Для чего нужны порты в скважине
Способ и устройство для проведения многостадийного гидроразрыва пласта
Владельцы патента RU 2668209:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки коллекторов нефти и\или газа горизонтальными скважинами с проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта как в карбонатных, так и в терригенных коллекторах. Способ для проведения многостадийного гидроразрыва пласта включает последовательную активацию устройств с проведением стадии гидроразрыва после активации каждого из устройств, при этом активация проводится посредством сброса в скважину седла с шаром и продавки их до соответствующего устройства в фазе продавки проппанта при гидроразрыве предыдущей стадии. Устройство для проведения многостадийного гидроразрыва пласта включает муфту для проведения ГРП, седло для открытия муфты и шар для перекрытия сечения седла, при этом муфта имеет герметичную втулку. Втулка муфты имеет профиль для зацепления седла с соответствующим седлом, имеющим ответный профиль при его продавке по стволу скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 4 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке коллекторов нефти и\или газа горизонтальными скважинами с проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта как в карбонатных, так и в терригенных коллекторах.
Из уровня техники способ проведения многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП). Конкретная реализация способов многостадийного гидроразрыва связана с системой заканчивания, применяемой в том или ином случае (патент US 5894888 А, опубл. 20.04.1999, основывающийся на патенте US 5074359 А, опубл. 24.12.1999).
В нефте- и газодобывающей промышленности широко применяются системы заканчивания для проведения многостадийного разрыва пласта с портами ГРП, активируемыми шарами (например, системы компании Packers Plus Energy Services Inc., патент US 6907936 B2, опубл. 10.07.2003).
Недостатками известных технических решений являются:
1) наличие сужений в определенных элементах порта, ограничивающее проходной диаметр хвостовика и препятствующее потоку флюида.
2) как следствие п. 1 необходимость нормализации хвостовика фрезерованием элементов портов для проведения дальнейших внутрискважинных работ.
3) невозможность закрытия портов в некоторых модификациях систем, и высокая технологическая сложность операций по закрытию в прочих.
4) ограниченное количество стадий ГРП, которые системы позволяют проводить.
5) сложность (а для многих модификаций невозможность) применения цементируемого хвостовика.
Также широко применяются системы со скользящими (сдвижными) муфтами (например, заявка US 20060207763 А1 компании Peak Completion Technologies Inc.), активируемые при помощи специального инструмента, спускаемого на гибких насосно-компрессорных трубах. И те, и другие системы имеют множество различных модификаций.
Недостатками известных технических решений является то, что системы со скользящими муфтами имеют равнопроходной с трубой хвостовика внутренний диаметр, позволяют в любой последовательности многократно открывать\закрывать муфты, могут применяться с цементируемыми хвостовиками и теоретически не ограничены по числу стадий, но при этом требуют использование гибкой насосно-компрессорной трубы во время всех операций. Это существенно увеличивает стоимость стимуляции скважин. Также следует отметить, что для применения гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) требуется целый ряд машин и устройств, который называется флотом ГНКТ, и число этих флотов весьма ограниченно, что существенно снижает возможности массового использования таких компоновок.
Системы многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), применяемые на территории Российской Федерации, на данный момент устанавливаются в составе колонны-хвостовика, которая в свою очередь подвешивается в эксплуатационной колонне. Как правило, такие хвостовики нецементируемые, разделение стадий ГРП по затрубу производится посредством гидромеханических пакеров.
При проведении МГРП с системой, активируемой шарами, первый, самый близкий к забою скважины, порт активируется гидравлически, набором давления внутри хвостовика. После ее активации проводят стадию ГРП, во время продавки которой в скважину сбрасывается шар, соответствующий по диаметру седлу второго от забоя порта.
Компоновки, активируемые шарами широко применяются на территории Российской Федерации. Эти компоновки отличаются своей конструктивной и эксплуатационной простотой, однако они обладают существенными недостатками, описанными выше.
Применение компоновок со сдвижными муфтами расширяется год от года, но оно ограничено, во-первых, чрезвычайно высокой суммарной ценой операции по стимуляции, и, во-вторых, количеством доступных флотов ГНКТ, подходящих для проведения таких работ. Как правило, для успешного оперирования муфтами требуется труба достаточно большого диаметра (для обеспечения необходимой жесткости и передачи веса на инструмент), от 2 дюймов. Число установок ГНКТ, подходящих для работы с трубой такого диаметра, как и самих труб, очень невелико.
Задачей заявленной группы изобретений является снижение затрат и ускорение операций по проведению многостадийного гидроразрыва пласта в цементируемых и нецементируемых хвостовиках, а также возможность проводить неограниченное количество стадий. Дополнительной задачей является заявленной группы изобретений является снижение суммарной стоимости операции по стимуляции притока из скважины за счет исключения из работы применения гибких насосно-компрессорных труб на всех этапах, с сохранением равнопроходного диаметра хвостовика.
Техническим результатом заявленной группы изобретений является обеспечение повышения коэффициента извлечения посредством увеличения площади контакта скважины с пластом-коллектором, а также ускорения и удешевления проведения операций по сравнению с существующими системами. Также изобретение позволяет проводить повторные ГРП и закрывать муфты, дающие приток нецелевого флюида (например, воды). Заявленная группа изобретений позволяет проводить операции по МГРП без привлечения флота ГНКТ и при этом избегать всех недостатков применения портов, активируемых шарами.
Поставленная задача достигается за счет заявленного способа для проведения многостадийного гидроразрыва пласта, включающего предварительные работы по бурению горизонтальной скважины, спуску и креплению в ней колонны-хвостовика, оборудованной устройствами для проведения многостадийного гидроразрыва; последовательную активацию устройств с проведением стадии гидроразрыва после активации каждого из устройств, при этом активация проводится посредством сброса в скважину седла с шаром и продавки их до соответствующего устройства в фазе продавки проппанта при гидроразрыве предыдущей стадии.
Муфта для проведения ГРП представляет собой равнопроходную скользящую муфту.
На фигурах приняты следующие обозначения:
На фиг. 2 показана схема муфты ГРП в закрытом состоянии вместе со сцепившейся с ней пробкой-активатором. Профиль собачек пробки-активатора является ответным к профилю втулки 1, поэтому собачки выщелкиваются из пробки при ее прохождении через втулку и пробка сцепляется с втулкой.
На фиг. 3 представлена схема муфты после открытия пробкой активатором. Втулка муфты перемещается в положение «открыто» под действием давления, нагнетаемого в трубном пространстве после герметичного перекрытия ее проходного сечения пробкой-активатором.
На фиг. 4 представлен механизм обеспечения селективности пробки-активатора к муфте. Поскольку собачки пробки 4 не могут войти в профиль втулки 1, то пробка не сцепляется с муфтой, а проходит дальше по колонне, и так вплоть до муфты, чей профиль соответствует профилю собачек пробки.
Колонна-хвостовик или иная обсадная колонна, содержащая в своем составе теоретически неограниченное количество муфт ГРП, спускается в скважину и, в соответствии с общепринятыми в промышленности практики крепится. Колонна может быть закреплена цементированием как полностью, так и частично, а также просто установлена в открытом стволе без цементирования. В случае установки в открытом стволе для изоляции зон ГРП по затрубному пространству необходимо использование пакеров.
После ожидания схватывания цемента (в случае цементирования) или активации пакеров, в скважине может быть установлена НКТ для проведения ГРП, которая может быть укомплектована герметизирующим узлом «стингером».
Первая в последовательности муфта ГРП является гидравлически активируемой, то есть открывается при росте давления внутри колонны свыше определенного значения. После открытия этой муфты производится закачка первой стадии.
Для активации муфт, расположенных выше гидравлической, применяется пробка-активатор (седло с шаром). При сбрасывании активатора в скважину на стадии продавки ГРП и прохождении активатора по трубе вместе с потоком, собачки находятся в сложенном состоянии и скользят по стенкам трубы. При прохождении муфты с профилем, не совпадающим с профилем собачек, они остаются в сложенном состоянии. Как только активатор доходит до муфты, ответный профиль которой совпадает с профилем собачек пробки-активатора, собачки получают возможность защелкнуться на втулке муфты. При сцеплении с муфтой уплотняющий элемент активатора расширяется и полностью перекрывает проходное сечение втулки. При наборе давления в трубном пространстве, на пару активатор-муфта начинает действовать осевая сила, сдвигающая втулку из положения «открыта» в положение «закрыта». Открытие муфты позволяет закачать следующую стадию ГРП и во время ее продавки сбросить следующую пробку-активатор для следующей муфты. Процесс повторяется для всех следующих стадий ГРП.
Вторым возможным способом открытия муфты является применение ключа, спускаемого на гибкой насосно-компрессорной трубе и активируемого перепадом давления, возникающем при прокачке жидкости через ГНКТ. Ключ сцепляется со втулкой любой муфты (в данном случае селективность обеспечивается за счет активации ключа на глубине, соответствующей целевой муфте) при его перемещении в осевом направлении. Дальнейшее перемещение ключа вниз без остановки прокачки жидкости по стволу скважины открывает муфту. При перемещении ключа вверх открытая муфта закрывается. Расцепление ключа с муфтой происходит автоматически при достижении втулки крайнего положения.
Открытие муфты происходит при сдвижении втулки из положения «закрыто» в положение «открыто». Активация может быть проведена двумя способами:
1) сбросом пробки-активатора;
2) ключом, спускаемым на ГНКТ (аварийный вариант).
Седло и шар сделаны из специального сплава, разлагающегося при контакте со скважинными флюидами или техническими жидкостями. После проведения операций ГРП и окончания процесса разложения проходное сечение муфты становится равнопроходным с хвостовиком. Также муфта имеет возможность открытия\закрытия специальным ключом, спускаемым на насосно-компрессорных или гибких насосно-компрессорных трубах. Муфта устойчива к цементу и может применяться в цементируемых хвостовиках.
1. Способ для проведения многостадийного гидроразрыва пласта, включающий предварительные работы по бурению горизонтальной скважины, спуску и креплению в ней колонны-хвостовика, оборудованной устройствами для проведения многостадийного гидроразрыва; последовательную активацию устройств с проведением стадии гидроразрыва после активации каждого из устройств, при этом активация проводится посредством сброса в скважину седла с шаром и продавки их до соответствующего устройства в фазе продавки проппанта при гидроразрыве предыдущей стадии.
3. Устройство по п.2, в котором муфта для проведения ГРП представляет собой равнопроходную скользящую муфту.
Petroleum Engineers
Вы здесь
Методика размещения портов в горизонтальном стволе скважины для проведения МГРП
Добрый день, уважаемые коллеги!
Собираю максимальное возможное кол-во информации по заканчиваению горизонтального ствола скважины под МГРП: геометрическая методика размещения портов ГРП (на одинаковом расстоянии друг от друга) и оптимизированная схема размещения, исходя из оценки ФЕС и т.д.
Укажите, пожалуйста, известные вам источники, из которых я мог бы почерпнуть необходимую информацию.
В Западной Сибири стандартом размещения портов является: 1 порт на 100 метром горизонтального ствола скважины.
На скважине-кандидате будет применяться компоновка с закрывающимися портами и растворяющимися шарами и соответственно «седлами».
Все, что мне удалось найти:
Контекст
Как таковые стандарты, типа ЛНД Роснефти, мне пока не встречались, хотя возможно у кого-то уже сформулированы собственные наработки в виде официальных документов, но по сообществу они ещё не начали гулять.
Если совсем кратко, то качественные принципы по минимальному расстоянию L_min между трещинами заключаются в минимизации технологических рисков при выполнении МГРП:
Но вообще, часто получается так, что когда пласт достаточно сильно перебитый и нормальной геонавигации нет, порты приходиться намечать там, где трещина ГРП вообще может быть инициирована (по коллектору), соблюдая требования по L_min, и о какой-либо регулярности и выдержанности расстановки можно забыть.
Geolib.net
Справочник по геологии
Колтюбинг (ГНКТ)
Колтюбинг (от англ. «coiled tubing» – гибкая труба) — это установка с гибкой непрерывной насосно-компрессорной трубой (ГНКТ) для проведения работ по освоению и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. Является перспективным и очень развивающимся направлением в нефтегазодобывающей промышленности.
Установка ГНКТ
Барабан для намотки ГНКТ
Флот ГНКТ на скважине
Основным назначением барабана для намотки гибких труб является безопасное, компактное хранение и защита колонны ГНКТ. Эта цель должна достигаться таким образом, чтобы не допускать нанесения механических повреждений при намотке на барабан. Кроме того, обычно барабан обладает несколькими особенностями, которые также важны для успешной работы установки ГНКТ, хотя и не столь очевидны. Наиболее значительной из них является наличие вертлюга, что позволяет прокачивать жидкости и газы через колонну ГНКТ и одновременно вращать барабан.
Почти все барабаны имеют гидравлические приводы, тормоза и трубоукладчик (направляющее устройство для намотки гибкой трубы). В первых конструкциях для управления некоторыми из тормозных систем и трубоукладчиков использовалась либо только пневматика, либо совместно пневматика и гидравлика. Трубоукладчик часто используется как место монтажа контрольных, измерительных приборов и устройства для нанесения защитного покрытия (ингибитора) на поверхность гибкой трубы.
В зависимости от необходимости барабан может комплектоваться контейнерной рамой.
Основные компоненты барабана для намотки ГНКТ
Приводная и тормозная системы барабана
Все барабаны имеют гидравлический привод, хотя системы управления и типы двигателей зависят от производителя и модели барабана. Большинство барабанов могут вращаться в направлениях «в скважину» и «из скважины». Однако, при нормальном режиме работы следует пользоваться только вариантом «из скважины», так как движение приводного двигателя барабана именно в этом направлении создает обратное натяжение, которым воздействуют на колонну ГНКТ при проведении СПО. Гидравлическое давление в приводной системе можно изменять, чтобы регулировать величину выходного крутящего момента двигателя, который позволяет менять силу натяжения трубы (на участке между инжектором и барабаном). Следует прикладывать только такое растягивающее усилие, которое достаточно для того, чтобы труба на участке между барабаном и инжектором не провисала. В тоже время, чрезмерное усилие может вызвать преждевременную поломку гидравлической и приводной систем или повредить трубу. Это вкупе с неправильной намоткой на барабан почти наверняка нанесет трубе повреждения.
Гидравлическое давление, необходимое для создания достаточного натяжения, зависит от количества трубы, находящейся на барабане и расстояния до инжектора. Расстояние от оси барабана до верхнего витка трубы можно считать рычагом, с помощью которого крутящий момент приводной системы должен быть преобразован в усилие, растягивающее трубу. Чем больше это расстояние, тем больший крутящий момент требуется для натяжения. Чтобы увеличить крутящий момент на выходе приводной системы, нужно увеличить гидравлическое давление. Следовательно, при извлечении колонны из скважины, расстояние от оси барабана до верхнего витка растет, поэтому для поддержания постоянного натяжения трубы, гидравлическое давление в приводной системе нужно увеличивать.
При спуске колонны в скважину, требуемое давление гидросистемы будет уменьшаться с уменьшением числа витков на барабане. В процессе спуско-подъемных операций количество трубы на барабане изменяется, соответственно вес будет также влиять на давление, требующееся для вращения барабана.
Приводной двигатель устанавливается либо на основании шасси барабана, либо прямо на его оси. Если он установлен на шасси, то соединяется с осью барабана посредством цепи и звездочки. Тормозные системы барабана могут быть пневматическими или гидравлическими. У большинства современных моделей тормоза барабана гидравлические и размещены в блоке двигателя. Тормоз включается и отключается с помощью специального гидравлического контура, управляемого из кабины управления. Обычно каждый раз, когда колонна труб находится в неподвижном состоянии, включается тормоз барабана. Однако, следует учитывать последствия, которые могут привести к проскальзыванию колонны в плашках инжектора при закачивании жидкости высокой плотности через гибкую трубу и при этом рост веса — возникшая сила или натяжение будет воздействовать на тормоз барабана.
Вертлюг барабана и манифольд
Конструкция и компоновка вертлюгов и манифольдов зависит от изготовителя и модели барабана. Первые модели имели простую конструкцию и часто в них применялись резьбовые соединения. Многие компании требуют, чтобы все оборудование высокого давления имело цельную конструкцию, либо не содержало быстро разъемных соединений (БРС). Данное ограничение не разрешает также пользоваться фитингами при подсоединения ГНКТ к сердечнику барабана. Поэтому обычно на концах колонн ГНКТ устанавливаются БРС, которые привариваются на месте изготовления и проходят требуемые процедуры контроля качества.
Все барабаны должны быть оборудованы основной задвижкой, располагающейся как можно ближе к концу колонны ГНКТ. Эту задвижку необходимо закрывать в случае возникновения проблем с сальниковым уплотнением вертлюга и таким образом перекрывать трубное пространство. У барабанов, имеющих ГНКТ с установленным в ней кабелем, должен быть отдельный манифольды с сальниковым уплотнением, обеспечивающий герметичный ввод кабеля и находящийся до основной задвижки.
Манифольд для закачки жидкостей обычно состоит из двух частей: наружного манифольда, состоящего из компонентов линий высокого давления за пределами вертлюга, и внутреннего манифольда, монтированного внутри сердечника барабана.
Трубоукладчик
Точная и равномерная намотка гибкой трубы на барабан важна по нескольким причинам:
Движущаяся головка трубоукладчика является идеальным местом для установки механического и электронного счетчиков глубины, использующих вращающиеся и соприкасающиеся с ГТ колесики. Из кабины управления оператора можно видеть показания механического счетчика глубины (одометра), имеющего циферблат с крупными цифрами. Движущаяся головка трубоукладчика также является местом установки аппаратуры контроля состояния трубы: овальность, толщинометрия, ультразвуковой контроль и т.д.
Оборудование для смазки труб
В оборудование современных барабанов входит система смазки трубы ингибитором коррозии, которая находится на трубоукладчике барабана. Система управления системой смазки трубы находится на пульте управления оператора.
Противоударная рама
Степень требуемой защиты зависит от предполагаемой области применения установки ГНКТ, например, смонтированная на салазках барабан для морских работ или барабан, установленная на грузовике. Кроме соображений эффективности рамы при ее практическом использовании, следует также учитывать требования, предъявляемые службами надзора и аттестации. Например, сертифицированная для морских работ установка должна иметь крышу, покрытую нескользким материалом, чтобы предотвратить травмирование стропальщиков.
Инжектор
Тенденция использования труб большего диаметра, позволяющих осуществлять восходящий поток с большой скоростью, требует, чтобы конкретный инжектор мог работать с трубами более широкого диапазона. Так как гибкие трубы стали широко применяться в скважинах с большим отходом от вертикали и в горизонтальных скважинах, за последние годы увеличилась и средняя длина колонн ГНКТ. Указанные выше факторы, особенно когда они действуют совместно, свидетельствуют о выросшем спросе на инжекторные головки и на другие ключевые узлы оборудования ГНКТ. Для всего парка колтюбингов характерно наличие нескольких моделей инжекторных головок.
Все используемые в настоящее время инжекторы имеют гидравлический привод с двумя или четырьмя двигателями. Двигатели обычно синхронизированы с помощью редуктора, расположенного в верхней части головки. Привод направляется на цепные ведущие звездочки (по одной на каждый набор цепей инжектора) через приводные валы, расположенные в верхней части инжекторной головки.Направление вращения и скорость двигателей регулируется и изменяется с помощью четырехходового гидравлического контрольного клапана, расположенного на силовом агрегате установки ГНКТ. Действием гидравлического клапана, а также давлением и производительностью гидравлической системы управляют дистанционно с пульта управления колтюбинга оператор. Приборы защиты наподобие регуляторов давления и трехходовых перепускных клапанов установлены в системе для защиты труб и гидравлических узлов от повреждений, вызываемых ошибками операторов или поломкой каких-либо деталей.
Тормоз инжекторной головки является единым целым с блоком двигателей и управляется гидравлически. Для того чтобы отпустить тормоз, требуется гидравлическое давление, поэтому данная система считается безопасной в работе. Обычно тормоз включается автоматически и управляется гидравлическим давлением системы. Это означает, что тормоз включается в тот момент, когда гидравлическое давление приводной системы падает ниже заранее установленного значения. Некоторые из ранних типов инжекторных головок оборудованы гидравлическими тормозами, управляемыми вручную с пульта управления. На первых типах инжекторных головок компании Uniflex были установлены наружные дисковые пневматические тормоза. Несколько гидравлических двигателей инжекторных головок оборудованы внутренним устройством для изменения скорости, которое позволяет устанавливать высокую или низкую скорость дистанционно с пульта управления установкой ГНКТ. Возможность выбора из двух скоростей позволяет инжекторной головке демонстрировать более эффективную работу при имеющейся гидравлической мощности, т.е. при существующем давлении и производительности. При работе в низкоскоростном режиме, приводные двигатели инжектора могут развивать максимальные крутящие моменты или подъемные усилия. При работе в высокоскоростном режиме, подъемное усилие обычно уменьшается в два раза, а скорость спуска удваивается.
Приводная система инжекторной головки включает в себя несколько деталей, необходимых для обеспечения контроля и безопасной работы. Почти все инжекторные головки имеют по два уравновешивающих клапана, расположенных между двигателями привода и напорными фильтрами и которые действуют от управляющих клапанов. Эти клапаны действуют как клапаны удержания нагрузки, закрывая выходную линию двигателя до тех пор, пока давление, полученное с входной линии двигателя, не достигнет величины, достаточной для открытия клапана. Такой порядок работы делает переход от режима остановки в рабочее состояние плавным. Кроме того, он позволяет удерживать вес колонны ГНКТ гидравлической системой, обеспечивая тем самым наличие блокирующего эффекта в случае поломки тормозов. Гидравлические линии, выполнены из высоконапорных стальных трубок. Это сделано в целях безопасности, так как в линии гидравлическая жидкость находится под большим давлением.
Высоконапорные фильтры на инжекторных головках служат для очистки гидравлического масла и защиты двигателя от посторонних мелких механических примесей (песок, металлическая стружка, части резиновых элементов и т.д.), которые могут оказаться внутри гидравлической системы при монтаже шланговых соединений привода.
Направляющий сектор — гузнек
Направляющий сектор (если он установлен) служит в качестве направляющей, поворачивая трубу на угол, образованный устьем скважины и барабаном. Колонна ГНКТ удерживается роликами, расположенными с интервалом в 25 см по окружности гузнека. Гузнек располагается над инжектором. Он направляет трубу точно в цепи инжектора и таким образом уменьшает повреждения, связанные со смещением осей.
Верхние ролики, удерживающие колонну, съемные, и облегчают внедрение и удаление трубы из инжектора. Ролики направляющей дуги обычно расположены в виде буквы V под углом 120 градусов и могут изготавливаться из стали, алюминия или полиуретана.
Сравнение размеров направляющих дуг с рекомендованными значениями их радиусов кривизны
Индикатор веса
Датчик индикатора веса (или тензометр) обычно располагается в нижней части инжектора. Информация о весе или нагрузке передается от датчика веса на циферблат или дисплей индикатора веса электронным или гидравлическим способом.
Рама инжектора обычно состоит из двух отдельных узлов, образующих внутреннюю и внешнюю рамы. Оси вращения между рамами позволяют датчику нагрузки индикатора веса точно измерять силу, действующую между этими узлами. Сила может быть направлена либо вверх, либо вниз, обусловленная либо весом колонны ГНКТ (натяжение), либо воздействием высокого давления на устье скважины (сжатие).
Приборы для измерения глубины
Информацию о глубинах обычно получают двумя способами с помощью:
Механическое оборудование для измерения глубины может устанавливаться в двух местах: на инжекторе либо на трубоукладчике барабана.
Операции с ГНКТ
Растепление скважины с АДПМ
Растепление — это процесс растапливания горячей нефтью или специальным раствором гидратной или парафинистой пробки, как в трубном так и в затрубном пространстве нефтяных и газовых скважин. Пробки образуются в скважинах оборудованных как УЭЦН, так и просто лифтом НКТ.
Растепление скважины горячим раствором СаСl2
Освоение после МГРП
После проведенного многостадийного ГРП в скважине все порты (интервалы перфорации), кроме последнего, самого верхнего, перекрыты шарами металлического или керамического исполнения. Поэтому для освоения такой скважины необходимо отфрезеровать все фрак-порты, чтобы появилась связь между скважиной и продуктивным пластом. Главной задачей для ГНКТ в данном случае становится разбуривание шаров и седел для посадки шаров, активирующих порты на необходимой глубине, а также разбуривание обратных клапанов. Забой нормализовывают до башмака хвостовика.
Зачастую оставшиеся шары или их неразрушенные фрезом части мешают произвести полноценную нормализацию скважины. Поэтому когда пластовое давление достаточно для фонтанирования скважины, её сначала запускают на факельный амбар для выноса максимального количества шаров и только затем монтируют колтюбинговую установку для разбуривания фрак-портов. Порты необходимо разбуривать, так как они сужают внутренний диаметр хвостовика, т.е. штуцируют скважину под землей.