способ интенсификации работы скважины

Формула изобретения

Способ интенсификации работы скважины, включающий проведение перфорации сверлящим или фрезерным методом, проведение гидроразрыва через образованные перфорационные отверстия и освоение скважины, отличающийся тем, что плотность перфорации назначают не более 10 отверстий на погонный метр интервала перфорации, гидроразрыв проводят в пласте, отделенном непроницаемой перемычкой толщиной не менее 7 м, гидроразрыв пласта проводят в щадящем режиме с малым расходом жидкости разрыва не более 2,0 м³/мин, с расходом жидкости при замене объема скважины на сшитый гель не более 1,0 м³/мин, пониженной концентрации проппанта не более 1100 кг/м и давлении на устье скважины не более 22 МПа.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификации работы скважин.

Известен способ гидроразрыва пласта, включающий вскрытие пласта вертикальной или наклонно направленной скважиной с размещением в ней, в заданном интервале пласта, гидропескоструйного перфоратора, с закачкой рабочей жидкости через струйные насадки гидропескоструйного перфоратора для образования щелей (каверн) в пласте, с последующим разрывом пласта через образовавшиеся щели (Патент РФ № 2311528, опубл. 27.11.2007).

Недостатками данного способа являются:

1. Ограничение длины интервала перфорации, так как длительность процесса приводит к абразивному разрушению гидромониторных насадок в процессе перфорации, из-за наличия песка в составе рабочей жидкости вскрытия (смесь песка с водой), за счет чего не обеспечивается дальнейшее вскрытие обсадной колонны и продуктивного пласта.

2. Осаждение песка в стволе скважины в процессе проведения гидропескоструйной перфорации для направления гидроразрыва пласта (ГРП), что требует дополнительного мероприятия по промывке скважины перед проведением ГРП.

3. Проведение ГРП через струйные насадки гидропескоструйного перфоратора, которые создают дополнительные гидравлические сопротивления по закачке жидкости разрыва и песконосителя.

4. Ограничение размера частиц проппанта и ограничение концентрации проппанта, так как струйные насадки имеют ограничения по диаметру и пропускной способности.

5. Возможность поворота гидропескоструйного перфоратора относительно азимута в процессе перфорации в стволе скважины, тем самым меняется во времени положение последующего формирования щели.

6. Дополнительное проведение гидропескоструйной перфорации в заданном раннее отперфорированном интервале продуктивного пласта, если перфорация была кумулятивная, то такое совмещение снизит прочность эксплуатационной колонны, а также возможен разрыв пласта по перфорационным отверстиям в зависимости от количества отверстий на один метр продуктивного пласта.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ проведения направленного гидроразрыва пласта, который включает вскрытие пласта вертикальной или наклонно направленной скважиной, перфорацию в заданном интервале продуктивного пласта с закачкой рабочей жидкости для образования щелей в пласте и последующий разрыв пласта через образовавшиеся щели. При этом перфорацию в вертикальной или наклонно направленной скважине осуществляют в заданном ранее неперфорированном интервале продуктивного пласта посредством гидромеханического щелевого перфоратора, с помощью которого формируют азимутально сориентированные щели. После завершения формирования щели гидромеханический щелевой перфоратор извлекают из скважины, а затем спускают насосно-компрессорные трубы с пакером. Производят направленный гидроразрыв пласта на заданном интервале продуктивного пласта через сформировавшуюся щель. После этого производят подъем насосно-компрессорных труб с пакером и спуск насосно-компрессорных труб с промывочным инструментом, с помощью которого производят промывку текущего забоя скважины. Далее устанавливают изолирующий песчаный мост, при помощи которого изолируют образовавшуюся трещину разрыва. Затем производят подъем насосно-компрессорных труб с промывочным инструментом и спуск насосно-компрессорных труб с гидромеханическим щелевым перфоратором, азимутально сориентированным в скважине. Формируют следующую щель, через которую операцию гидроразрыва пласта повторяют для каждой вновь сформированной щели. Образовавшиеся трещины разрыва от следующих операций гидроразрыва пласта изолируют песчаным мостом. Затем спускают насосно-компрессорные трубы с промывочным инструментом и производят промывку искусственного забоя скважины до текущего забоя скважины. При наличии большой мощности продуктивного пласта формирование щелей, а следовательно, и трещин разрыва производят в шахматном порядке относительно друг друга на 90° либо щели формируют парами, в которых щели располагают относительно друг друга на 180°, а пары между собой формируют в шахматном порядке относительно друг друга на 90°. Каждая вновь сформированная щель, через которую повторяют операцию гидроразрыва, изолирована песчаным мостом (Патент РФ № 2452854, опубл. 10.06.2012 - прототип).

Недостатком прототипа является то, что способ успешно и эффективно применим только на терригенных коллекторах девона. В прочих условиях и в условиях многопластовых залежей, когда необходимо интенсифицировать добычу нефти из разных пластов на разных глубинах в одной скважине, способ оказывается малоэффективным или даже приводит к обратному эффекту, выражающемуся в обводнении скважины.

В предложенном изобретении решается задача интенсификации скважины, вскрывшей многопластовую залежь.

Задача решается тем, что в способе интенсификации работы скважины, включающем проведение перфорации сверлящим или фрезерным методом, проведение гидроразрыва через образованные перфорационные отверстия и освоение скважины, согласно изобретению, плотность перфорации назначают не более 10 отверстий на погонный метр интервала перфорации, гидроразрыв проводят в пласте, отделенном непроницаемой перемычкой толщиной не менее 7 м, гидроразрыв пласта проводят в щадящем режиме с малым расходом жидкости разрыва не более 2,0 м³ /мин., с расходом жидкости при замене объема скважины на сшитый гель не более 1,0 м³/мин., пониженной концентрации проппанта не более 1100 кг/м³ и давлении на устье скважины не более 22 МПа.

Сущность изобретения

В условиях многопластовых залежей, когда необходимо интенсифицировать добычу нефти из разных пластов на разных глубинах в одной скважине, известные способы гидроразрывов оказываются малоэффективным или даже приводит к обратному эффекту, выражающемуся в обводнении скважины. В предложенном изобретении решается задача интенсификации скважины, вскрывшей многопластовую залежь. Задача решается следующим образом.

Для интенсификации работы скважины выбирают скважину, вскрывшую продуктивные пласты, разделенных непроницаемой перемычкой толщиной не менее 7 м. В интервалах продуктивных пластов выполняют сверлящим или фрезерным методом перфорацию с плотностью перфорации не более 10 отверстий на погонный метр интервала перфорации. Гидроразрыв последовательно проводят в продуктивных пластах. Гидроразрыв каждого пласта проводят в щадящем режиме с малым расходом жидкости разрыва порядка 1,8-2,0 м³/мин., с пониженным расходом жидкости при замене объема скважины на сшитый гель до величины не более 1,0 м ³/мин., пониженной концентрации проппанта порядка 900-1100 кг/м³ и сниженном давлении на устье скважины до величины порядка 15-22 МПа.

Для реализации гидроразрыва помимо прочих могут быть использованы следующие компоненты:

1. гелеобразователь:

- ГПГ-3 ТУ 2499-072-17197708-2003 производитель ЗАО «Петрохим», Россия;

- WG-40DS производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;

- Jaguar 415 производитель "New energy resources", США;

2. стабилизатор глин:

- калий хлористый «мелкий» ГОСТ 4568-95, Россия;

- WCS-100 производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;

- Stabilizer 10 производитель "New energy resources", США;

3. деэмульгатор:

- WNE-135 производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;

- Sulfactant non-2 производитель "New energy resources", США;

- DSCo DM-1 производитель "Chevron Phillips Chemical Company LP" США;

4. активатор деструкции:

- ПАВ-РД ТУ 2499-072-17197708-2003 производитель ЗАО «Петрохим», Россия;

- ЕВ-А производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;

- AP-Activator производитель "New energy resources", США;

5. деструктор:

- деструктор ХВ ТУ 2499-074-17197708-2003 производитель ЗАО «Петрохим», Россия;

- WGB-1 производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;

- Breaker P производитель "New energy resources", США;

6. сшиватель:

- Боратный сшиватель БС-1 ТУ 2499-069-17197708-2003 производитель ЗАО «Петрохим», Россия;

- WGXL-10.1 производитель "Economy Polymers&Chemicals", США;

- Crosslinker производитель "New energy resources", США.

Воду с растворенным в ней гелеобразователем называют гель. Гель со сшивателем называют сшитый гель. Сшитый гель со стабилизатором глин, деэмульгатором, регулятором деструкции геля и деструктором геля называют жидкость разрыва. Жидкость разрыва с проппантом называют проппантно-гелевой смесью.

Первоначально на основании имеющихся геологических данных составляют план выполнения гидроразрыва, который уточняют в ходе пробной закачки и составляют уточненный план.

Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с пакером над интервалом продуктивного пласта. Все работы проводят при посаженном пакере.

По окончании доставки и расстановки оборудования на территории скважины производят обвязку нагнетательной линии с устьевой арматурой и подключение выносных датчиков, производят набор технической воды для проведения тестовой закачки. В процессе набора воды производят отбор проб технической воды из каждой автоцистерны и их анализ на содержание механических примесей, содержание свободных ионов водорода, определяют температуру. Содержание свободных ионов водорода pH должно быть в пределах 6,5-8,5, температура - в пределах 10-40°C.

По окончании набора воды производят тестовое приготовление жидкости разрыва

- тест на распускание и сшивку. К воде добавляют гелеобразователь. На смесительной установке типа «Warell» производят перемешивание в течение 15-20 мин., затем на измерительном приборе «Fann-35» производят замер вязкости полученной суспензии (при температуре 23°C вязкость должна составлять 21 сП +/-2 сП). При удовлетворительном результате в полученную суспензию при постоянном перемешивании добавляют сшиватель геля. Время сшивки, т.е. структурообразования состава должно быть не более 10 с.

При удовлетворительном результате производят загрузку гелеобразователя. По окончании загрузки расчетного количества реагента производят технологическую выдержку в течение 15-20 мин. на распускание, т.е. на растворение гелеобразователя при постоянном перемешивании при помощи центробежного насоса блендера MS-60 или МТ-60 по системе блендер-смесительная емкость. По истечении времени перемешивания вновь берут пробу полученного геля, замеряют температуру и вязкость отобранной пробы и вновь проверяют на сшивку. При удовлетворительных результатах производят добавление оставшихся реагентов: регулятора деструкции геля, стабилизатора глин. После добавления и доведения до гомогенного состояния путем перемешивания в течение 25-30 мин. производят запуск и прогрев нагнетательных насосов.

Проводят тестовую закачку. При тестовой закачке первым этапом является замена объема скважины на жидкость разрыва. Замену производят путем нагнетания жидкости разрыва с пониженным расходом не более 1,0 м³/мин. в ствол скважины. По мере закачки для образования жидкости разрыва в поток дозирующим насосом подают сшиватель геля и деструктор сшитого геля. Замену объема производят из расчета объема колонны насосно-компрессорных труб до пакерного оборудования + подпакерная зона до кровли интервала перфорации, т.е. всего от 5,5 до 9,5 м³ в зависимости от применяемого скважинного оборудования и конструкции скважины. Закачав необходимый объем жидкости разрыва, закачку останавливают. Производят запись спада давления в течение 10 мин. для оценки изменения потерь на трение и реакции пластов на нагнетание жидкости с низкой скоростью. Замена объема необходима для устранения погрешностей при обработке результатов тестовой закачки, т.к. при инициации разрыва пласта на воде (с динамической вязкостью менее 2-3 сП) геометрия получаемой трещины является не характерной, что связано с высоким процентом отфильтровования в пласт и большими потерями на трение при движении по стволу скважины и трещине в пласте.

По окончании записи спада давления возобновляют закачку жидкости разрыва уже с расходом на гидравлический разрыв порядка 1,8-2,0 м³ /мин. и сниженном давлении на устье скважины до величины порядка 15-22 МПа.

При этом вначале закачивают «подушку», т.е. объем жидкости от 3 до 6 м³. Подушка - это объем жидкости, необходимый для выхода насосных агрегатов на расход и повторного раскрытия трещины в пласте. Затем в жидкость разрыва подают пробную пачку проппанта в объеме 500 -1000 кг с концентрацией от 30 до 200 кг/м³ для блендера МТ-60 и 120-200 кг/м ³ для блендера MS-60, где начальная концентрация связана с ограничениями по работе применяемого оборудования. Объем закачиваемого проппанта возможно варьировать до 1 тн, что зависит от эффективной толщины пласта объекта гидроразрыва. При толщине пласта до 4-х м достаточно 500 кг, при толщине от 4-х м и более целесообразно применение большего объема. Проницаемость пласта большой разницы не играет, так как в первую очередь важно распределение входящего объема проппанта пробной пачки максимально по всей высоте инициированной трещины, а точнее интервала перфорации объекта гидроразрыва. Объем закачиваемой проппантно-гелевой смеси может варьироваться в зависимости от объема пробной пачки и концентрации подачи проппанта. При соблюдении проектных данных, например, объем проппанта 500 кг, концентрация от 30 до 200 кг/м³, объем смеси должен составить 4,4 м³.

После закачки пробной пачки проппанта с концентрацией до 200 кг/м³ и доведения ее до интервала перфорации отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине. Идеальное состояние гидродинамической связи с пластом не дает роста устьевого давления и при движении его по пласту оно также не изменяется. Рост давления при прохождении пробной пачки через интервал перфорации до 1 МПа является признаком удовлетворительной связи и позволяет провести процесс гидроразрыва без изменений основного плана. Наличие роста давления от 1 до 2,5 МПа является признаком возможности получения осложнения на концентрациях проппанта более 350-400 кг/м³, т.е, получение значительного роста устьевого давления вплоть до получения преждевременного «СТОПа» - прекращения приемистости пласта. Наличие роста давления от 2,5 и более МПа является признаком получения преждевременного «СТОП» уже на минимальных концентрациях проппанта от 200 и более кг/м³.

При выявлении роста устьевого давления при прохождении пробной пачки проппанта через интервал перфорации на величину от 1 до 2,5 МПа при проведении основного процесса гидроразрыва увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции (не более 20/40, 16/30 и 16/20 меш) на минимальных концентрациях до 200 кг/м³ до 900-1100 кг на стадию, против закладываемого стандартного объема при проектировании до 500 кг. При этом получаемый эрозийный эффект за счет разрушения породы на стенках трещины позволяет увеличить радиус извилистости трещины в призабойной части пласта и очистки перфорационных отверстий. Эффективность данного мероприятия оценивается по снижению устьевого давления по мере прохождения данной пачки проппанта через зону перфорации и при снижении давления на 1 и более МПа позволяет сделать вывод, что гидравлическая связь с пластом улучшена. При отсутствии признаков восстановления связи с пластом концентрацию подачи проппанта в следующих стадиях в оперативном порядке снижают, ограничиваясь максимальными значениями до 350-400 кг/м³.

По окончании закачки пробной пачки проппанта производят его продавку в пласт. При этом первые 1,5-1,6 м³ продавки производят жидкостью разрыва, что необходимо для исключения размазывания части проппанта по стенкам колонны насосно-компрессорных труб и обсадной колонны за счет перемешивания жидкостей с различной вязкостью. Затем подачу сшивателя и деструктора возможно прекратить и оставшийся объем продавки производят на геле в суммарном объеме «колонна насосно-компрессорных труб + подпакерная зона до кровли интервале перфорации+3 м³» для оттеснения пробной пачки проппанта в глубь трещины для определения степени потерь давления на трение в призабойной зоне пласта. После закачки производят остановку насосных агрегатов, производят запись спада давления в течение 1 часа. При этом в режиме реального времени производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления. На основе комплекса программ «Meyer» полученные данные обрабатывают, где по зависимостям линейных уравнений Хорнера и Нолти-Смита получают данные: эффективность работы жидкости разрыва, значение чистого давления, градиент напряжения в пласте-объекте гидроразрыва, время и давления смыкания трещины, поровое давление в коллекторе, гидравлические потери давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных, таких как градиенты напряжения по разрезу пластов выше и ниже объекта гидроразрыва, значения фильтрации жидкости и мгновенных утечек, значение модуля Юнга к полученным данным обработки тестовой закачки. Откорректированные данные загружают в компьютер для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и составления уточненного измененного плана проведения гидроразрыва (концентрации и количества закачки проппанта, объема подушки, скорости закачки и порядка изменения концентрации при подаче деструктора) при основном процессе гидроразрыва.

На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технической воды и приготовление жидкости разрыва с проведением тестирования. При удовлетворительных результатах теста приступают к проведению гидроразрыва пласта.

Процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным уточненным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации.

Деструктор вводят в поток нагнетаемой жидкости при помощи насоса подачи сухих химических реагентов в соответствии со скоростью нагнетания. Насос подачи сухих химических реагентов включает в себя шнек для дозированной подачи сухого деструктора. Управление дозировкой подачи сухого деструктора осуществляют двумя способами. В случае использования в качестве смесительного агрегата блендер МТ-60 - с пульта управления вручную, в случае использования в качестве смесительного агрегата блендер MS-60 - в автоматическом режиме путем изменения параметров в программе управления блендером Accufrac. В обоих случаях запланированное изменение концентраций подачи деструктора производят одинаково.

При закачке первой порции проппантно-гелевой смеси с концентрацией проппанта до 300 кг/м³ дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля и времени смыкания трещины не менее 12 часов. При закачке второй порции проппантно-гелевой смеси (концентрация проппанта свыше 300 кг/м³) дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля и времени смыкания трещины не более 4 часов.

По окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и в течение 15 минут производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом (гидроудары), отсутствии эффекта перепродавки. После чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления и деструкции геля.

По окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного. Начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4-х часов следующим образом: при давлении свыше 4,0 МПа на устьевом манометре стравливание производится с расходом не более 30 л/мин, до атмосферного давления, при давлении менее 4,0 МПа на устьевом манометре стравливание производится полным открытием устьевой задвижки.

Далее устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем оборудования.

В зависимости от потребностей разработки второй продуктивный пласт в данной скважине подвергают гидроразрыву сразу после первого или спустя некоторое время, в течение которого эксплуатируют скважину.

Пример конкретного выполнения

Проводят интенсификацию работы нефтедобывающий скважины.

Объект интенсификации: пласт Сбр3 в интервале 1244-1247 м отделен от нижележащего водоносного пласта глинистой перемычкой толщиной 7 м.

Литология объекта: песчаники (абсолютная проницаемость 1300 мД, фазовая 563,4 мД).

Конструкция скважины и спущенного оборудования: эксплуатационная колонна диаметром 168 мм герметична.

Перфорация перед гидроразрывом проводится системой сверлящего действия ПГСП-112 (на кабеле) в интервале 1244-1247 м плотностью перфорации 10 отверстий на погонный м интервала.

Спускают насосно-компрессорных трубы, проводят отсыпку забоя песчаным мостом до глубины 1250,7 м.

Спускают пакер на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм на глубину 1234 м и производят посадку пакера.

Объекты, вскрытые перфорацией, не участвующие в гидроразрыве: отсутствуют.

Проводят тестовую закачку. Начальная приемистость объекта гидроразрыва Q-240 м³/сут., начальное давление Рнач=10 МПа, конечное давление Ркон=13 МПа. Выполняют определение качества связи с пластом закачкой 5,2 м³ технической жидкости плотностью 1,05 г/см³ без предварительного насыщения призабойной зоны.

Назначают проектные данные гидроразрыва: объем геля 51 м³ на основе комплекта реагентов «Эконотек» (на жидкой основе WG 40 LDS), количество проппанта 7 тн (20/40-1 тн, 16/30-3 тн, 12/18-3 тн). Предлагаемый расход жидкости не более 1,8 м³/мин, ожидаемые устьевые давления Рнач=18,5 МПа, Рраб=13,7 МПа. Предполагаемая длина трещины созданная 59,35 м, длина трещины закрепленная 59,17 м, высота трещины 16,8 м, закрепленная - 3,4 м. Чистое давление разрыва 5,2 МПа. Максимальная ширина трещины 12,1 мм у интервала перфорации, остаточная ширина после снятия давления 3,2 мм.

При гидроразрыве производят отбор проб технической воды и их анализ на содержание механических примесей, содержание свободных ионов водорода и температуры, производят тестовое приготовление жидкости разрыва, выполняют тест на распускание и сшивку. Результаты удовлетворительные. Готовят гель в объеме 20 м³ на основе жидкого гелеобразователя WG 40 LDS «Эконотек» с загрузкой 7,5 л/м³. Реология - температура 27°С, вязкость 21 сП, время сшивки 4 сек. Производят добавление к гелю деэмульгатора, активатора деструкции и стабилизатора глин, смесь доводят до гомогенного состояния при перемешивании, производят запуск и прогрев нагнетательных насосов.

Производят закачку в колонну насосно-компрессорных труб и замену объема колонны насосно-компрессорных труб на жидкость разрыва в объеме 5,49 м³ с расходом 1 м³/мин. при конечном давлении, равном 17 МПа. Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления - в объеме 18 м³ жидкости разрыва с добавлением 500 кг проппанта фракции 20/40. Пробная пачка прошла интервал перфорации с ростом давления на 1,5 МПа. Полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении чистого давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученных данным обработки тестовой закачки,

Проводят основной процесс гидроразрыва пласта.

Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и уточнения плана проведения гидроразрыва. На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической жидкости и приготовление жидкости разрыва с проведением тестирования. Результаты теста удовлетворительны. Процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным уточненным планом с концентрацией проппанта по стадиям: 120 кг/м³, 200 кг/м³ , 400 кг/м³, 600 кг/м³, 800 кг/м³ , 1000 кг/м³ и давлении на устье скважины 20 МПа, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации за вычетом объема расчетной недопродавки. Максимальный расход при основном процессе 1,8 м³/мин. По окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления. По окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного. Начало стравливания избыточного давления производят по истечении 12-ти часов. Устье скважины разгерметизируют, производят срыв и подъем пакерного оборудования.

По результатам обработки результатов записи устьевых давлений проделанного процесса ролучены следующие данные: длина трещины созданная (одно крыло) 68,5 м, закрепленная - 67,8 м, высота трещины созданная 12,8 м, закрепленная - 3,4 м, признаки прорыва в нижележащий обводненный пласт, начинающийся на глубине 1255 (на 8 метров ниже), отсутствуют.Ширина трещины после снятия давления 3,98 мм, концентрация проппанта в интервале продуктивной части пласта 5,16 кг/м² против проектного 4,2 кг/м² .

Скважина введена в эксплуатацию через 4 суток после завершения работ по гидроразрыву пласта с увеличением дебита жидкости более чем в 3 раза (без роста обводненности продукции), коэффициент продуктивности вырос в 2,3 раза.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет проводить гидроразрыв в щадящем режиме, с созданием высокопроводимой трещины в бобриковских отложениях с высокой проницаемостью, исключая риски прорыва трещины в нижележащие обводненные коллектора. Применение предложенного способа позволит интенсифицировать работу залежей с бобриковскими отложениями.

Применение предложенного способа позволит решить задачу интенсификации скважины, вскрывшей многопластовую залежь.