчeнко И.И. Новый метод изоляции подошвенных вод. Нефт. хоз., № 5, 1957.

5. Романюк Ф.И. и др. Изоляция подошвенных вод в эксплуатационных скважинах керосино-цементными смесями. Нефт. хоз., № 6, 1957.

6. Фархутдинов А.С. Новый метод заливки скважин при капитальном ремонте. Нефтяник, № 9, 1956.

7. Овнатанов Г.Т. Избирательная перфорация. Нефт. хоз., № 8, 1956.

8. Lеbus J. Should we Use Bullets or Jest. World Oil, март, 1957, v. 144, № 4.

9. Агаев И.И. Влияние толщины глинистой корки на величину давления разрыва. Нефт. хоз., № 7, 1957.

ВНИИ Геофизика

Таблица 1 Объем перфорации по видам (количество пробитых отверстий)

Наименование нефтяных районов	1955 г.			1956 г.
	пулевая	торпедная	кумулятивная	пулевая	торпедная	кумулятивная
Башкирия	36737	9719	3164	48219	3833	18625
Татария	52867	9268	1830	58501	11134	15780
Грозненский район	72531	6501	5536	59877	5080	26444
Краснодарский край	151200	2663	3276	147606	1768	22520
Всего	313 335	28 151	13 806	314203	21 815	83 369

Таблица 2

Способ вскрытия пласта (монолит без глинистых прослоек)	Время освоения, сутки
	максимальное	среднее
Пулевая перфорация (ПП и ССП)	442	75
Торпедная перфорация (ТПК-22)	358	73
Кумулятивная перфорация (ПК-103)	31	14

Таблица 3

№ скважины	Характеристика пласта	Время, истраченное безрезультатно при пулевой и торпедной перфорации и гидроразрыве, сутки	Время освоения скважины после кумулятивной перфорации и гидроразрыва, сутки
936	Монолит	127	20
1040		-	16
1042		36	72
822		43	10
1193		46	29
777		98	9
823		120	75
1038	С одним глинистым пропластком	67	32
954	То же	209	17
194	С двумя глинистыми пропластками	337	36
Среднее время освоения по данной группе скважин		120 (безрезультатно)	32 (освоение)

Рисунок

Н-расстояние между корпусом перфоратора и пробиваемой преградой (заполнено жидкостью); h - глубина проникновения кумулятивной струи в стальную мишень; 1- стандартный заряд кумулятивного перфоратора фирмы «Дюпон де Немур" (США) с углом конической кумулятивной воронки 60°; 2 - заряд кумулятивного перфоратора ПК-103.