Пзп что это значит

Прибрежная защитная полоса: что это, отличие от водоохранной зоны, размеры и запреты

Ранее мы уже рассказывали про водоохранные зоны. Чтобы до конца разобраться в данной теме, в этой статье мы расскажем о прибрежных защитных полосах. Рассмотрим вопросы, которые касаются их установления, что можно в них делать, а чего нельзя, и что за это будет.

Что такое «прибрежная защитная полоса»?

Начнём с определения. Прибрежная защитная полоса – это территория, которая примыкает к береговой линии и на которой вводятся дополнительные ограничения к режиму её использования по сравнению с теми, которые установлены для территории водоохранной зоны. Береговая линия – это граница водного объекта, которая для разных водоёмов определяется по-разному: для моря – по линии максимального отлива, для рек и озёр – по среднемноголетнему уровню вод в период, когда они не покрыты льдом и т.д. Прибрежная защитная полоса устанавливается для того, чтобы предотвратить загрязнение водоёма, а также сохранить благоприятную окружающую среду для рыб, зверей и растений.

Отличие прибрежной защитной полосы от водоохранной зоны

«Водоохранная зона» и «прибрежная защитная полоса» — пограничные понятия. Грубо говоря, прибрежная защитная полоса входит в водоохранную зону. Они различаются правовым режимом их регулирования. Для водоохранной зоны и так устанавливаются определённые ограничения хозяйственной деятельности. На прибрежную защитную полосу, как часть, входящую в её состав, они также распространяются, но плюсом к ним добавляется ещё некоторые. Защитная полоса на то и «защитная», так как это особо охраняемая часть территории по сравнению с остальной частью водоохранной зоны. Более подробно о водоохранной зоне и её отличии от прибрежной защитной зоны можете почитать в другой нашей статье, полностью посвященной водоохранной зоне.

Все водные объекты с прибрежной защитной полосой

В статье Водного кодекса указано, вокруг каких водных объектов устанавливается прибрежная защитная полоса. К ним относятся: моря, реки, ручьи, каналы, озёра, водохранилища.

Прибрежная защитная полоса не устанавливается для тех водных объектов, для которых нельзя установить береговую полосу, под которой понимают полосу земли вдоль границы водного объекта общего пользования. К таким водным объектам относятся болота, ледники, снежники, родники, гейзеры.

Порядок установления и обозначения прибрежной защитной полосы

Порядок установления прибрежной защитной полосы регулируется Постановлением Правительства РФ от 10.01.2009 N 17 «Об утверждении Правил установления на местности границ водоохранных зон и границ прибрежных защитных полос водных объектов».

Установлением прибрежной защитной полосы занимаются властные органы, в зависимости от того, где расположен водоём:

• Территориальные органы Росводресурсов в отношении морей (их частей), водоёмов, используемых на территории двух и более соответствующих субъектов, при этом включённых в перечень Правительства РФ.
• Региональные органы власти – в отношении водоёмов, находящихся в пределах соответствующего субъекта (в случае, если ему переданы полномочия соответствующие Российской Федерации).

Для установления границ прибрежной защитной полосы, органы осуществляют следующие действия:

1) определяют ее ширину;

2) описывают границы полосы, её координаты и опорные точки;

3) фиксируют границы на картах;

4) устанавливают границы на местности (размещают информационные знаки);

5) представляют документы в Росводресурсы (сведения о типе и наименовании водного объекта, границы ПЗП, их координаты, площадь, текстовое и графическое описание, схемы в формате XML), которое вносит сведения в государственный водный реестр.

Затем Росводресурсы направляет сведения в Росреестр для внесения их в ЕГРН. Только со дня внесения сведений в ЕГРН, границы прибрежной защитной полосы считаются установленными.

Поскольку прибрежная защитная полоса является частью водоохранной зоны, то их установление происходит одномоментно.

Органы, занимающиеся установлением границ прибрежной защитной полосы, в обязательном порядке размещают на всем протяжении этих границ специальные информационные знаки – специальные таблички или указатели, свидетельствующие о том, что данная территория имеет особый режим её использования. Такие знаки устанавливаются:

• в характерных точках рельефа (ямы, холмы и т.д.);
• в местах пересечения водных объектов дорогами;
• в зонах отдыха и других местах массового пребывания граждан.

Требования к информационным знакам ПЗП установлены в Приказе Минприроды России от 13 августа 2009 г. N 249 «Об утверждении образцов специальных информационных знаков для обозначения границ водоохранных зон и границ прибрежных защитных полос водных объектов».

Информационное обозначение должно отвечать следующим параметрам: размер — 500×1000 мм, сделан из прочного материала, фон должен иметь синий цвет, надпись выравнивается по центру и наносится на знак печатными буквами белого цвета, которые должны быть видны в светлое время суток с расстояния 50 метров. Выглядит такой знак следующим образом:

Значение таких указателей заключается в том, чтобы оказавшиеся рядом люди не нарушали установленного законом режима для таких территорий.

Размеры прибрежных защитных полос

Основной параметр, от которого зависит ширина прибрежной защитной полосы – градус уклона берега водоёма. Водный кодекс устанавливает следующие размеры:

• Если уклон обратный или нулевой – 30 м;
• Если уклон до 3 градусов – 40 м;
• Если уклон 3 и более – 50 м.

Особые размеры устанавливаются в следующих случаях:

• Для озёр, расположенных в границах болот, — 50 м;
• Для рек, озёр, водохранилищ, имеющих особо ценное рыбохозяйственное значение (места нереста, нагула, зимовки рыб) – 200 м;
• Если в населённом пункте есть набережная или ливневая система водоотведения – по ширине набережной.

Важно, от какой точки начинает отсчитываться размер прибрежной защитной полосы. Рассмотрим все возможные варианты точек отсчёта:

• Для морей – от линии максимального прилива.
• Если у водоёма есть набережная или ливневая канализация – точки отсчёта нет, так как защитная полоса равна их ширине;
• Если нет набережной и ливневой канализации — от границы водоёма.

Режим прибрежной защитной зоны

Что можно делать в прибрежной защитной полосе?

В общем-то, на территории прибрежной защитной полосы можно делать всё, что не запрещено. В том числе отдыхать, размещать объекты водоснабжения, рыбного и охотничьего хозяйства, водозаборные, портовые и гидротехнические сооружения. При этом нужно помнить, для чего устанавливаются защитная полоса, поэтому также нельзя мусорить, загрязнять водоём.

Что запрещено делать в прибрежной защитной полосе?

Здесь список будет значительно больше. Во-первых, на прибрежную защитную полосу распространяются все те ограничения, которые закреплены для водоохранной зоны. В границах прибрежной защитной полосы запрещено:

• использование сточных вод для удобрения почв;
• размещение кладбищ, скотомогильников, свалок различных видов отходов (производства, отравляющих и ядовитых веществ и т.д.);
• осуществление авиационных мер по борьбе с вредными организмами;
• размещать заправки, склады ГСМ, СТО, мойки ТС.
• движение и стоянка ТС (кроме специальных ТС). Движение допускается только на дорогах, а стоянки только на дорогах и в оборудованных местах с твёрдым покрытием;
• размещение и применение хранилищ пестицидов и агрохимикатов,
• сброс сточных, в том числе дренажных, вод;
• разведка и добыча общераспространенных полезных ископаемых.

Если на территории прибрежной защитной полосы есть лес, то дополнительно запрещено:

• сплошные рубки лесных насаждений;
• использование токсичных химических препаратов для охраны и защиты лесов; ведение сельского хозяйства, за исключением сенокошения и пчеловодства;
• создание и эксплуатация лесных плантаций;
• размещение объектов капитального строительства, за исключением объектов, связанных с выполнением работ по геологическому изучению и разработкой месторождений углеводородного сырья.

• пахать земли,
• сваливать размытый грунт,
• пасти скот,
• организовывать детские лагеря и ванны.

Строительство на территории прибрежной защитной полосы, также как и в границах водоохранной зоны, не запрещается, но в таком случае необходимо оборудовать строящиеся объекты системами очистки воды и сборы отходов. Более подробно об этом также можно почитать в статье про водоохранные зоны.

Если не выполнять эти запреты, полиция может составить на нарушителя протокол, а инспектор в области охраны окружающей среды привлечь к ответственности. За использование прибрежной защитной полосы водного объекта с нарушением ограничений хозяйственной и иной деятельности в ч. 1 ст. 8.42 КоАП. Наказание – штраф:

• для граждан – от 3000 до 5000 руб.;
• для должностных лиц — от 8000 до 12 000 рублей;
• для юридических лиц – от 200 000 до 400 000 рублей.

Заключение

Теперь Вы точно знаете всё о прибрежных защитных полосах и водоохранных зонах. Эти знания помогут Вам правильно организовать свою хозяйственную деятельность на этих территориях, сберечь природу, а также сберечь финансовые средства, потратив их не на штраф, а на что-то более приятное и полезное.

Законодательство в РФ быстро меняется, поэтому информация в данной статье могла потерять актуальность. Рекомендуем обратиться к нашим юристам, которые бесплатно проконсультируют Вас. Для этого заполните форму ниже:

Похожие статьи

Как часто в своей жизни вы слышали слово «скотомогильник»? Ни разу? Это неудивительно, поскольку в…

Сегодня предлагаем Вам разобраться в теме, с которой на практике в жизни может столкнуться каждый.…

Что представляет собой охранная зона тепловых сетей? Теплоснабжение – часть инфраструктуры города и сельской местности.…

Источник

XI Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум — 2019

ВИДЫ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

ОПЗ проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановле­ния и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Выбор способа ОПЗ осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.

ОПЗ проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуа­тационной колонны и цементного кольца, подтверж­денной исследованиями .

Технологию и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями (РД) по отдельным видам ОПЗ с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

Однократное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях:

— в однородных пластах, не разделенных перемыч­ками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят одно­кратное воздействие;

— в случаях, когда отбором (нагнетанием) охваче­ны не все пропластки и коэффициент охвата менее 0,5, осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирую­щих (изолирующих) материалов или оборудования.

Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗ обязательно и включает в своем соста­ве

— обеспечение необходимым оборудованием и инст­рументом, а также

— подготовку ствола скважины, за­боя и фильтра к обработке.

В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗ, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудова­ния и спуск колонны НКТ, а также другого необхо­димого оборудования.

После проведения ОПЗ исследуют скважи­ны методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствую­щих режимам исследования скважин перед ОПЗ.

Для очистки фильтра скважины и приза­бойной зоны пласта от различных загрязнений в зави­симости от причин и геолого-технических условий про­водят следующие технологические операции:

· промывку пеной или раствором ПАВ;

· гидроимпульсное воздействие (метод перемен­ных давлений);

· циклическое воздействие путем создания управ­ляемых депрессий на пласт с использованием струй­ных насосов;

· многоцикловую очистку с применением пенных систем;

· воздействие на ПЗП с использованием гидро­импульсного насоса;

· ОПЗ с применением самогенерирующихся пен­ных систем (СГПС);

· воздействие на ПЗП с использованием раство­рителей (бутилбензольная фракция, стабильный ке­росин и др.).

Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих в основном из кальцита, доломита и дру­гих солей угольной кислоты, а также терригенных кол­лекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10 %) используют соляную кислоту. Допуска­ется применение сульфаминовой и уксусной кислот.

Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (суль­фатов, соединений железа и т.п.), обрабатывают 10—16 %-ным водным раствором соляной кислоты.

Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10 % масс.) или сульфаминовой (10 % масс.) кислотами.

При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3—5 % масс.) или лимонную (2—3 % масс.) кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе.

В трещинных и трещинно-поровых коллек­торах для глубокой (по простиранию) обработки ис­пользуют замедленно взаимодействующие с карбона­тами составы на основе соляной кислоты, дисперсные системы типа эмульсий и загущенных растворов:

для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др.) и стабилизатор (КМЦ и др.);

для приготовления загущенной кислоты в раствор соляной кислоты (от 12 до 15 % масс.) вводят КМЦ или сульфит-спиртовую барду (0,5—3,0 % масс.).

Обработку карбонатных коллекторов в скважинах с температурой от 100 до 170 °С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первичные амины, алкиламиды) от 0,5 до 1 %-ной концентрации.

Объем кислотного раствора и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геоло­го-технических условий (толщина, пористость, проницаемость, забойная температура, давление пласта) выбирают из табл. 5.

Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10 до 12 % масс.) и плавиковой (от 3 до 5 % масс.) кислот. Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристалли­ческого бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород. При первичной обработке используют от 0,3 до 0,4 м3 раствора на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.

Для обработки коллекторов, представленных ангидритами, используют соляно-кислотные растворы с добавками от 6 до 10 % масс. азотнокислого натрия.

Во всех случаях при проведении кислот­ных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии.

Объем кислоты для ОПЗ в зависимости от проницаемости пласта-коллектора и количества обработок

Объем кислоты, м3 (из расчета 15%-ной концентрации)

на 1 м вскрытой толщины пласта

Примечание.1. Продолжительность выдерживания кислотного раствора зависит от температуры пласта. При температурах до 30 °С — 2 ч, от 30 до 60 °С — от 1 до 1,5ч. 2. При температурах свыше 60 °С время выдерживания кислотного раствора в пласте не регламентировано и зависит от времени полной нейтрализации (потери активности) кислоты.

Термохимические и термокислотные об­работки производят в коллекторах в интервале температур от 15 до 40 °С.

Термохимическую обработку производят с использованием соляной кислоты и магния или некоторых его сплавов (МЛ-1, МА-1 и т.п.).

Термокислотную обработку производят в виде комбинированного воздействия на ПЗП, состоящего из термохимической и обычной кислотной обработок под давлением.

Для кислотных обработок используют спе­циальный насосный агрегат типа Азинмаш-30. Кислоты транспортируют в гуммированных автоцистернах 4ЦР, ЗЦР или ЦР-20.

Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных, как однородных, так и неоднородных по проницаемости, коллекторов перед ГРП для образования трещин в заданном ин­тервале пласта, а также для срезания труб в скважине при проведении ремонтных работ.

Не допускается проведение ГПП в условиях поглощения жидкости пластом.

Различают два варианта ГПП:

При точечной ГПП канал образуют при неподвижном перфораторе. Щелевую ГПП осуществляют при движении перфорационного устройства.

Профиль и плотность ГПП определяют в зависимости от геолого-эксплуатационной характеристики коллектора.

При осуществлении ГПП используют:

§ насосные агрегаты, пескосмесители,

§ емкости для жидкости,

§ сальниковую катушку или превентор, а также

В качестве жидкости-носителя используют дегазированную нефть, 5-6 %-ный раствор соляной кислоты, воду (соленую или пресную) с добавками ПАВ, промывочный раствор, не загрязняющий кол­лектор. При работах в интервале непродуктивного пла­ста используют пресную воду или промывочную жид­кость. Концентрация песка в жидкости-носителе дол­жна составлять от 50 до 100 г/л.

Продолжительность процесса при точечном вскрытии составляет 15 мин, при щелевом -— не более 2-3 мин на каждый сантиметр длины цели.

Перепад давления жидкости на насадке (без учета потерь на трение в НКТ) составляет:

§ при диаметре насадки 6мм — от 10 до 12 МПа;

§ при диаметре насадки 4,5 мм — от 18 до 20 МПа. 4.9.1.3.9. Процесс ГПП осуществляют при движе­нии НКТ снизу вверх.

При непредвиденных продолжительных остановках немедленно промывают скважину при об­ратной циркуляции.

После ГПП при обратной промывке вы­мывают шаровой клапан, промывают скважину до забоя до полного удаления песка из скважины, под­нимают перфоратор и оборудуют скважину для освое­ния и эксплуатации. Освоение фонтанных скважин допускается без подъема перфоратора.

§ в скважинах с загрязненной ПЗП;

§ в коллекторах, сложенных низко­проницаемыми породами, содержащими глинистые минералы;

§ в литологически неоднородных коллекто­рах с воздействием на низкопроницаемые пропластки;

§ перед химической обработкой;

§ перед ГРП или дру­гими методами воздействия на ПЗП.

Запрещается проведение виброобработки в скважинах, расположенных вблизи водонефтяного контакта, при интенсивных поглощениях жидкости пластом, при низких пластовых давлениях.

Для проведения технологического процесса в обрабатываемый интервал на НКТ опускают гид­равлический золотниковый вибратор типа ГВГ. При давлениях закачивания свыше 40 МПа применяют пакеры.

Величину гидравлического импульса определяют в зависимости от расхода рабочей жидкости и времени перекрытия ее потока.

В качестве рабочей жидкости используют нефть, соляно-кислотный раствор, предельный керосин и их смеси. Количество кислоты и керосина опре­деляется из расчета 2—3 м3 на 1 м вскрытой толщины пласта.

Термообработку ПЗП проводят в коллекторах с тяжелыми парафинистыми нефтями при пластовых температурах, близких к температуре кристаллизации парафина или ниже нее.

При термообработке перенос тепла в коллектор осуществляют:

§ при теплопередаче по скелету породы и насыщающей жидкости от источника теп­ла, расположенного в скважине (метод кондуктивного прогрева);

§ при принудительном теплопереносе по коллектору за счет нагнетания в пласт теплоносителя (паротепловая обработка).

Выбор метода теплообработки осуществляют в зависимости от конкретных геолого-промысловых условий:

§ метод индуктивного прогрева осуществляют с использованием глубинных электронагревателей. Температура нагрева должна быть ниже точки коксования нефти. При периодической тепловой обработке, после извлечения из скважины эксплуатационного оборудования, опускают на кабеле-тросе в интервал про­дуктивного пласта глубинный электронагреватель и осуществляют прогрев в течение 3—7 суток. Продол­жительность пуска скважины в эксплуатацию после тепловой обработки не должна превышать 7 ч;

§ при стационарной электротепловой обработке совместно с подземным оборудованием в интервале фильтра устанавливают стационарный электронагреватель, с помощью которого осуществляют прогрев постоянно или по заданному режиму;

§ при паротепловой обработке прогрев ПЗП осуществляют насыщенным паром с помощью стационарных или передвижных парогенераторов ППГУ-4/120. Паротепловые обработки проводят в сква­жинах глубиной не более 1000 м в коллекторах, содержащих нефть с вязкостью в пластовых условиях свыше 50 МПа • с. Перед проведением процесса скважину останавливают, извлекают эксплуатационное оборудование и проверяют герметичность эксплуата­ционной колонны. Нагнетание пара осуществляют с таким расчетом, чтобы паровая зона образовалась в радиусе от 10 до 20 м. Затем скважину герметизируют и выдерживают в течение 2—3 суток.

Воздействие давлением пороховых газов

Воздействие на ПЗП пороховыми газами осуществляется путем разрыва пласта без закрепле­ния трещин в плотных низкопроницаемых коллекто­рах (песчаниках, известняках, доломитах с проницае­мостью от 0,10 до 0,05 мкм2 и менее). Не допускается проведение разрыва пласта указанным методом в коллекторах, сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с прослоями глин, мерге­лей, алевролитов с солитовыми известняками, а так­же песками и слабосцементированными песчаниками.

Технологический процесс осуществляют с использованием

§ пороховых генераторов корпусных типа АСГ или

§ герметичных бескорпусных типа ПДГ БК и

§ негерметичных типа АДС.

Аппараты АСГ 105 К применяют в обсаженных скважинах с минимальным проходным диаметром 122 мм при температуре до 80 °С и гидростатическим давлением от 1,5 до 35 МПа.

Аппараты типа ПГД БК применяют в обсадных колоннах с проходным диаметром от 118 до 130мм при температуре до 200 °С и гидростатическим давлением до 100 МПа, а типа АДС — до 100 «С и 35 МПа соответственно. Величина минимального гид­ростатического давления для ПГД БК составляет 10 МПа, для АДС — 3 МПа.

Спуск и подъем генераторов типа ПГД БК производят на бронированном каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/с в жидкости и 0,5 м/с в газожидкостной среде.

При проведении технологического процесса устье скважины оборудуют перфорационной задвижкой или фонтанной арматурой, а в отдельных случаях — лубрикатором.

§ Производят замену длины кабеля, привязку по каротажу.

§ Замеряют гидростатическое давление и забойную температуру.

§ Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего воздействию, или в непосредственной близости к нему. Если интервал обработки вскрывают торпедированием, генератор давления устанавливают над зоной перфорации на расстоянии 1 м.

§ После спуска генератора на заданную глубину каротажный кабель закрепляют на устье скважины. Сгорание порохового заряда фиксируют по рывку кабеля, выбросу жидкости или по звуковому эффекту.

При толщине пласта свыше 20 м производят многократное сжигание пороховых зарядов.

При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, производят поинтервальное и последовательное снизу вверх воздействие на отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.

Для регистрации максимального давления, создаваемого в скважине, используют кремерный прибор, который прикрепляют на кабеле около кабель­ной головки.

Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) применяют для воздействия на плотные низкопроницаемые коллекторы, а также при большом радиусе заг­рязнения ПЗП. При этом в зависимости от геологических характеристик пласта и системы разработки месторождения создается система закрепленных тре­щин определенной протяженности: от 10 до 30—50 м.

Глубокопроникающий гидроразрыв пласта (ГГРП) с созданием более протяженных трещин про­изводят в коллекторах с проницаемостью менее 50 ×10-3 мкм2.

Для обеспечения эффективности процесса гидроразрыва перед выбором расклинивающего материала необходимо определить оптимальную длину трещины в зависимости от проницаемости пласта с учетом радиуса зоны дренирования скважины и близости нагнетательных скважин. Теоретическая зависимость оптимальной полудлины трещины L (расстояние от ствола скважины до вершины трещины) от проницаемости пласта k приведена в табл. 6. При выборе L необходимо учитывать радиус зоны дренирования скважины и близость нагнетательных скважин. Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины должно быть не менее 500 м. Оптимальная величина L не должна выходить за пределы зоны дренирования скважины.

В коллекторах толщиной свыше 30 м процесс гидроразрыва проводят по технологии поинтервального ГРП.

В скважинах, совместно эксплуатирующих многопластовые залежи, с целью воздействия на отдельные объекты применяют селективный ГРП.

С целью повышения эффективности ГРП предварительно проводят щелевую ГПП.

В качестве закрепляющих трещин материа­лов на глубинах до 2400 м используют фракционированный песок по ТУ 39-982—94, свыше 2400 м — искусственные среднепрочностные по ТУ 39-014700-02—92 и высокопрочностные по ТУ 39-1565—91 расклинивающие материалы (проппанты).

Для осуществления процесса гидроразрыва используют технологические жидкости на водной и углеводородной основах.

Зависимость оптимальной полудлины трещины от проницаемости пласта

Источник