Der Schlauchverlust bei horizontalen Tiefbohrungen für Schiefergas stellt eine Herausforderung für die segmentierte Frakturierung dar. Konventionelle Methoden wie Mantelverstärkung oder chemische Abdichtung können die Anforderungen an hohen Bruchdruck, hohe Fördermengen und das Passieren kleiner Brückenstopfen nicht gleichzeitig erfüllen, was die Umsetzung konventioneller Pumpstopfenprozesse erschwert. Die Anwendung herkömmlicher Mehrfach-Spaltisolatoren ist aufgrund der schlechten Kugelverschlussqualität begrenzt, wodurch Anzahl der Segmente und Fördermenge beschränkt sind und die Anforderungen an Frakturvolumen und -maßstab des Schiefergases nicht erfüllen. Zur Lösung des Mantelverlustproblems im tiefen Schiefergasbrunnen WY9-2HF wurden Risikoanalysen, Säulenmechanik und Strukturoptimierung, Werkzeugentwicklung und -verbesserung sowie Brunnen-Simulationstests durchgeführt. Hängende Isolatoren wurden verwendet, um beschädigte Rohrabschnitte abzusperren, wobei die Fördermenge durch Injektion in die obere Mantelrohrleitung kombiniert mit der unteren Förderrohrleitung erhöht wurde; ein stufenloses Schlauchventil mit vollem Durchmesser wurde eingesetzt, was die Anzahl der Segmente steigerte und die Fördermenge erhöhte, unterstützt durch einen Mehrfach-Isolator-Einführprozess, Sicherheitsmaßnahmen bei Mantelverlustbrunnen und ein Hochvolumen-Segmentbruchverfahren. Im Schiefergasbrunnen WY9-2HF wurde eine großvolumige, großskalige 31-Segment-Frakturierung durchgeführt und das angestrebte Frakturziel erreicht, mit einer erwarteten Tagesgasproduktion von 8,75×10⁴ m³/d. Diese Technologie hat Bedeutung für die segmentierte Frakturierung und Inbetriebnahme ähnlicher Mantelverlustbrunnen für Schiefergas.

Schiefergas; Mantelverlust; voller Durchmesser; stufenloses Schlauchventil; hängender Isolator