|
УДК 622.276.6 |
|
|
|
© Коллектив авторов, 1996 |
ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТИ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА НЕФТИ ПЕРФОРАЦИЕЙ
И.Ф. Попов (Сургутнефтегеофизика), В.И. Колпаков (МГТУ им. Н.Э. Баумана), В.В. Иваненко, З.Б. Стефанкевич (ВНИПИвзрывгеофизика)
Известно, что приток нефти в скважину зависит от фильтрационной способности пород прискважинной зоны, которые обычно характеризуются пониженными фильтрационными свойствами по сравнению с таковыми удаленной части пласта [1]. Поэтому для достижения потенциально возможного притока нефти в скважину из пласта используют различные способы его интенсификации, в том числе основанные на динамическом воздействии пороховых газов и продуктов взрыва на нефтеносную породу. Развиваемые при этом высокие нагрузки приводят к разрыву пласта с образованием системы трещин, размеры которых зависят от параметров воздействующего импульса, физико-механических свойств нефтеносного пласта, скважинной жидкости, гидростатического давления и т.п. Так, по данным, полученным во ВНИПИвзрывгеофизике, интенсификацию скважин, предварительно обработанных кумулятивными перфораторами, обеспечивают пороховые аккумуляторы, создающие в скважинной жидкости давление, в большинстве случаев сопоставимое по величине с горным. Значения последнего при глубине залегания нефтеносных отложений от 2 до 4 км колеблются от 50 до 100 МПа и более. Воздействие этого давления на породу в призабойной зоне пласта-коллектора передается через жидкость, наполняющую перфорационные каналы. Размеры последних зависят от типа зарядов, физико-механических свойств породы и находятся в пределах 8-14 мм по диаметру и 130-285 мм по длине. Естественно, встает вопрос, а не создаются ли аналогичные предпосылки трещинообразования, способствующие притоку нефти в скважину, при функционировании самих кумулятивных перфораторов? И если создаются, то какие факторы оказывают на этот процесс определяющее, а какие - второстепенное значение?
Этот вопрос касается и бескорпусных перфораторов, так как в случае применения корпусных аппаратов основная энергия взрыва будет поглощаться корпусом устройства. Решение данного вопроса будет способствовать сокращению технологического цикла вскрытия нефтеносных пластов, более обоснованному выбору аппаратуры и технологических режимов перфорации эксплуатационных скважин, уменьшению числа повторных спусков перфораторов в скважину и т.п. Кроме того, решение поставленной задачи интенсификации притока нефти органично связано с проблемами сохранности обсадной колонны и цементного камня при перфорации.
Рассмотрим фрагмент функционирующего перфоратора (рис. 1, А).
В момент времени t1 детонационная волна ДВ по детонационному шнуру ДШ подходит к первому заряду перфоратора. Срабатывание кумулятивного заряда КЗ приводит к формированию кумулятивной струи КС и системы ударных волн УВ в воде [3,4]. В момент времени t2 срабатывает второй КЗ, который в свою очередь формирует вторую КС и т.д. Упрощенно интервал времени dt = t2-t1 можно оценить, задаваясь плотностью перфорации, например при плотности перфорации n, равной 6 отв/м,
где Dдш
= 6 км/с - скорость детонации взрывчатого вещества ВВ в ДШ. При n = 12 dt
составляет 14 мкс. Далее отсчет времени удобно вести относительно момента
срабатывания первого КЗ, т.е. t1 = 0. Тогда, в момент времени t1
= 20-25 мкс (см. рис. 1, А) КС первого заряда начинает
пробитие комбинированной преграды. Практически одновременно с КС на внутреннюю
поверхность скважины начинает действовать УВ, сформированная взрывом заряда ВВ.
Элементы КС первого заряда последовательно пробивают обсадную колонну и
цементный камень в момент времени
и формируют каверну в нефтеносной породе. Процесс
пробития первого заряда заканчивается в момент времени
. Для единой комбинированной мишени ЕКМ [1]
перечисленные временные стадии для заряда перфоратора ЗПК105 диаметром 40 мм оценивались расчетным путем по методике В.М. Маринина и др. (1995) и составляли соответственно
25, 26,5 и 100 мкс (рис. 2). Причем, несмотря на то, что
процесс пробития породы заканчивается примерно через 100 мкс, на стенки канала
оказывают воздействие еще низкоскоростные элементы КС и песта (до 600 мкс).
Строго говоря, с момента времени
поверхность полученного перфорацией канала через
некоторый временной интервал Dt
(время задержки) может быть подвержена действию давления, аккумулированного
скважинной жидкостью после взрыва первого заряда ВВ. Далее описанный процесс
повторяется для второго, третьего и последующих зарядов. Указанная задержка Dt зависит, по всей
видимости, от многих факторов - времени заполнения канала скважинной жидкостью,
определяемого размерами и состоянием его поверхности, интенсивности импульсного
воздействия, физико-механических свойств породы, вязкости нефти и некоторых
других характеристик. Разобьем Dt
на две составляющие Dt1
и Dt2
так, чтобы первая из них являлась функцией первого фактора, а вторая - функцией
всех остальных. Последняя составляющая задержки Dt2 в настоящее время не
может быть точно рассчитана теоретически и в дальнейшем принимается равной
нулю. В связи с этим следует отметить, что введенный указанным образом параметр
Dt
подчеркивает вероятностный характер разработанной методики. В принципе, он
может и не рассматриваться или рассматриваться только для определенной группы
перфорационных каналов, например, при учете степени запестованности каналов
скважины элементами песта зарядов перфоратора или некоторых других эффектов,
которые настоящей методикой не учитываются. Что касается первой составляющей
задержки Dt1,
то ее значения в первом приближении можно оценить из условия заполнения
перфорационного канала скважинной жидкостью в момент движения по нему хвостовых
элементов КС и песта, формируемых в процессе функционирования заряда
перфоратора. По данным проведенных по методике (Маринин В.М. и др., 1995)
расчетов для зарядов перфоратора ПКС105 и создаваемых ими перфорационных
каналов длиной 250 мм Dt1
составила 500 мкc (см. рис. 2).
Таким образом, задача
интенсификации притока нефти сводится к оценке давления в скважинной жидкости
на момент времени 
.
Ее целесообразно решать в рамках одномерной (с цилиндрической симметрией)
модельной схемы, показанной на рис. 1, Б, с учетом реальных
физико-механических свойств скважинной жидкости, обсадной колонны, цементного
камня, нефтеносной породы. Радиус эквивалентного цилиндрического заряда ВВ R3
можно определить из условия
где n - плотность
перфорации; М3 - масса единичного заряда перфоратора; 
- плотность ВВ; h= 1 м.
Аналогичным образом можно определить толщину цилиндрической оболочки.
Предположим, что поведение материалов обсадной колонны, цементного камня, породы-коллектора и оболочки КЗ при взрыве ВВ в жидкости описывается моделью идеальной упругопластической среды, а поведение скважинной жидкости и продуктов детонации - гидродинамической моделью (Орленко Л.П. и др., 1988; [3]). В этом случае сформулированную осесимметричную задачу можно описать следующей одномерной системой уравнений в переменных Лагранжа (Орленко Л.П. и др., 1988):
где U - радиальная скорость;
Р - давление;
- соответственно
начальная и текущая плотности;
- удельная внутренняя
энергия;
r - эйлерова координата;
R - лагранжева координата, принимаемая как эйлерова в начальный момент времени;
- полные скорости деформаций;
- соответственно упругие и
пластические составляющие тензора скоростей деформаций;
- компоненты девиатора напряжений, где k=r,
q,z;
G - модуль сдвига;
- интенсивность тензора
напряжений;
- динамический предел
текучести материала;
L - коэффициент пропорциональности в ассоциированном законе пластического течения. Точка обозначает частное дифференцирование по времени.
Уравнения (1)-(4)
отражают соответственно законы сохранения импульса, массы, энергии и состояния
материала. Уравнения (5) суть кинематические соотношения. Уравнение (6) -
следствие предполагаемой аддитивности упругих и пластических составляющих
полной деформации в теории пластического течения. Соотношение (7) суть закон
Гука в дифференциальном виде для упругих составляющих тензора деформации.
Уравнение (8) есть ассоциированный закон пластического течения. Как видно из
соотношения (10), при расчете скалярного множителя L заложено условие
пластического течения Мизеса 
В качестве уравнений состояния материалов оболочки, внутрискважинной жидкости, обсадной колонны, цементного камня и породы-коллектора использовались ударные адиабаты в форме [3]
Dф = С0 + SU, (11)
где Dф - скорость на фронте УВ; U - массовая скорость; С0, S - экспериментальные коэффициенты.
Описание пористых систем проводилось с позиций работы В.А. Тарасова и др. (1994).
Для продуктов детонации использовалось уравнение состояния в форме Ми-Грюнайзена
где С, n1 - коэффициенты, определяемые по параметрам в точке Чепмена-Жуге; Г = 0,25-0,35 - коэффициент Грюнайзена (Орленко Л.П. и др., 1988; [3]).
Граничными условиями для
данной задачи являются: U = 0 на оси симметрии и жесткой стенке;
на контактных поверхностях.
В начальный момент времени t = t0 предполагалось, что ВВ реагирует мгновенно
где Q - теплота взрывчатого превращения ВВ; k - показатель адиабаты продуктов детонации ПД.
В качестве физико-механических и геометрических характеристик обсадной колонны, цементного камня и нефтеносной породы принимались следующие параметры ЕКМ:
· коллектор нефти (основной вариант) - плотность 2,2 г/см3 , пористость 25 %,
· предел прочности на сжатие 45 МПа, толщина не лимитировалась;
· обсадная колонна - предел прочности на сжатие 1 ГПа, толщина 10 мм;
· цементный камень - плотность 2,6 г/см3, предел прочности на сжатие 20 МПа, толщина 25 мм.
Кроме того, в ряде случаев допускались отклонения свойств породы-коллектора от значений основного варианта (строки 15-19 таблицы). При этом диапазон изменения плотности (1,7-2,7 г/см3 ), пористости (2-25 %), скорости звука (1,5-3,7 км/с) в породе соответствовал рекомендациям работы [1 ].
Сформулированная задача интенсификации притока нефти решалась численным конечно-разностным методом [2]. Результаты решения представлены на рис. 3-6 и в таблице.
Отличительной особенностью рассматриваемого течения является сложное пульсирующее движение ПД (см. кривую 1 на рис. 3), амплитуда которого постепенно меняется и определяется радиусом заряда, параметрами ВВ и оболочки, физико-механическими и геометрическими характеристиками скважинной жидкости и преграды. В свою очередь ПД вызывают сложные колебательные процессы в преграде (см. кривую 2 на рис. 3) и жидкости. В итоге на поверхности обсадной колонны регистрируются зависимости вида P(t) (см. рис. 4, 5), профиль и амплитуда которых зависят от всех перечисленных параметров.
На рис. 4 представлены полученные расчетным путем зависимости P(t) для цилиндрических зарядов без оболочки радиусом R3 = 9,6; 6,8; 4,8 мм при отражении от ЕКМ (кривые 1-3) и от абсолютно жесткой поверхности (кривые 4, 5). Как указывалось, эти заряды эквивалентны по действию соответственно 12, 6 и 3 сорокаграммовым зарядам ВВ, сосредоточенным в скважине на 1 м дистанции. Для наглядности на графиках заштрихованной областью отмечен также диапазон значений P u t, отвечающий пороговым значениям интенсификации коллекторов Р >= 50-100 МПа u t >= 500 мкс.
Приведенные зависимости изменения давления удобно разбить на три временных интервала. Первый интервал (до 40 мкс, см. рис. 4, А) характеризует первое отражение от преграды ударной волны, сформированной в жидкости зарядом ВВ. Амплитуда этого воздействия самая высокая и составляет 2,4; 1,6 и 0,8 ГПа для зарядов радиусом соответственно 9,6; 6,8 и 4,8 мм.
Второй интервал (от 100 до 500 мкс) характеризует последующие волновые взаимодействия ударных волн, сгенерированных ПД, с поверхностью обсадной колонны. В нем наблюдается заметный спад нагрузки, действующий на преграду. Однако он малоинформативен для оценки интенсифицирующей способности заряда, так как к этому моменту времени канал в породе еще не наполнен жидкостью.
Наконец, третий временной интервал (> 500 мкс) может быть использован в целях оценки перфорации для интенсификации притока нефти. К этому моменту времени давление, действующее на обсадную колонну, еще более нивелируется и может быть как выше, так и ниже 50 МПа (см. рис. 4, А, Б, В и рис. 5, Б). Интересно отметить, что при этом меняется не только амплитуда, но и период колебаний давления. Например, для абсолютно жесткой преграды и зарядов 12* 40 г и 6* 40 г при верхнем уровне давления соответственно 700 и 400 МПа период колебаний составил 0,1 мс, а для ЕМК и тех же зарядов уже при верхнем давлении 40 и 60 МПа период колебаний увеличился и составил примерно 0,2-0,3 мс.
На рис. 5, А, Б
представлены аналогичные описанным зависимости P(t) для цилиндрических зарядов
R3 = 9,6 мм (12*40 г) и R3 = 6,8 мм (6*40 г), окруженных металлическими оболочками из порошкового железа Ж100 и алюминиевого
сплава Д16. Наконец, на рис. 6 показана динамика изменения
удельного импульса
для
зарядов R3 = 6,8 мм с оболочкой и без оболочки и различных типов
преград (см. таблицу).
Как видно из графиков, для зарядов массой 40 г с оболочкой из разных материалов при плотности перфорации 6 отв/м процесс трещинообразования в породе, приводящий к интенсификации притока нефти в скважину, маловероятен (см. рис. 5, Б). Об этом свидетельствует значение удельного импульса, регистрируемое на преграде в различные промежутки времени (см. рис. 6). В случае заряда с оболочкой оно заметно ниже (см. кривую 9 на рис. 6), чем для аналогичного заряда без оболочки (см. кривую 4 на рис. 6). Существенен также разброс в показаниях удельного импульса при изменении свойств самой породы-коллектора (см. кривые 4-8 на рис. 6) и параметров обсадной колонны (см. кривые 2, 3 на рис. 6).
Обобщая представленные данные математического моделирования, можно отметить, что в целом на условия интенсификации притока нефти заметное влияние оказывает величина податливости ствола скважины к амплитуде действующего импульса. Именно этим обстоятельством объясняются повышенные "интенсифицирующие" возможности сорокаграммовых зарядов при плотности перфорации 3 отв/м, чем при плотности 6 отв/м (см. строку 8 таблицы) и 12 отв/м (см. строку 3 таблицы). К аналогичному эффекту приводит увеличение толщины или прочности обсадной колонны (см. строки 14,15 в сравнении со строкой 8 таблицы), применение более прочных марок цемента (см. строку 20 таблицы).
Не противоречат полученным выводам и сравнительные данные расчетов с использованием различных физико-механических характеристик коллекторов. В целом при этом отмечается тенденция к росту вероятности начала процесса трещинообразования в породе с увеличением плотности и уменьшением пористости коллектора (см. таблицу). Необходимо также отметить, что применение более (до 1,25 г/см3 ) или менее плотных (до 0,8 г/см3) по сравнению с водой скважинных жидкостей не выявило дополнительных эффектов, влияющих на рассматриваемый процесс и описанных выше.
Таким образом, разработана методика анализа условий интенсификации притока нефти в скважину из пород-коллекторов при взрыве совокупности зарядов бескорпусного перфоратора с учетом физико-механических свойств компонентов ствола скважины и нефтеносной породы, основанная на численном решении нестационарной одномерной цилиндрической задачи механики сплошной среды в упругопластической постановке и методике расчета функционирования КЗ (Маринин В.М. и др., 1995). При этом на примере моделирования воздействия перфоратора ПКС105 на ЕКМ скважины с внутренним диаметром 120-125 мм показано, что по амплитуде > 50 МПа и длительности > 1 мс поддерживаемого в скважинной жидкости давления есть основания ожидать интенсификации притока нефти без проведения дополнительных работ. Установлено также, что вероятность интенсификации скважины при перфорации возрастает с увеличением по отношению к ЕКМ толщины или прочности обсадной колонны, повышением плотности и уменьшением пористости нефтенасыщенной породы.
В заключение отметим, что сделанные выводы получены теоретически для пород, залегающих на глубине ~ 2 км, носят предварительный характер и подлежат экспериментальной проверке.
ЛИТЕРАТУРА
1. Простреленные и взрывные работы в скважинах: Учебник для техникумов /Н.Г. Григорян, Д.Е. Пометун, Л.А. Горбенко и др. -М.: Недра, 1980.
2. Уилкинс М.Л. Расчет упругопластических течений // Вычислительные методы в гидродинамике. - М., 1967. - С.212-263.
3. Физика взрыва / Ф.А. Баум, Л.П. Орленко, К.П. Станюкович и др. - М.: Наука, 1975.
4. Штамповка взрывом. Основы теории/ Под ред. М.А. Анучина. - М.: Машиностроение, 1972.
The authors propose a procedure of well stimulation analysis from reservoir rocks under explosion of charged capsule-type perforator with regard to physical and mechanical properties of bore-hole components and oil-bearing rocks based on digital determination of nonstationary linear cylindrical target of continuum mechanics under elastoplastic conditions and a method for calculating jet charge functioning. The authors present examples and show that stimulation parameters are significantly controlled by both perforator's design characteristics and physical-mechanical properties of well fluid, reservoir and casing.
К оценке возможности интенсификации притока нефти перфорацией
|
№ п/п |
Параметры перфоратора |
Характеристики скважинной жидкости |
Тип преграды |
Характеристики коллектора |
Параметры нагружения обсадной колонны |
Номер кривой на рис. 6 |
|||||||||||||
|
Давление (t, мкс) |
Удельный импульс (t, мкс), кПа *с |
||||||||||||||||||
|
R3, мм |
М3, кг/м |
тип |
P0, МПа |
r0, г/см3 |
r0, г/см3 |
С0, км/с |
Кп, % |
Pmax, ГПа |
P500, МПа |
Р1000,МПа |
P1500, МПа |
I50 |
I200 |
I500 |
I1000 |
I1500 |
|||
|
1 |
9,62 |
0,48 |
Вода |
0 |
1,00 |
ЖС |
Не опр. |
Не опр. |
Не опр. |
2,5 |
750 |
700 |
Не опр. |
30 |
100 |
150 |
Не опр. |
Не опр. |
- |
|
2 |
9,62 |
0,48 |
" |
0 |
1,00 |
ЕКМ |
2,2 |
3,1 |
25 |
2,4 |
70 |
40 |
30 |
24 |
35 |
44 |
57 |
69 |
- |
|
3 |
9,62 |
0,48 |
" |
30 |
1,00 |
" |
2,2 |
3,1 |
25 |
2,4 |
70 |
40 |
30 |
24 |
35 |
44 |
56 |
67 |
- |
|
4 |
9,62 |
0,48 |
" |
60 |
1,00 |
|
2,2 |
3,1 |
25 |
2,6 |
60 |
40 |
30 |
25 |
36 |
45 |
55 |
65 |
- |
|
5 |
9,62 |
0,48* |
" |
30 |
1,00 |
" |
2,2 |
3,1 |
25 |
2,2 |
160 |
50 |
20 |
32 |
34 |
44 |
50 |
54 |
- |
|
6 |
9,62 |
0,48* |
" |
0 |
1,00 |
" |
2,2 |
3,1 |
25 |
2,2 |
160 |
50 |
20 |
32 |
34 |
44 |
50 |
54 |
- |
|
7 |
6,80 |
0,24 |
" |
0 |
1,00 |
ЖС |
2,2 |
3,1 |
25 |
1,5 |
400 |
400 |
Не опр. |
18 |
55 |
130 |
Не опр. |
Не опр. |
1 |
|
8 |
6,80 |
0,24 |
" |
30 |
1,00 |
ЕКМ |
2,2 |
3,1 |
25 |
1,6 |
100 |
66 |
56 |
17 |
27 |
50 |
66 |
88 |
4 |
|
9 |
6,80 |
0,24* |
" |
30 |
1,00 |
•' |
2,2 |
3,1 |
25 |
1,4 |
230 |
120 |
40 |
22 |
26 |
43 |
49 |
57 |
9 |
|
10 |
6,80 |
0,24** |
" |
30 |
1,00 |
" |
2,2 |
3,1 |
25 |
1,5 |
60 |
40 |
30 |
18 |
25 |
34 |
46 |
54 |
9 |
|
11 |
6,80 |
0,24 |
Ацетон |
0 |
0,80 |
" |
2,2 |
3,1 |
25 |
1,7 |
100 |
60 |
50 |
17 |
28 |
42 |
66 |
85 |
- |
|
12 |
6,80 |
0,24 |
Глицерин |
0 |
1,25 |
•• |
2,2 |
3,1 |
25 |
1,9 |
100 |
50 |
20 |
19 |
25 |
30 |
43 |
52 |
- |
|
13 |
6,80 |
0,24 |
Вода |
30 |
1,00 |
КМ |
2,2 |
3,1 |
25 |
1,7 |
220 |
170 |
130 |
19 |
41 |
90 |
164 |
236 |
2 |
|
14 |
6,80 |
0,24 |
" |
30 |
1,00 |
" |
2,2 |
3,1 |
25 |
1,6 |
180 |
140 |
110 |
18 |
32 |
64 |
118 |
166 |
3 |
|
15 |
6,80 |
0,24 |
" |
30 |
1,00 |
" |
1,7 |
1,5 |
25 |
1,5 |
70 |
40 |
30 |
17 |
27 |
34 |
46 |
60 |
5 |
|
16 |
6,80 |
0,24 |
" |
30 |
1,00 |
" |
2,6 |
3,7 |
10 |
1,6 |
120 |
75 |
60 |
17 |
27 |
45 |
73 |
100 |
6 |
|
17 |
6,80 |
0,24 |
" |
30 |
1,00 |
" |
2,5 |
2,1 |
10 |
1,6 |
90 |
60 |
50 |
17 |
27 |
40 |
60 |
80 |
7 |
|
18 |
6,80 |
0,24 |
" |
30 |
1,00 |
" |
2,7 |
3,6 |
2 |
1,6 |
125 |
80 |
70 |
17 |
30 |
46 |
75 |
105 |
8 |
|
19 |
6,80 |
0,24 |
" |
30 |
1,00 |
" |
2,2 |
3,1 |
25 |
1,6 |
100 |
65 |
50 |
17 |
28 |
42 |
60 |
90 |
- |
|
20 |
6,80 |
0,24 |
" |
30 |
1,00 |
" |
2,2 |
3,1 |
25 |
1,6 |
200 |
170 |
150 |
18 |
36 |
76 |
142 |
200 |
- |
|
21 |
4,80 |
0,12 |
" |
30 |
1,00 |
ЕКМ |
2,2 |
3,1 |
25 |
0,8 |
120 |
80 |
76 |
11 |
22 |
41 |
73 |
105 |
- |
*3аряды в оболочке из Ж100.
**3аряды в оболочке из Д16.
Примечание. R3 - приведенный к цилиндрическому радиус заряда ВВ; М3 - погонная масса заряда ВВ; Р0 - начальное давление в скважинной жидкости; r0 - начальная плотность; С0 - скорость звука; Кп - коэффициент пористости коллектора; Рmax - максимальное давление, генерируемое на обсадной колонне зарядом ВВ; P500, P1000, P1500 - давление на обсадной колонне в моменты времени 500, 1000 и 1500 мкс соответственно; I50, I200, I1500 - параметры удельного импульса положительной фазы давления на обсадной колонне в моменты времени 50, 200-1500 мкc соответственно. ЖС - жесткая стенка, имитирующая поверхность обсадной колонны; ЕКМ - единая комбинированная мишень или преграда (10-мм сталь + 25-мм цементный камень + коллектор нефти); КМ - комбинированная мишень или преграда, отличающаяся от ЕКМ физико-механическими или геометрическими характеристиками обсадной колонны, цементного камня или нефтеносной породы.
Рис.1. ФРАГМЕНТ ФУНКЦИОНИРУЮЩЕГО ПЕРФОРАТОРА В СКВАЖИНЕ (А) И РАСЧЕТНАЯ СХЕМА ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА НЕФТИ (Б)
1 - заряды ВВ; 2 - наружная оболочка КЗ; 3 - скважинная жидкость; 4 - обсадная колонна; 5 - цементный камень; 6 - нефтеносная порода; I-III - номера зарядов
Рис.2. ЗАВИСИМОСТЬ ПРОНИКАНИЯ КУМУЛЯТИВНОЙ СТРУИ ЗАРЯДА ПЕРФОРАТОРА В ЕДИНУЮ КОМБИНИРОВАННУЮ МИШЕНЬ
- момент ожидаемого начала интенсификации притока
нефти;
- время
наполнения каверны жидкостью
Рис.3. ОСОБЕННОСТИ ПУЛЬСИРУЮЩЕГО ДВИЖЕНИЯ ПРОДУКТОВ ДЕТОНАЦИИ (1) И ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ (2)
Рис.4. ИЗМЕНЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ P(t) ОТ ДЕЙСТВИЯ ЗАРЯДОВ МАССОЙ 40 г НА ПОВЕРХНОСТИ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ, ИМИТИРУЕМОЙ МОДЕЛЯМИ: ЕКМ ДО 40 мкс (А) И ОТ 100 ДО 1400 мкс (В) И АБСОЛЮТНО ЖЕСТКОЙ ПОВЕРХНОСТЬЮ - ЖЕСТКОЙ СТЕНКОЙ (Б)
Кривые 1,2,3- зависимости P(t) на ЕКМ при плотности перфорации n соответственно 12; 6; 3 отв/м; 4,5- зависимости P(t) на жесткой стенке (ЖС) при п соответственно 12 и 6 отв/м; 1 - порог интенсификации притока нефти
Рис.5. ИЗМЕНЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ P(t) ОТ ДЕЙСТВИЯ ЗАРЯДОВ МАССОЙ 40 г ДО 40 мкс (А) И ОТ 100 ДО 1400 мкс (Б) НА ПОВЕРХНОСТИ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ, ИМИТИРУЕМОЙ МОДЕЛЬЮ ЕКМ
1 - при n = 12 отв/м, оболочка зарядов из Ж100; 2 - при n = 6 отв/м, оболочка зарядов из Ж100; 3 - при n = 6 отв/м, оболочка зарядов из Д16. Остальные усл. обозначения см. рис. 4
Рис.6. ИЗМЕНЕНИЕ УДЕЛЬНОГО ИМПУЛЬСА I(t) ДЛЯ ЗАРЯДОВ МАССОЙ 40 г БЕЗ ОБОЛОЧКИ (1-8) И С ОБОЛОЧКОЙ (9) ПРИ ПЛОТНОСТИ ПЕРФОРАЦИИ n = 6 отв/м НА ПОВЕРХНОСТИ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ КОМБИНИРОВАННЫХ ПРЕГРАД (KМ) (см. таблицу)
