Повреждение обсадных труб горизонтальных скважин глубокого сланцевого газа долго оставалось серьезной проблемой при посекционном гидроразрыве пласта. Традиционные методы подкрепления труб и химической изоляции не способны одновременно удовлетворить требования высокого давления гидроразрыва, большого объема проппанта и прохождения малого мостика, что осложняет реализацию посекционных операций с использованием обычных насосных мостиков. Применение обычной технологии с несколькими изоляторами ограничено низким качеством шарового клапана, что ограничивает количество секций и объемы, и не удовлетворяет требованиям по объему и масштабам гидроразрыва сланцевого газа. Для решения проблемы повреждения труб в скважине WY9-2HF глубокого сланцевого газа проведен анализ рисков, механики колонны, оптимизация конструкции, разработка и улучшение инструментов, симуляция скважины. Использован подвесной изолятор для изоляции поврежденного участка трубы, повышение объема за счет закачки в верхнюю обсадную колонну и нижнюю эксплуатационную трубу; применена бесступенчатая пробковая муфта полного диаметра, что позволило увеличить количество секций и объем работ, поддержана технология спуска нескольких изоляторов, меры безопасности по контролю поврежденной скважины, технология посекционного гидроразрыва с большим объемом. В скважине WY9-2HF реализован посекционный гидроразрыв с 31 секцией, большим объемом и масштабом, достигнуты ожидаемые результаты с добычей газа 8,75×10⁴ м³/сутки. Данная технология имеет значимость для посекционного гидроразрыва и ввода в эксплуатацию аналогичных поврежденных скважин сланцевого газа.

сланцевый газ; повреждение трубы; полный диаметр; бесступенчатая пробковая муфта; подвесной изолятор