Студопедия

Главная страница Случайная страница

КАТЕГОРИИ:

АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника






Соляно кислотные обработки ПЗП. Условия применения. Технология процесса. Проектирование СКО. Технические средства. Пути повышения эффективности СКО.




 

Механизм воздействия на призабойную зону соляной кислотой основан на ее способности вступать в химическую реакцию раство­рения карбонатных пород-известняков. При этом химическое взаимодействие протекает согласно сле­дующим уравнениям:

для известняков

СаСОз + 2НС1 = СаС13 + Н2О + СО2;
для доломита

СаМg (СО3)2 + 4НС1 = СаС13 + МgС12 + 2Н2О + 2СО2.

Полученные в результате реакции хлористые кальций (СаС12) и магний (МgС12) хорошо растворяются в воде и легко удаляются из призабойной зоны вместе с продукцией скважины. Таким обра­зом, механизм процесса заключается в том, что соляная кислота способствует образованию новых пустот и каналов за счет выноса на поверхность растворенной части пород. Естественно, это приво­дит к интенсификации фильтрации нефти и, как следствие, к уве­личению дебита скважины. В настоящее время область применения соляной кислоты для обработок значи­тельно расширилась. Ее используют, например:

а) для обработки призабойных зон на месторождениях с карбо­натными коллекторами, а также там, где пласты представлены пес­чаниками с высокой степенью карбонизации (свыше 2%) с целью увеличения их дебита;

б) для обработки призабойной зоны в нагнетательных скважинах с целью увеличения их приемистости;

в) для обработки призабойной зоны с целью растворения отло­жений Солей;

г) для обработки термокислотным методом с целью удаления парафино-смолистых отложений.

Кроме этого, обработка соляной кислотой производится в сква­жинах с открытым стволом для удаления глинистой и цементной корок, для ликвидации прихвата инструмента, а также разрушения забойных пробок.

В настоящее время в нефтепромысловой практике используют­ся следующие виды солянокислотных обработок.

1. Кислотные ванны. 2. Обычные кислотные обработки внутрипластовые, мало- и многообъемные. 3. Кислотные обработки под давлением. 4. Термохимические обработки.
5. Термогазохимические обработки. 6. Обработка жидкими взрывчатыми веществами.

7. Пепокислотные обработки. 8. Кислотные импульсные обработки. 9. Кислотоструйные обработки.

10. Гидропсскоструйные совместно с промывкой кислотой. 11. Углскислотные обработки.

12. Обработка нефтекислотными эмульсиями

Оптимальная концентрация соляной кислоты в растворе принимается равной 10—16 %. С увеличением концентрации растворяющая способность и скорость растворения возрастают, хотя при концентрации более 22 % скорость растворения уменьшается. С увеличением концентрации кислоты возрастают также коррозионная активность, эмульгирующая способность и вероятность выпадения солей в осадок при контакте кислоты с пласто­вой водой. При обработке малопроницаемых пород пользуются более кон­центрированным раствором, чем при обработке хорошо проницаемых. Для первичных обработок пористых малопроницаемых пород расход раствора составляет 0,4—0,6 м3 на 1 м толщины пласта, высокопроницаемых — 0,6—1,0 м3/м. Для вторичных обработок — соответственно 0,6—1,0 и 1—1,5 м3/м. При воздействии на трещиноватые породы для первичной об­работки необходимо 0,6—0,8 м3/м, для вторичной—1—1,5 м3/м.



Терригенные коллекторы, цементирующим веществом в которых явля­ются силикаты (аморфная кремниевая кислота, глины, аргиллиты), обра­батываются смесью соляной и плавиковой кислот. При растворении си­ликатов плавиковой кислотой образуется фтористый кремний, который в присутствии воды переходит в гидрат окиси кремния, последний при снижении кислотности раствора может превратиться из золя в студнеоб­разный гель, закупоривающий поры. Чтобы этого не произошло, вместе с плавиковой применяется соляная кислота, практически не реагирующая с соединениями кремния. Оптимальным считается кислотный раствор с со­держанием НС1 8—10 % и НР 3—5 %, при объеме закачки глинокислоты для первичной обработки 0,3—0,4 м3 на 1 м обрабатываемой толщины пласта. Глинокислота применяется и при кислотных ваннах для разру­шения глинистых и цементных корок.

Для обработки железосодержащих карбонатных коллекторов в рас­твор соляной кислоты добавляется 3—5 % уксусной или 2—3 % лимон­ной кислоты. Эти же кислоты используют для стабилизации железа в тех­нической соляной кислоте.

Для обработки сульфат- и железосодержащих карбонатных коллекто­ров можно также использовать растворы уксусной (10 %) или сульфа-миновой (10—15 %) кислоты.



При обработке трещиноватых и трещиновато-пористых пород для уве­личения охвата по толщине применяют вязкие и вязкоупругие системы: растворы, загущенные карбоксилметилцеллюлозой или сульфитспиртовой бардой, кислотные эмульсии и пены. При обработке пористых коллекторов с низкой проницаемостью используют газированные кислотные растворы и кислотные композиции с добавками катионактивных ПАВ (катапин, ка-тамин, марвелан) при дозировке 0,2—0,3%. Помимо улучшения фильтруемости раствора, катионактивные ПАВ гидрофобизуют породу и умень­шают межфазное натяжение на границе нефть — отработанный раствор.

Уменьшение скорости реакции кислоты с породой, а следовательно расширение зоны обработки, достигается добавлением в раствор замед­лителей реакции, в качестве которых используют хлористый кальций, ук­сусную и лимонную кислоты. Кроме них проводят обработку эмульсиями типа кислота в углеводородной жидкости. Для обработки применяют вы­сококонцентрированный раствор кислоты.

Для уменьшения коррозионной активности кислотных растворов при­меняются ингибиторы: катапин, марвелан (0,1%), И-1-А (0,1—0,2%), В-2 (0,2—0,3%) уротропин (0,2—0,4%), формалин (0,6%), уникол. Темп закачки раствора определяется из условия охвата обработкой сданного радиуса глубины обработки. Раствор при достижении этого эадиуса должен быть еще активным. Темп закачки раствора g задается большим или равным минимальному темпу закачки gтiп (в м3/с), определяемому по формуле:

gтiп = Vp/tн ; где tн — время нейтрализации раствора или стабильности эмульсии, сек.

Для транспортировки и нагнетания в пласт жидкостей при кислотной обработке призабойны.х зон скважин предназначены насосные установки УНЦ1-160Х500К (АзИНМАШ-ЗОЛ) и АКПП-500, оснащенные трехплун-жерным насосом 5НК-500 с приводом от тягового двигателя автомобиля.

Установка УНЦ1-160Х500К имеет цистерну объемом 6 м3 с гуммиро­ванными внутренними стенками, разделенную на два равных отсека. Вме­стимость цистерны на агрегате АКПП-500 3 м3. Помимо этого агрегат АКПП-500 комплектуется кислотовозом КП-6,5 с цистерной объемом 6,5 м3. Для перевозки кислоты предназначены также двухсекционные ци­стерны на автоприцепе ЦЛК-6 объемом б м3. Для обвязки насосных установок между собой и с устьем скважины используются блоки манифольдов 1БМ-700 и 1БМ-700С, а также арма­тура устья 2АУ-700 и 2АУ-700СУ. Перед обработкой скважины у ее устья устанавливают необходимое оборудование и спрессовывают все трубо­проводы на полуторакратное рабочее давление. В случае закачки раствора кислоты самотеком опрессовку обору­дования не производят.

Сначала скважину заполняют нефтью, затем в трубы нагнетают заготовленный раствор соляной кислоты. Количество первой порции кислоты, нагнетае­мой в скважину, рассчитывают так, чтобы она заполняла трубы и кольцевое пространство от .башмака труб до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на отводе из затрубного пространства и остатки

заготовленного кислотного раствора под давлением за­качивают в скважину. Кислота при этом поступает в пласт. Оставшуюся в трубах и в нижней части скважины кислоту также продавливают в пласт водой или нефтью.

После продавливания кислотного раствора в пласт скважину оставляют на некоторое время в покое для реа­гирования кислоты с породой, после чего пускают сква­жину в эксплуатацию.

 

15. Гидравлический разрыв пласта. Условия применения. Технология процесса. Проектирование ГРП. Технические средства. Пути повышения эффективности ГРП.

Для восстановления и улучшения отдачи эксплуатационных скважин применяют различные методы воздействия. Одним из эффективных методов интенсификации разработки нефтяных площадей является гидравлический разрыв пластов.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - 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, превышающем местное горное давление и прочностные свойства породы пласта.

В практике РП 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 гидростатические давление. Однако, определение теоретическим путем давления разрыва пласта является чрезвычайно трудным делом и в настоящее время надежных методов, устанавливающих зависимость давления разрыва пласта от прочности породы, не имеется. Васильев Ю.В. и Кривоносов И.З. на основании обработки большого фактического материала нашли, что давление разрыва в пластах, залегающих на глубине до 1100м, превышает горное давление, а при глубинах от 1100 до 4500 м давление разрыва значительно меньше полного горного давления. Гидроразрыв при давлении ниже геостатического объясняют разгрузкой горного давления вследствие деформации пластических пород в разрезе, вскрытом скважиной, наличием естественной трещиноватости в продуктивных пластах и образованием вертикальных трещин. Зайцев Ю.В. и Плющ А.М. в результате обработки фактических промысловых материалов пришли к заключению, что давление, необходимое для производства разрыва пластов, укладывается в пределах 1.34¸2.12 от полного горного давления, т.е. pраз = (1.34¸2.12)mH, где H – глубина залегания пласта; m – средний градиент давления от вышележащих пород. Давление жидкости на забой скважины рзаб при проведении ГРП определяется по формуле: рзаб = рустсттр-Dр, где руст – давление у устья скважины или на нагнетательной стороне насоса, установленного на агрегате, рст – суммарное гидростатическое давление на забой от нескольких жидкостей, присутствующих в скважине; ртр – суммарные потери давления на преодоление гидравлического сопротивления труб течению жидкостей; Dр – потери давления при прохождении жидкости разрыва через перфорационные отверстия. Давление, необходимое для осуществления ГРП, может быть найдено из условия: рзаб³рраз. Для упрощения задачи совершим переход от этого условия к давлению, развиваемому агрегатом, при котором произойдет ГРП. Из приведенных выше формул следует, что руст³(1.34¸2.12)mH-рсттр+Dр. Если отсутствуют данные о давлениях гидроразрыва, то в исключительных случаях его можно определить по формуле pраз = 0.0083H+0.66рпл (здесь рпл- пластовое давление на глубине определения гидроразрыва, МПа).

Сохранение трещин в открытом состоянии при снижении давления в скважине обеспечивается закачкой в них вместе с жидкостью отсортированного кварцевого песка.

После ГРП, закачанная рабочая жидкость, частично профильтровываясь в пласт, извлекается из трещин, песок или иной расклинивающий трещину материал остается в ней, удерживая поверхности трещин от смыкания под действием горного давления. Таким образом, вблизи скважины создают трещину - высоко проводящий канал, в который поступают нефть и газ из зон пласта, связанных с этим каналом. Производительность скважин после ГРП обычно возрастает в несколько раз.

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.

Эффективность процесса ГРП в основном зависит от параметров образовавшихся трещин и продуктивности зон, ими вскрытых. Максимальный эффект от ГРП обеспечивается: наибольшей шириной, создаваемых в пласте трещин, распространением трещин по пласту на максимальное расстояние от забоя скважины, создание трещин в наиболее продуктивной зоне пласта.

По направлению трещин различают горизонтальный и вертикальный гидравлические разрывы пластов. В зависимости от технологической схемы осуществления процесса ГРП, можно подразделить на: однократный, многократный.

Кроме того, различают гидравлический разрыв пластов с магнием, гидравлический разрыв в сочетании с пескоструйной перфорацией, многоэтапный разрыв кислотой и др.

Очень часто проницаемость нефтяного пласта по мощности оказывается в 5-6 раз меньше, чем проницаемость его по простиранию. В таких случаях для увеличения притока к забою эксплуатационных скважин и повышения приемистости нагнетательных скважин создают вертикальные трещины продуктивного пласта и одновременно углубляют по его простиранию (горизонтально). Теория показывает, что вертикальные трещины по мощности образуются при нагнетании абсолютно нефильтрующейся жидкости разрыва в малопроницаемые пласты. Для создания вертикальных трещин требуются меньшие давления, чем для образования горизонтальных.

Многократный или поинтервальный разрыв пласта заключается в поочередном создании нескольких трещин в мощных, расчлененных продуктивных пластах, находящихся в фильтровой зоне скважине. Для получения многократного разрыва (несколько трещин по всей мощности пласта, вскрытого перфорацией) используются различные закупоривающие вещества: нефтенат кальция, полуэбонитовые упругие шарики и др. В процессе проведения гидроразрыва эти вещества производят последовательную закупорку трещин или перфорационных отверстий, а после образования и крепления трещин растворяются или удаляются продукцией скважины.

Образованные в пласте трещины или открывающиеся и рас­ширившиеся, соединяясь с другими, становятся проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от за­боя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров. Образовавшиеся в породе трещины шириной 1—2 мм, запол­ненные крупнозернистым песком, обладают значительной про­ницаемостью. Дебиты скважин после гидроразрыва пласта часто увеличиваются в несколько раз.

Операция ГРП состоит из сле­дующих последовательно проводимых этапов: 1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин; 2) закачка жидкости-песконосителя; 3) закачка жидкости для продавливания песка в трещины.

Технология гидроразрыва пласта состоит в следующем. Вначале забой скважины очищают от песка и глины и отмывают стенки от загрязняющих отложений. Иногда перед ГРП целесообразно проводить соляно-кислотную обработку или дополнительную перфорацию. В таких случаях снижается давление разрыва и повыша­ется его эффективность.

В промытую и очищенную сква­жину спускают трубы диаметром не менее 89 мм (89 - 114 мм), по которым жидкость разрыва направляется к забою. Трубы меньшего диаметра при ГРП приме­нять нецелесообразно, так как при прокачке жидкости в них возникают большие потери давления. Для предохранения обсадной ко­лонны от воздействия высокого давле­ния над разрываемым пластом уста­навливается пакер. Он полностью ра­зобщает фильтровую зону скважины от ее вышележащей части, при этом давление, создаваемое насосами, дей­ствует только на фильтровую зону и на нижнюю поверхность пакера.

Процесс разрыва начинается с установления зависимости приемистости скважины от давления нагнетания жидкости. На практике такая зависимость определяется следующим образом. Включается в работу на первой или второй скорости один из насосных агрегатов, и закачивается в скважину жидкость разрыва до тех пор, пока не установится давление на устье. Обычно для этого требуется 10—15 мин. Измеряются давление и расход жидкости. Затем темп нагнетания увеличивается, из­меряется новый расход жидкости и также фиксируется давление.Таким образом, путем увеличения темпов нагнетания жидкости снимается зависи­мость расхода жидкости от давления, по которой определяются момент расслоения пласта и ожидаемое давление нагнетания песчаножидкостной смеси. Типовой график такой зависимости приведен на рисунке. Если коэффициент приемистости, т. е. от­ношение расхода жидкости к давлению на­гнетания, при максимальном расходе жид­кости возрастет не менее чем в 3—4 раза по сравнению с коэффициентом приемисто­сти при работе одного насосного агрегата на низшей скорости, то в пласте образова­ны трещины и можно приступать к закачке жидкости-песконосителя с песком. В случае, когда разрыв пласта, несмотря на максимально возможные темпы нагнета­ния жидкости разрыва, не зафиксирован, процесс повторяют с применением жидкости повышенной вязкости, обладающей мини­мальной фильтруемостью. Операции по оп­ределению зависимости приемистости от давления нагнетания для новой жидкости разрыва осуществляются в вышеуказанной последовательности. После установления факта разрыва плас­та с целью дальнейшего развития трещин и облегчения ввода песка в них рекомен­дуется перед жидкостью-песконосителем в скважину закачивать 3—4 м3 слабофильт­рующейся жидкости повышенной вязкости. Закачка жидкости с песком в образовав­шиеся трещины производится при макси­мально возможных темпах нагнетания. Объемная скорость закачки жидкости-пес­коносителя должна быть не ниже объемной скорости, при которой зафиксирован разрыв пласта.

Продавочная жидкость нагнетается непо­средственно за песчаножидкостной смесью без снижения темпов закачки. Объем продавочной жидкости должен быть равным или больше объема колонны труб, по кото­рой происходило нагнетание смеси песка с жидкостью.

В качестве рабочего агента при гидравлическом разрыве пласта используются различные жидкости, обладающие разнообразными физическими параметрами.

Эти жидкости по назначению делят на три категории: жидкость разрыва, жидкость - песконоситель и продавочную жидкость. Название каждой из жидкостей соответствует ее целевому назначению - выполняемой операции. Рабочие жидкости всех трех категорий должны удовлетворять следующим общим требованиям.

1. При фильтрации жидкостей с углеводородной основой (нефть, керосин, соляровое масло, эмульсии типа вода в масле и т.д.) через водонасыщенные породы фазовая проницаемость последних для воды существенно снижается. Точно также снижается фазовая проницаемость нефтенасыщенных пород для углеводородных жидкостей после фильтрации через них жидкостей с водной основой. Поэтому, при ГРП в нефтяных скважинах применяют жидкости с углеводородной основой, а в нагнетательных - с водной.

Исключением из этого правила являются: а) нефтяные скважины с пластами, представленные карбонатными породами, где в качестве рабочих жидкостей при гидроразрыве могут быть использованы водные растворы соляной кислоты или другие жидкости на ее основе; б) нефтяные скважины, предназначенные для перевода в нагнетательные, где при гидравлическом разрыве пласта могут быть использованы жидкости на водной основе.

2. Содержание большого количества механических примесей в рабочих жидкостях может привести к снижению эффекта от применения гидроразрыва, поэтому, рабочие жидкости для ГРП не должны содержать механических примесей и при соприкосновении с пластовыми жидкостями и породами не должны образовывать нерастворимых осадков.

3. 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.

4. Вязкость рабочих жидкостей должна быть стабильна в условиях обрабатываемого пласта в пределах времени проведения процесса гидроразрыва.

Назначение каждой из вышеперечисленных категорий рабочих жидкостей и требования к ним следующие.

Жидкость разрыва является тем рабочим агентом, нагнетание которого в обрабатываемом пласте создается давление разрыва, т.е. давление, обеспечивающее нарушение целостности пород пласта с образованием новых трещин или вскрытие (расслоение) уже существовавших естественных трещин. К жидкостям разрыва предъявляются следующие дополнительные требования: а) для образования трещин в пласте представленном породами различной проницаемости, при различной степени трещиноватости необходимо располагать жидкостями разрыва вязкостью 300 мПа*с и выше; б) при разрыве ненарушенных пластов, лишенных естественной трещиноватости, жидкость разрыва должна обладать хорошей фильтруемостью через пористую среду.

Жидкость-песконоситель - это жидкость, используемая для подачи песка с поверхности в полученные трещины. В качестве жидкости разрыва и жидкостей-носителей расклинивающего материала (песка и др.) для ГРП в нефтяных скважинах применяют собственную дегазированную нефть, нефте-мазутные и другие смеси, гидрофобные водо-нефтяные эмульсии, загущенную соляную кислоту и др. В нагнетательных же скважинах, в качестве жидкости разрыва используют нагнетаемую воду, водные растворы соляной кислоты, гидрофильные нефте-водные эмульсии и др.

К жидкости-песконосителю предъявляются следующие требования: а) должна быть нефильтрующейся или обладать минимальной быстро снижающейся фильтруемостью; б) должна иметь высокую пескоудерживающую способность. Как первое, так и второе требования необходимы для обеспечения условий надежного закрепления и развития созданных трещин.

Свойства жидкостей разрыва и жидкостей песконосителей определяют как в стационарных лабораторных условиях, так и в передвижной лаборатории в процессе ГРП.

Размер песчинок расклинивающего материала составляет 0.4 - 1.2 мм. Такой песок испытывают в лабораторных условиях на прочность и вдавливаемость в поверхность горных пород, в которых образуется трещина, а также на остаточную проницаемость (проницаемость после сдавливания песка под прессом, имитирующим действие горного давления). Песок для заполнения трещин при ГРП должен удовлетво­рять следующим требованиям: а) иметь высокую механическую прочность, чтобы образовывать надежные песчаные подушки в трещинах, и не разрушаться под действием веса пород; б) со­хранять высокую проницаемость. Таким является крупнозер­нистый, хорошо скатанный и однородный по гранулометрическому составу кварцевый песок. В случаях высокого горного давления или непрочной поверхности горных пород, в которых образуется трещина, применяют искусственный керамический или иной расклинивающий материал.

Продавочная жидкость - это жидкость, применяемая для продавки в обрабатываемый пласт жидкости разрыва и в созданные трещины - смеси жидкости-песконосителя с песком. Продавочная жидкость при всех условиях должна обладать минимальной вязкостью.

Практически повсеместно, в качестве продавочной жидкости при ГРП в нагнетательных скважинах применяют нагнетаемую воду, а в нефтяных - собственную дегазированную нефть.

Кроме указанных выше, при ГРП используют также антикоррозийные жидкости, вещества, предотвращающие размножение бактерий в пласте, поверхностно-активные вещества, кислоты и др.

Современное проектирование ГРП состоит из двух принципиально различающихся частей.

В первой части проектирования устанавливают цель ГРП, определяют скважины, пласты и пропластки для ГРП, а также рассчитывают размеры (длину, ширину) трещин, которые нужно образовать. Обычно эту часть проектирования ГРП выполняет предприятие или его отдел (геологический, разработки, повышения нефтеотдачи) , ведущие разработку месторождений или какого-то объекта. По заказу предприятие проектирование может быть, также, поручено научно-исследовательской организации.

Вторая часть проектирования связана непосредственно с выбором параметров ГРП обеспечивающих в выбранных скважинах такие темпы закачки и объемы закачанных в трещины жидкостей и песка, которые позволяют создать в пласте трещины с размерами и пропускной способностью, запроектированной в первой части. Эта часть проектирования состоит в расчетах процесса образования трещины заполнения и закрепления ее песком. Во второй части проектирования ГРП выбирают также эффективные жидкости разрыва с соответствующими свойствами и песок (расклинивающий материал). Вторую часть проектирования ГРП выполняет обслуживающая ("сервисная") фирма, которая обычно и осуществляет операцию ГРП.

В полный комплект оборудования для гидравлического разрыва пластов входят насосный и пескосмесительный агрегаты, автомотоцистерна, блок манифольд и арматура устья.

Устье скважины оборудуется специальной головкой, к кото­рой подключаются агрегаты для нагнетания в скважину жидко­стей разрыва. Для осуществления гидроразрыва могут применяться: насосные агрегаты 4АН-700, модернизированные 5АН-700 или рамные АНР-700. Максимальное давление этих агрегатов 70 МПа при подаче 6 л/с, при давлении 20 МПа подача составляет 22 л/с. Насосные агрегаты с помощью быстросъемных гибких сое­динений из труб подключаются к блоку манифольда, который, в свою очередь, соединяется с арматурой устья.

 


mylektsii.ru - Мои Лекции - 2015-2019 год. (0.01 сек.)Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав Пожаловаться на материал