Сущность и условия применения ГРП

СОДЕРЖАНИЕ

 

Введение……………………………………………………………………………………..5

1    ТЕОРИТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ГРП……………………………………………….......6

    1. Сущность и условия применения ГРП………………………………………………..6
    2. Давление разрыва породы при ГРП…………………………………………………...7
    3. Механизм образования трещин………………………………………………………..8
    4. Характеристика рабочих агентов, применяемых при ГРП…………………………10
    5. Техника и оборудование, применяемое для ГРП…………………………………...18
    6. Основные характеристики агентов, технология приготовления….……………….25
    7. Подготовительные работы перед ГРП….……………………………………………26
    8. Технология проведения ГРП………………………………………………………....27
    9. Заключительные работы после ГРП……………………………………………...….29
  1. РАСЧЁТ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА……………………………30
  2. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА………………………………………………………………………….……36
    1. Правила безопасности при закачке химреагентов…………………………...……..36
    2. Правила безопасности при прострелочно-взрывных работах……………………..36
    3. Санитарно-гигиенические требования…………………………………………...….40
    4. Пожарная безопасность…………………………………………………………….....42
  3. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ОХРАНА НЕДР…………………………..44
    1. Источники воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту…………...44
    2. Мероприятия по охране окружающей среды………………………………………..45

ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………………..46

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК………………………………………………..47

ГРАФИЧЕСКОЕ ПРИЛОЖЕНИЕ 1…………………………………………………48

ГРАФИЧЕСКОЕ ПРИЛОЖЕНИЕ 2…………………………………………………49

 

 

 

 

введение

Основная задача нефтедобывающего предприятия – это наиболее полное и рациональное извлечение нефти и газа из продуктивных пластов. Призабойная зона пласта – область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся – при закачке. Здесь скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния ПЗП существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине.

Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на ПЗП для повышения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.

Все методы воздействия на ПЗП можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые. ГРП относится к механическим методам и находит широкое применение на месторождениях России с 1954 г.

Дебит скважин сразу после ГРП значительно увеличивается, на некоторых скважинах наблюдается даже снижение обводенности. Эффективность ГРП характеризуется ростом добычи нефти и закачки (по нагнетательным скважинам).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  1. ТЕОРИТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ГРП

 

1.1 Сущность и условия применения ГРП

Гидравлический разрыв пласта – технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны путем расчленения породы пласта или расширения естественных трещин. Сущность этого процесса заключается в нагнетании в призабойную зону жидкости под высоким давлением, превышающим местное горное давление и прочностные свойства породы пласта. В практике ГРП давления, при которых происходит разрыв пласта, как правило, ниже полного горного давления для глубоких скважин и равны или несколько выше, чем полное горное давление для скважин небольшой глубины. В большинстве случаев давление разрыва на забое превышает в 1,5 ÷ 2 раза гидростатическое давление. Для предупреждения смыкания трещин при снятии давления в них вместе с жидкостью закачивается прочный гранулированный материал (заполнитель), сохраняющий проницаемость этих трещин, в тысячи раз превышающую проницаемость ненарушенного пласта.

Гидравлический разрыв пласта применяется:

  • для увеличения продуктивности нефтяных скважин;
  • для увеличения приемистости нагнетательных скважин;
  • для регулирования притоков или приемистости по продуктивной мощности скважины;
  • для создания водоизоляционных экранов в обводненных скважинах.

Для гидроразрыва пласта рекомендуются скважины следующих категорий:

  • скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти;
  • скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;
  • скважины, имеющие заниженный дебит против окружающих;
  • скважины с загрязненной призабойной зоной;
  • скважины с высоким газовым фактором;
  • нагнетательные скважины с низкой приемистостью;
  • нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу.

Разрыв пласта не рекомендуется проводить:

  • в нефтяных скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности;
  • в скважинах, технически неисправных.

Максимальный эффект от ГРП обеспечивается:

  • наибольшей шириной создаваемых в пласте трещин;
  • распространением трещин по пласту на максимальное расстояние от забоя скважины;
  • созданием трещин в наиболее продуктивной зоне пласта.

Гидравлический разрыв проводится при давлениях, доходящих до 100 МПа, с большим расходом жидкости и при использовании сложной и многообразной техники.

 

1.2  Давление разрыва породы  при ГРП

На пористый пласт в вертикальном направлении действует сила, равная весу вышележащих пород. Средняя плотность горных осадочных пород обычно принимается равной 2300 кг/м3 .

Тогда давление горных пород будет равно

Поскольку плотность воды 1000 кг/м3, то давление горных пород рг примерно в 2,3 раза больше гидростатического на той же глубине Н залегания пласта.

Можно предполагать, что за многие миллионы лет существования осадочных пород внутреннее напряжение породы по всем направлениям стало одинаковым и равным горному. Исходя из этого, следует, что для расслоения пласта, т. е. для образования в пласте горизонтальной трещины, необходимо внутри пористого пространства создать давление pр, превышающее горное на величину временного сопротивления горных пород на разрыв, так как надо преодолеть силы сцепления частиц породы, т. е.

 

Однако фактические давления разрыва часто оказываются меньше горного, т. е. в ПЗП создаются области разгрузки, в которых внутреннее напряжение меньше горного рг. Это может быть обусловлено причинами чисто геологического характера, например, в процессе горообразования могло произойти не только сжатие пород, но и их растяжение. Но существует и другое объяснение локального уменьшения pг – сама проводка ствола скважины нарушает распределение напряжении в примыкающих породах, и эти нарушения (уменьшения) тем больше, чем ближе порода к стенкам скважины. Локальное уменьшение внутреннего напряжения особенно сильно, если в разрезе имеются слои глин, обладающие свойствами пластичности, которые в процессе бурения набухают и часто выпучиваются в ствол скважины, вынуждая буровиков перебуривать ее.

В результате расщепление пласта, т. е. образование трещин, происходит при давлении меньшем, чем полное горное давление. Давление на забое скважины, при котором происходит гидравлический разрыв пласта (ГРП), называется давлением разрыва pp. Оно не поддается надежному теоретическому определению, ибо связано с необходимостью знания некоторых параметров пласта, измерение которых недоступно. Существует также ряд других причин, затрудняющих аналитическое определение pp.

 

1.3  Механизм образования трещин

При реализации ГРП в призабойной зоне могут образовываться трещины различной пространственной, ориентации: горизонтальные, вертикальные или наклонные. На рисунке 1.1 приведена схема горизонтальной и вертикальной трещин.

Если в призабойную зону скважины нагнетать слабофильтрующуюся жидкость, то фильтрация начинается в наиболее проницаемые области ПЗП, определяемые, как правило, наличием трещин. Фильтрация возможна только при определенном перепаде давлений Δpф , зависящем от ряда факторов:

где  – забойное давление;

 – пластовое давление.

В этом случае слабофильтрующаяся жидкость действует как клин, увеличивая длину и раскрытость горизонтальной трещины.

Рисунок 1.1 – Схема горизонтальной и вертикальной трещин: – длина трещины; – радиус трещины; – раскрытость трещины; – радиус области, занятой отфильтровавшейся в пласт через стенки трещины жидкости закачки

 

При этом положительный результат может быть получен только при определенном темпе закачки жидкости разрыва. Минимальный темп закачки жидкости разрыва определяют по эмпирической зависимости :

где   – минимальная подача насосным агрегатом жидкости разрыва для образования горизонтальной трещины, м3/с;

 - радиус горизонтальной трещины, м;

 - ширина трещины на стенке скважины (см. рисунок 1.1), см;

 – вязкость жидкости разрыва, мПа·с.

Принципиально возможно образование горизонтальной трещины и фильтрующейся жидкостью, что связано с существенным увеличением темпа и давления закачки.

Если используется нефильтрующаяся жидкость разрыва, то по мере повышения давления закачки напряжение в горной породе возрастает. При определенном напряжении, превышающем предел прочности породы на сжатие, порода разрывается и образуется вертикальная трещина. Физически этот процесс протекает следующим образом. По мере роста давления закачки напряжение в горной породе возрастает и происходит ее сжатие. Сжатие происходит до определенного предела, определяемого прочностью на сжатие. После превышения этого предела порода не может сопротивляться увеличивающемуся сжатию и растрескивается. После снятия давления закачки возникают остаточные трещины (трещины разуплотнения), как правило, вертикальной или наклонной ориентации.

Минимальный темп закачки жидкости разрыва рассчитывают по следующей эмпирической зависимости:

где   - минимальная подача насосным агрегатом жидкости разрыва для образования вертикальной трещины, м3/с;

h – толщина пласта, м.

1.4  Характеристика рабочих агентов, применяемых при ГРП

Процесс гидравлического разрыва пласта состоит из следующих операций:

  • создание в коллекторе искусственных трещин (или расширение естественных) закачкой жидкости разрыва;
  • закачка по НКТ в ПЗП жидкости с наполнителем трещин;
  • продавка жидкости с наполнителем в трещины для их закрепления;
  • промывка после ГРП.

При этих операциях используют три категории различных жидкостей: жидкость разрыва, жидкость-песконоситель и продавочную жидкость. Каждая из этих жидкостей (рабочих агентов) должна удовлетворять определенным специфическим требованиям. Вместе с тем указанные рабочие агенты должны удовлетворять следующим общим требованиям:

  • рабочие жидкости, нагнетаемые в пласт, не должны уменьшать ни абсолютную, ни фазовую проницаемость породы пласта.
  • рабочие жидкости не должны содержать значительного количества посторонних механических примесей (т. е. их содержание регламентируется для каждого рабочего агента);
  • рабочие жидкости для гидравлического разрыва пласта должны обладать свойствами, обеспечивающими наиболее полное их удаление из созданных трещин и порового пространства пород. При этом предпочтение должно быть отдано рабочим жидкостям, полностью растворимым в пластовых жидкостях;
  • вязкость рабочих жидкостей должна быть стабильна в условиях обрабатываемого пласта в пределах времени проведения процесса гидроразрыва и иметь низкую температуру застывания в зимнее время (в противном случае процесс ГРП должен проводиться с использованием подогрева).

Жидкость разрыва – рабочий агент, нагнетанием которого в призабойной зоне пласта создается давление, обеспечивающее нарушение целостности пород пласта с образованием новых трещин или расширением и развитием уже существующих.

Шестью основными типами жидкостей для гидроразрыва являются:

  • линейные жидкости на водной основе;
  • молекулярно связанные жидкости на водной основе;
  • жидкости на нефтяной основе;
  • многофазные жидкости (активированные пены и полиэмульсии);
  • кислотные жидкости;
  • вязкоупругие жидкости на основе поверхностно-активных веществ.

В номенклатуре линейные жидкости на водной основе обозначаются префиксом "WF" как жидкости для гидроразрыва и часто используются для охлаждения и промывки.

Молекулярно связанные жидкости на водной основе обозначаются префиксом "YF", как жидкости массированного разрыва, и обычно применяются для транспортировки расклинивающего агента.

Жидкости на нефтяной основе исторически были первыми жидкостями, применяемыми для гидроразрывов, по причине нежелательности закачки воды в пласт. В настоящее время они используются только для пластов чувствительных к разбуханию, так как они намного дороже жидкостей на водной основе.

В жидкостях для гидроразрыва, молекулярно связанных и молекулярно несвязанных, используются полимеры, для увеличения вязкости и поддержания стабильности в широком температурном диапазоне. Наиболее часто используемыми полимерами являются:

  • гуаровая смола (PSG);
  • гидроксипропилгуар (HPG);
  • гидроксиэтилцеллюлоза (НЕС);
  • ксантановая смола (полимер);
  • карбоксилметилгидроксипропилгуар (CMHPG).

PSG является наиболее часто используемой и наиболее дешевой жидкостью. HPG является производным от гуаровой смолы, которая подверглась очистке для удаления мелких частиц. Наиболее часто он используется в глубоких скважинах с высокой температурой. НЕС используется в наматываемых на барабан насосно- компрессорных трубах для гравийной набивки или как отклонитель. Недостатком НЕС является то, что после его закачки требуется кислотная очистка. Ксантановая смола является биополимером, который используется при низких температурах (ниже 10°С). И, наконец, CMHPG более дорог, чем PSG и HPG, но его можно применять в пластах с высокой температурой.

Реагент для молекулярной связки (сшиватель) связывает полимерные цепочки жидкости для гидроразрыва пласта, повышая ее вязкость. Двумя основными типами связывающх реагентов являются боратные и металлоорганические.

Боратные сшиватели легко вымываются, так как полимеры остаются в связанном состоянии только ограниченное количество времени. Двумя основными типами металлоорганических сшивателей являются:

  • титановые комплексы, которые используются с углекислым газом и азотом,
  • циркониевые комплексы, которые иногда используются с азотом.

Жидкость для гидроразрыва - это не просто жидкость, вязкость которой повышена, как, например, вода с гуаровым полимером или дизельное топливо с полимером сложного эфира фосфата алюминия. Жидкости для гидроразрыва - это комплексные смеси, обычно содержащие пять или более добавок.

Добавки - это твердые или жидкие материалы, добавляемые к основе жидкости для гидроразрыва для того, чтобы изменить свойства жидкости (например, чувствительность к температуре или способность препятствовать фильтрации жидкости в пласт). Добавки - это все, что добавляется в жидкость для гидроразрыва, кроме воды, полимеров и связывающих агентов (сгустителей).

Некоторые материалы не считаются добавками потому, что они предназначены для приготовления основного раствора. К этим материалам относятся:

  • активаторы;
  • некоторые буферные жидкости;
  • связывающие агенты (сгустители);
  • эмульгаторы;
  • пенообразующие агенты;
  • полимеры;
  • соли, такие, как хлорид калия (КСl), хлорид аммония (NH4Cl) или хлорид тетраметиламмония ([CH3]4NCl).

Наиболее распространенными типами добавок к жидкости для гидроразрыва являются:

  • бактерициды (такие, как Bio-Clear-1000, которые препятствуют росту бактерий или Bio-Clear-2000, который убивает существующие бактерии),
  • разрушители геля (деструкторы),
  • буферные растворы (которые используются для регулирования сгущения
  • стабилизаторы неустойчивых глин (такие, как CCS-10 и NCL-100),
  • добавки для снижения фильтрации (такие, как J418h J84),
  • понизители трения (специальные гели, которые уменьшают трение в трубах),
  • деэмульгаторы (такие, как FS-100 и NE-201),
  • поверхностно-активные вещества (такие, как S75, U78 и F40),
  • стабилизаторы температуры (такие Тиосульфат натрия [J353] и К46).

Назначение бактерицидов заключается в следующем:

  • снижать разложение геля в связи с ростом бактерий,
  • защищать пласт от роста бактерий,
  • предотвращать проникновение в пласт бактерий во время операции по гидроразрыву пласта.

Жидкости для гидроразрыва на водяной основе не должны закачиваться в скважину без каких-либо бактерицидов. Бактерициды необходимы в жидкости для гидроразрыва на нефтяной основе, которая применяется совсем по-другому, нежели ее аналог на водяной основе. Бактерии бывают аэробными или анаэробными.

Деструкторы используются для уменьшения вязкости связанных (сгущенных) жидкостей для того, чтобы по окончании ГРП очистку расклиненной трещины можно было проделать быстрее и эффективнее. Кроме того, деструкторы разрушают жидкость таким образом, что проппантная (расклинивающая) набивка разрушается, и повреждения поверхности пласта уменьшаются. Одним словом, они разрушают основу связей геля, что приводит к быстрому и легкому разложению геля.

Идеальный деструктор должен вводиться в состав жидкости-песконосителя на дневной поверхности и не оказывать на нее воздействия до снижения давления закачивания, а затем быстро реагировать с гелем, разрушая его без образования осадка.

Буферные растворы используются для установления необходимого значения рН жидкости для гидроразрыва. Они бывают как слабыми кислотами, так и основаниями, хотя основания применяются более распространенно. Есть две различные области применения буферных растворов:

  • обеспечивают гидратацию гуара или других полисахаридов для создания необходимой основной жидкости или не связанной (не сгущенной) жидкости, так как высокое значение рН или высокое содержание углеводородов затрудняют гидратацию;
  • удерживают значение рН в довольно узком диапазоне при увеличении температуры (когда жидкость закачивается в скважину), что способствует более эффективному загущению полимеров.

Наиболее часто используемыми буферными растворами являются растворы карбоната натрия и бикарбоната натрия.

Стабилизаторы глины используются для предотвращения разбухания или перемещения глины в пласте в ходе разрыва, что может привести к снижению проницаемости. Глины состоят из алюмосиликатных минералов, диаметр частиц которых меньше диаметра частиц пыли или песка. Распространенными типами глин являются:

  • каолинит;
  • иллит;
  • хлорит;
  • смектит и смешанно-слоистая глина.

Хлорид калия, хлорид аммония и хлорид тетраметиламмония являются наиболее широко используемыми стабилизаторами глин и должны закачиваться при концентрации не более 2 %. Закачивание растворов с концентрацией 4 % или 5 %, как это нередко делается, может привести к образованию в скважине накипи, из- за которой ухудшается добыча из пласта. Основные методы регулирования глины таковы:

  • ионная нейтрализация;
  • образование органического барьера;
  • объединение частиц.

Объединение частиц производится закачиванием в пласт кислоты.

Добавки для снижения водоотдачи используются для уменьшения фильтрации жидкости в пласт. Это увеличивает эффективность жидкости и предотвращает преждевременное выпадение песка. Лабораторные данные показывают отклонение во времени между ожидаемым и действительным объемом фильтрата, которое происходит из-за потери жидкости.

Добавки для снижения водоотдачи никогда не должны закачиваться с песком, так как это может привести к нарушению эксплуатационных качеств пласта. Материалы, увеличивающие фильтрацию, должны вводиться в пласт на дополнительной стадии во время операции гидроразрыва, до закачивания жидкостей, содержащих расклинивающие агенты.

Есть три основных типа добавок для снижения водоотдачи:

  • добавка в виде инертных частиц;
  • нефтерастворимые добавки (которые, теоретически, растворяются пластовыми жидкостями во время эксплуатации скважины);
  • эмульсии (агенты К1 и вспенивающие агенты).

Для уменьшения трения в жидкостях для гидроразрыва пласта на водяной основе обеспечивают низкие концентрации PSG или HPG. Для уменьшения трения в жидкостях для гидроразрыва пласта на нефтяной основе используется сополимер акрилонитрила (J257). Имеется также понизитель трения для кислот. Все эти понизители трения облегчают закачивание жидкости, уменьшая потери давления на трение в трубах, сокращая, таким образом, расходы заказчика на оплату энергии.

Деэмульгаторы используются для предотвращения образования или для разрушения эмульсий, образующихся при смешивании жидкостей для гидравлического разрыва пласта с пластовыми флюидами. Эмульсии обычно образуются под действием эмульгирующих агентов, таких, как сырая нефть, частицы пыли или асфальтены. Деэмульгатор NE-201 используется для предотвращения эмульгирования агентов, a F54 - для разрушения эмульсий после их образования. Так как эти эмульсии могут препятствовать вытеканию пластовых флюидов в ствол скважины, их уменьшение необходимо для эффективной разработки пласта.

Поверхностно- активные агенты используются для изменения характеристик на границах раздела сред жидкости-жидкость или жидкости-газ. Поверхностно-активные агенты могут быть как гидрофобными (нефтерастворимыми), так и гидрофильными (воднорастворимыми). Но поверхностно-активные агенты могут изменять смачиваемость породы. Так как порода, смоченная водой, позволяет нефти протекать мимо легче, чем порода, смоченная нефтью, следует обязательно удостовериться, что породы пласта не смочились нефтью во время закачки поверхностно-активных агентов в пласт.

Выбор поверхностно-активных агентов должен основываться на лабораторном тестировании или промысловых данных (поведении скважины).

Стабилизаторы температуры используются для предотвращения разложения жидкостей на водной основе при температурах выше 120 °С. Стабильность температуры зависит от типа и концентрации используемого полимера, значения рН жидкости и от присутствия в жидкости разрушителей геля. Обычно разрушители геля не используются в высокотемпературных скважинах, так как высокие температуры разрушают поперечные связи полимеров и без разрушителей геля.

Тиосульфат натрия (J353) и К46 являются наиболее распространенными стабилизаторами температуры. Лабораторные исследования показывают, что требуется лишь незначительная концентрация К46, чтобы достичь стабилизации. В большинстве случаев только 5% от объема К46 добавляется в гидроксипропилгуаровый гель и только 2% в полисахаридный гель.

Расклинивающие агенты - это материалы, используемые для того, чтобы удерживать трещину в открытом состоянии и создавать канал высокой проницаемости. Они образуют слой в трещине, толщина которого в поперечном сечении обычно составляет 10-30 зерен расклинивающего агента. Это состояние пласта называется расклинивающая набивка.

Тип расклинивающего агента, который следует применять, зависит от максимального давления закрытия трещины, в то время как длина и размер трещин (определяющие их объем), которые нужно расклинить, обуславливают количество применяемого расклинивающего агента.

Существует четыре класса расклинивающих агентов:

  • обычный песок,
  • песок, покрытый смолой (как не вулканизированной, так и вулканизированной),
  • расклинивающие агенты средней прочности;
  • высокопрочные расклинивающие агенты.

Песок в качестве расклинивающего агента используется наиболее часто. Он самый дешевый, всегда доступен, и обеспечивает достаточную проводимость трещины при напряжении закрытия давлением менее 42 МПа.

В зависимости от совокупного сочетания физических свойств пески делятся на четыре следующие группы:

  • северный белый песок,
  • техасский бурый песок,
  • колорадский кварцевый песок,
  • аризонский кварцевый песок.

Основываясь на стандартах Американского нефтяного института (АНИ), песок любого происхождения может быть определен и отнесен к указанным выше категориям.

Расклинивающие агенты средней прочности делают из расплавленной керамики (тогда они обладают низкой плотностью) или из спеченных бокситов (они обладают средней плотностью). Расклинивающие агенты средней прочности из спеченных бокситов изготовляют из бокситовой руды с высоким содержанием муллита. Этим они отличаются от высокопрочных расклинивающих агентов, которые делают из бокситовой руды с высоким содержанием корунда. Расклинивающие агенты средней прочности используют в условиях, когда напряжение закрытия больше 35 МПа, но меньше 70 МПа. Удельный вес расклинивающих агентов средней прочности изменяется от 2,7 до 3,2 г/см3. Максимальное напряжения закрытия, при котором можно использовать этот расклинивающий агент – 70 МПа.

Высокопрочные расклинивающие агенты - это очень плотные спеченные бокситы. Они имеют удельный вес 3,49 г/см3 и могут использоваться при напряжении закрытия до 105 МПа.

Спеченные бокситы и другие высокопрочные расклинивающие агенты обычно используют в более глубоких горячих скважинах, где может оказаться очень высокое напряжение закрытия.

При выборе расклинивающего агента приходится идти на многие компромиссы, принимая во внимание экономические и практические соображения. Критерии для выбора типа, размера и концентрации расклинивающего агента основываются на требованиях относительной проводимости (проницаемости).

Тип и размер расклинивающего агента должен быть определен исходя из сравнения экономической выгоды и расходов. Программа «predictK» из программы StimLAB позволяет предсказать проницаемость расклинивающего агента на основе результатов большого числа экспериментов. Программу «Меуеr-2006» следует использовать после этого для выбора наиболее экономичной технологии гидроразрыва пласта.

 

1.5  Техника и оборудование, применяемое для ГРП

 Гидравлический  разрыв пласта осуществляется  с использованием подземного  и наземного оборудования.

 Подземное  оборудование состоит из хвостовика (как правило НКТ диаметром  73 мм), пакера ПРО-ЯМО2-ЯГ1 (диаметром 112 ÷ 136 мм) и насосно-компрессорных труб группы прочности не ниже марки “Е” (отечественные) и N-80 (зарубежные).

Пакер применяется для разобщения фильтровой зоны ствола скважины от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны. Данные пакера  устанавливаются в скважине без упора на забой, путем осевых перемещений колонны труб.