[1]Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности используется для гидравлического разрыва пласта (ГРП) в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды.
[2]Известен способ гидроразрыва малопроницаемого пласта (Патент RU №2402679, МПК E21B 43/26, опубл. 27.10.2010 г., бюл. №30), включающий спуск колонны труб в скважину в интервал продуктивного пласта, закачку гелированной жидкости по колонне труб в интервал продуктивного пласта с образованием трещины. В процессе закачки обеспечивают турбулентный режим течения жидкости в трещине посредством закачивания гелированной жидкости с вязкостью менее 0,01 Па⋅c со скоростью закачки не менее 8 м3/мин, производят крепление трещины разрыва закачкой гелированной жидкости с проппантом, покрытым резиновой оболочкой, причем радиус проппанта, покрытого резиновой оболочкой, определяют расчетным путем.
[3]Недостатками данного способа являются:
[4]- во-первых, низкая эффективность реализации способа, так как в процессе образования трещины она может развиться не в направлении главного максимального напряжения, а в направлении водоносного горизонта, особенно в скважинах с подошвенной водой, что может привести к прорыву трещины в водоносный горизонт и, как следствие, резкому обводнению продукции;
[5]- во-вторых, низкая надежность проведения ГРП, связанная с преждевременным выпадением проппанта из гелированной жидкости (жидкости-носителя) в процессе крепления трещины. Это связано с тем, что проппант, покрытый резиновой оболочкой, невозможно продавить через перфорационные отверстия пласта диаметром 3-6 мм в трещину для ее закрепления, что приведет к резкому скачку давления в колонне труб, аварийной остановке процесса и недостижению проектных параметров трещины;
[6]- в-третьих, низкое качество изоляции скважины от перетока по трещине попутной и/или подошвенной воды проппантом, покрытым резиновой оболочкой, не имеющей возможности набухания, что вызовет резкое обводнение скважины;
[7]- в-четвертых, нахождение нижнего конца колонны труб в интервале пласта чревато прихватом колонны труб при резком повышении давления, например во время крепления трещины, и, как следствие, проведением аварийных работ;
[8]- в-пятых, низкая проводимость трещины разрыва, так как в процессе разрыва пласта гель образует осадок в трещине, что способствует неполному закреплению трещины проппантом одной фракции.
[9]Наиболее близким по технической сущности является способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой (Патент RU №2566542, МПК E21B 43/26, опубл. 27.10.2015 г., бюл. №30), включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб, НКТ, с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины проппантом, стравливание давления из скважины. При этом до спуска в скважину колонны НКТ с пакером геофизическими методами определяют ориентацию главного максимального напряжения в продуктивном пласте, затем в верхней половине продуктивного пласта осуществляют кумулятивную перфорацию, ориентированную в направлении главного максимального напряжения, затем отсекают нижнюю половину продуктивного пласта скважины, спускают колонну НКТ с пакером в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился на уровне кровли продуктивного пласта, производят посадку пакера, осуществляют ГРП закачкой по колонне НКТ гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют линейный гель с расходом 0,3 м3/мин с созданием трещины в продуктивном пласте, затем производят крепление трещины в продуктивном пласте в четыре цикла чередующейся закачкой по колонне НКТ жидкости-носителя через интервал ориентированной перфорации продуктивного пласта равными порциями линейного геля с облегченным проппантом 20/40 меш и равными порциями сшитого геля с добавлением соли NaCl с концентрацией 400 кг/м3. Причем равные порции сшитого геля по объему в два раза меньше равных порций линейного геля, а количество равных порций сшитого геля на одну порцию меньше равных порций линейного геля. Концентрацию облегченного проппанта 20/40 меш в линейном геле ступенчато увеличивают на 100 кг/м3 с первой по третью порции в каждом цикле, начиная с концентрации 100 кг/м3, в последнем четвертом цикле производят закачку одной порции линейного геля, содержащего облегченный проппант 16/20 меш с концентрацией 400 кг/м3, а затем производят закачку и продавку 15% водного раствора соляной кислоты в трещину продуктивного пласта в объеме, равном половине суммы объемов линейного и сшитого гелей, закачанных в трещину в процессе крепления трещины, разгерметизацию пакера и извлечение колонны НКТ с пакером из скважины.
[10]Недостатками данного способа являются:
[11]- во-первых, низкая проводимость трещины, обусловленная преждевременным выпадением проппанта из жидкости-носителя в интервале перфорации, что способствует неравномерному заполнению трещины проппантом, т.е. в трещине образуются пустоты, которые затем смыкаются, что резко ухудшает проводимость трещины;
[12]- во-вторых, низкая надежность реализации способа, связанная с выполнением геофизической партией кумулятивной перфорации, имеющей диаметр отверстий 3-6 мм, поэтому в процессе закачки проппанта со ступенчатым увеличением его концентрации увеличивается и сопротивление в интервале перфорации, что может вызвать опасность резкого скачка давления в колонне НКТ, аварийную остановку процесса и недостижение проектных параметров трещины;
[13]- в-третьих, низкая эффективность изоляции трещины от попутной и/или подошвенной воды с помощью сшитого геля с добавлением соли NaCl с концентрацией 400 кг/м3. Это создает лишь временный эффект до момента вымывания водой соли и только в нижней части трещины, что в последующем вызывает попадание через трещину в скважину попутной и/или подошвенной воды и резкое обводнение скважины, при этом вода, прорвавшаяся в трещину, сверху свободно перетекает в скважину;
[14]- в-четвертых, низкое качество крепления трещины в призабойной зоне пласта (ПЗП), облегченным проппантом, выносящимся из ПЗП, состоящей из слабосцементированных пород при последующем освоении скважины, и, как результат, смыкание трещины в ПЗП;
[15]- в-пятых, дополнительные затраты, связанные с привлечением геофизической партии для определения направления главного максимального напряжения в пласте и выполнением кумулятивной перфорации.
[16]Техническими задачами изобретения являются повышение проводимости трещины, состоящей из слабосцементированных пород с качественным креплением ПЗП, эффективности изоляции трещины от попутной и/или подошвенной воды, надежности реализации способа и снижение дополнительных затрат на его реализацию.
[17]Поставленные технические задачи решаются способом гидравлического разрыва пласта (ГРП), включающим выполнение перфорации в интервале пласта скважины, ориентированной в направлении главного максимального напряжения, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в скважину, посадку пакера, проведение ГРП закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины в пласте циклической чередующейся закачкой по колонне НКТ жидкости-носителя с проппантом, стравливание давления из скважины, разгерметизацию пакера и извлечение колонны НКТ с пакером из скважины.
[18]Новым является то, что для выполнения перфорации в скважину до интервала подошвы пласта спускают гидромеханический перфоратор на колонне НКТ, выполняют пары перфорационных отверстий по периметру скважины от подошвы к кровле пласта со смещением на угол 30° при выполнении каждой пары перфорационных отверстий, после выполнения перфорации колонну НКТ с перфоратором извлекают из скважины, в качестве гидроразрывной жидкости применяют гелированную нефть, определяют общий объем гелированной нефти, производят закачку гелированной нефти по колонне НКТ в интервал пласта с образованием трещины разрыва, объем гелированной нефти после образования трещины используют в качестве жидкости-носителя в процессе крепления трещины, при этом перед креплением трещины объем оставшейся гелированной нефти делят на две равные части, и обе равные части гелированной нефти закачивают в пять циклов чередующимися равными порциями сверхлегкого проппанта фракции 40/80 меш, покрытого водонабухающей резинополимерной композицией концентрацией 600 кг/м3 с наполнителем стекловолокном в количестве от 1 до 1,8% от веса проппанта, со ступенчатым увеличением на 0,2% в каждой порции, и равными порциями проппанта с размером фракции 20/40 меш со ступенчатым увеличением концентрации в каждой порции на 200 кг/м3, начиная от 200 до 800 кг/м3, причем пятой порцией закачивают RSP-проппант фракции 12/18 меш концентрацией 1000 кг/м3.
[19]На фиг. 1 схематично изображен процесс перфорации интервала пласта в скважине.
[20]На фиг. 2 схематично изображена развертка интервала перфорации пласта.
[21]На фиг. 3 схематично изображен устьевой фланец с метками и колонна труб с риской в процессе проведения ГРП.
[22]На фиг. 4 схематично изображен процесс ГРП.
[23]На фиг. 5 схематично изображено направление развития трещины.
[24]В скважину 1 (см. фиг. 1 и 2) до подошвы пласта 2 на колонне НКТ 3 спускают гидромеханический перфоратор 4, например используют гидромеханический перфоратор ПГМ-168 конструкции института «ТатНИПИнефть».
[25]Перфорируют интервал пласта 2 выполнением шести пар отверстий (прямоугольного сечения) 5' и 5ʺ, 6' и 6ʺ, 7' и 7ʺ, 8' и 8ʺ, 9' и 9ʺ, 10' и 10ʺ снизу вверх с подъемом и поворотом колонны труб на 30° при каждом последующем проколе.
[26]Высоту 1 подъема колонны НКТ 3 между парами отверстий 5' и 5ʺ, 6' и 6ʺ, 7' и 7ʺ, 8' и 8ʺ, 9' и 9ʺ, 10' и 10ʺ определяют как высоту пласта 2, разделенную на семь равных частей.
[27]Например, при высоте пласта hпл=3,5 м высота 1 между парами отверстий 5' и 5ʺ, 6' и 6ʺ, 7' и 7ʺ, 8' и 8ʺ, 9' и 9ʺ, 10' и 10, а также от кровли и подошвы пласта 2 будет равна:
[28]
.
[29]В процессе реализации способа необходимо получить шесть пар отверстий 5' и 5ʺ, 6' и 6ʺ, 7' и 7ʺ, 8' и 8ʺ, 9' и 9ʺ, 10' и 10ʺ с равным углом поворота 30° между ближайшими парами. Например, между парой отверстий 7' и 7ʺ (см. фиг. 3) угол поворота снизу относительно отверстий 6' и 6ʺ и выше относительно отверстий 8' и 8ʺ составляет 30°.
[30]С этой целью применяют устьевой фланец (на фиг. 3 показан условно), имеющий насечки 11', 11ʺ, 11ʺ', 11ʺʺ, 11ʺʺ', 11ʺʺʺ по периметру с углом 30° (см. фиг. 2 и 3), соответствующие каждой паре отверстий 5' и 5ʺ, 6' и 6ʺ, 7' и 7ʺ, 8' и 8ʺ, 9' и 9ʺ, 10' и 10ʺ.
[31]На поверхности колонны НКТ 3 наносят одну риску 12 (см. фиг. 1 и 3), например, длиной 10-50 мм и глубиной 2 мм.
[32]Размещают риску 12 колонны НКТ 3 напротив отметки 11' устьевого фланца. В таком положении без вращения колонны НКТ 3 с гидромеханическим перфоратором 4 на конце приподнимают колонну НКТ 3 от подошвы пласта 2 на высоту 1=0,5 м. Выполняют пару отверстий 5' и 5ʺ в интервале пласта 2 скважины 1 с помощью гидромеханического перфоратора 4 (за счет радиального выдвижения двух резцов, размещенных относительно друг друга под углом 180°) согласно инструкции по его эксплуатации.
[33]Затем вновь приподнимают колонну НКТ 3 с гидромеханическим перфоратором 4 вверх на высоту 1=0,5 м, при этом поворачивают колонну НКТ 3 до размещения ее риски 12 напротив метки 11ʺ на устьевом фланце, например по часовой стрелке, и производят выполнение с помощью гидромеханического перфоратора 4 пары отверстий 6' и 6ʺ в интервале пласта 2 скважины 1.
[34]Далее аналогичным образом, поворачивая колонну НКТ 3 (см. фиг. 2 и 3) по часовой стрелке на 30° и последовательно совмещая риску 12 колонны НКТ 3 с метками 11ʺ', 11ʺʺ, 11ʺʺ', 11ʺʺʺ, выполняют еще четыре соответствующие пары отверстий 7' и 7ʺ, 8' и 8ʺ, 9' и 9ʺ, 10' и 10ʺ в интервале пласта 2 скважины 1.
[35]Направление перфорации снизу вверх в скважине 1 выбирают с целью исключения прихвата резцов (на фиг. 1 показаны условно) гидромеханического перфоратора 4 при их выдвижении ранее выполненными парами отверстий 5' и 5ʺ, 6' и 6ʺ, 7' и 7ʺ, 8' и 8ʺ, 9' и 9ʺ, 10' и 10ʺ (см. фиг. 2) Таким образом, в интервале пласта 2 (см. фиг. 1) скважины 1 получают перфорационные отверстия 5' и 5ʺ, 6' и 6ʺ, 7' и 7ʺ, 8' и 8ʺ, 9' и 9ʺ, 10' и 10ʺ.
[36]Выполнение пар отверстий 5' и 5ʺ, 6' и 6ʺ, 7' и 7ʺ, 8' и 8ʺ, 9' и 9ʺ, 10' и 10ʺ с поворотом на 30° позволяет создать направление образования трещины 13 (см. фиг. 4 и 5) в пласте 2 в направлении главного максимального напряжения пород (σmax) при последующем проведении ГРП в пласте 2 (см. фиг. 2 и 5).
[37]Например, направление пары отверстий 7' и 7ʺ в интервале продуктивного пласта 2 совпадает с направлением главного максимального напряжения пород (σmax) в пласте 2, что исключает затраты, связанные с привлечением геофизической партии для определения направления главного максимального напряжения в пласте, так как применяют гидромеханический перфоратор, с помощью которого выполняют парные перфорационные отверстия под углом 30°.
[38]Кроме того, применение гидромеханического перфоратора для перфорации в сравнении с кумулятивной перфорацией повышает надежность проведения ГРП, так как в процессе перфорации образуются пары отверстий 5' и 5ʺ, 6' и 6ʺ, 7' и 7ʺ, 8' и 8ʺ, 9' и 9ʺ, 10' и 10ʺ, при этом каждое из этих перфорационных отверстий имеет прямоугольную форму минимальным размером сторон 10 на 20 мм, что в разы больше размеров зерен закачиваемого проппанта (см. табл.). Таким образом, при реализации предлагаемого способа резко снижаются гидравлические сопротивления в интервале перфорации, поэтому полностью исключаются скачок давления в колонне НКТ, аварийная остановка процесса ГРП и недостижение проектных параметров трещины.
[39]Далее извлекают из скважины 1 колонну НКТ 3 с гидромеханическим перфоратором 4 и приступают к проведению ГРП. В качестве гидроразрывной жидкости при образовании трещины 13 применяют гелированную нефть.
[40]В скважину 1 спускают колонну НКТ 3 с пакером 14. В качестве пакера применяют любой известный пакер. Производят посадку пакера 14 в скважине 1, например, на 5 м выше кровли пласта 2 и осуществляют герметизацию заколонного пространства колонны НКТ 3.
[41]Нижний конец колонны НКТ 3 размещают выше кровли пласта 2, например, на 2 м.
[42]Расстояние, равное 2 м, позволяет исключить прихват колонны НКТ 3 в случае преждевременного получения резкого скачка давления в процесс крепления трещины 13.
[43]На устье скважины 1 верхний конец колонны НКТ 3 обвязывают с нагнетательной линией 15, установив между ними задвижку 16. Нагнетательную линию 15 соединяют с насосными агрегатами (на фиг. 1-5 не показаны) для закачки гелированной нефти.
[44]Определяют общий объем гелированной нефти по следующей формуле:
[45]
,
[46]где Vг - общий объем гелированной нефти, м3;
[47]k=11-12 - коэффициент перевода, м3/м;
[48]Нп - высота пласта, м.
[49]В данной формуле коэффициент перевода получен опытным путем и зависит от физико-химических свойств пласта 2 (см. фиг. 1), в котором производят ГРП.
[50]Например, высота пласта равна 3,5 м.
[51]Подставляя в формулу , получаем общий объем гелированной нефти:
[52]
.
[54]Гелированную нефть готовят на устье скважины путем добавления в нефть любого известного загеливающего агента, например вещества HGG-77, приготовленного на основе фосфатного эфира в малогорючем растворителе и предназначенного для создания гелированнной нефти концентрацией 5 л/м3=0,005 м3/м3.
[55]Таким образом, для приготовления гелированной нефти в объеме Vг=40 м3 необходимо: 
.
[56]На устье скважины в емкость (на фиг. 1-5 не показана) заливают нефть в объеме 39,8 м3 и добавляют 0,2 м3=200 л загеливающего агента и перемешивают.
[57]Тогда 
.
[58]С помощью насосных агрегатов по нагнетательной линии 15 (см. фиг. 4) через открытую задвижку 16 в скважину 1 по колонне НКТ 3 через перфорационные отверстия 5' и 5ʺ, 6' и 6ʺ, 7' и 7ʺ, 8' и 8ʺ, 9' и 9ʺ, 10' и 10ʺ в интервал пласта 2 закачивают гелированную нефть до достижения разрыва пород пласта 2. Например, разрыв породы пласта 2 происходит через пару отверстий 7' и 7ʺ, направление которых параллельно направлению главного максимального напряжения σmax (см. фиг. 4 и 5) и образованию трещины 13, о чем будет свидетельствовать падение давления закачки и увеличение приемистости пласта 2.
[59]Так, в процессе закачки гелированной нефти достигли давления 30 МПа, а вследствие образования трещины 13 произошло падение давления закачки гелированной нефти на 25%, т.е. до 
, при этом приемистость пласта 2 увеличилась на 30%, например от 7,0 до 9,1 м3/мин, т.е. 
. В процессе образования трещины 13 по колонне труб в пласт 2 была закачана гелированная нефть в объеме, например, 30 м3.
[60]Использование гелированной нефти исключает набухание водонабухающей резинополимерной композиции, которой покрыт проппант для крепления трещины 13, так как гелированная нефть не вступает в реакцию с водонабухающей резинополимерной композицией.
[61]Объем гелированной нефти (Vг2) после образования трещины 13, т.е. оставшийся объем используют в качестве жидкости-носителя в процессе крепления трещины 13:
[62]
.
[63]Перед креплением трещины 13 объем оставшейся гелированной нефти (Vг2) делят на две равные части и обе равные части гелированной нефти закачивают в пять циклов чередующимися равными порциями сверхлегкого проппанта фракции 40/80 меш, покрытого водонабухающей резинополимерной композицией с наполнителем стекловолокном в количестве от 1 до 1,8% от веса проппанта, со ступенчатым увеличением на 0,2% в каждой порции, и равными порциями проппанта с размером фракции 20/40 меш, со ступенчатым увеличением концентрации в каждой порции на 200 кг/м3, начиная от 200 до 800 кг/м3, причем пятой порцией закачивают RSP-проппант фракции 12/18 меш концентрацией 1000 кг/м3.
[64]Осуществляют крепление трещины 13 следующим образом:
[65]Сначала оставшийся объем гелированной нефти(Vг2) делят на две равные части:
[66]
;
[67]
- объем жидкости-носителя (гелированной нефти) для закачек порций сверхлегкого проппанта фракции 40/80 меш, покрытого водонабухающей резинополимерной композицией концентрацией 600 кг/м3, с наполнителем стекловолокном в количестве от 1 до 1,8% от веса проппанта, со ступенчатым увеличением на 0,2% в каждой порции;
[68]
- объем жидкости-носителя (гелированной нефти) для закачек порций проппанта с размером фракции 20/40 меш со ступенчатым увеличением концентрации в каждой порции на 200 кг/м3, начиная с 200 до 800 кг/м3, причем пятой порцией закачивают RSP-проппант фракции 12/18 меш концентрацией 1000 кг/м3.
[69]Крепление трещины 13 осуществляют с помощью насосных агрегатов по нагнетательной линии 15 (см. фиг. 4) через открытую задвижку 16 в скважину 1 по колонне НКТ 3 через отверстия 5' и 5ʺ, 6' и 6ʺ, 7' и 7ʺ, 8' и 8ʺ, 9' и 9ʺ, 10' и 10ʺ пласта 2 в пять циклов, не прерывая закачки между циклами.
[75]В результате крепления трещины 13 по всей ее поверхности создается водоизолирующий экран 17 (см. фиг. 4) из слоя сверхлегкого проппанта фракции 40/80 меш, покрытого водонабухающей резинополимерной композицией, закрепленного стекловолокном 18, образующим сеточную структуру между зернами сверхлегкого проппанта.
[76]При реализации способа применяют короткие малого диаметра стекловолокна 18, например, с диаметром 10-20 микрон и длиной 10 мм, со ступенчатым увеличением их содержания в сверхлегком проппанте на 0,2% с каждой порцией от конца трещины до ее начала (интервала перфорации пласта 2), что обеспечивает максимальную стабильность поверхностного слоя водоизолирующего экрана 17 (сверхлегкого проппанта фракции 40/80 меш, покрытого водонабухающей резинополимерной композицией) в начале трещины 13, так как сжимающая нагрузка по окончании крепления трещины 13 и стравливания давления увеличивается от конца к началу трещины, т.е. в призабойной зоне пласта 2 трещина 13 испытывает максимальную сжимающую нагрузку. Кроме того, RSP-проппант фракции 12/18, закачиваемый в трещину 13 в последнем пятом цикле, спекается в призабойной зоне пласта 2, обеспечивая устойчивость крепления трещины 13, что исключает вынос проппанта в скважину и смыкание трещины в призабойной зоне пласта 2, состоящей из слабосцементированных пород при последующем освоении скважины. Все это повышает качество крепления трещины в призабойной зоне пласта 2.
[77]Крепление трещины 13 осуществляют циклической закачкой порций сверхлегкого проппанта фракции 40/80 меш, имеющего плотность ρ1=1050 кг/м3 со стекловолокном, которые чередуют с порциями проппанта фракцией 20/40 меш и порцией RSP-проппанта фракции 12/18 меш, имеющих плотность ρ2=2600 кг/м3.
[78]Сначала закачивается проппант меньшей плотности (ρ1), а затем проппант большей плотности (ρ2), поэтому в процессе крепления трещины 13 происходит выдавливание проппантом большей плотности проппанта меньшей плотности (сверхлегкого проппанта фракции 40/80 меш плотностью ρ=1050 кг/м3) на периферию трещины 13, при этом проппант большей плотности (проппант 19 фракцией 20/40 меш и RSP-проппант 20 фракцией 12/18 меш) размещается в центральной части трещины 13.
[79]Таким образом, повышается проводимость трещины, так как в процессе крепления трещины 13 исключается преждевременное выпадение проппанта из жидкости-носителя в интервале перфорации, что способствует равномерному заполнению трещины проппантом, т.е. исключаются пустоты при смыкании трещины.
[80]Сверхлегкий проппант, покрытый водонабухающей резинополимерной композицией, имеет возможность набухания только в воде (в нефти данная композиция не набухает) до 300% от первоначальной толщины 0,4 мм, что приводит к уплотнению набухающей резинополимерной композиции проппанта 17 на поверхности трещины 13, предотвращая доступ воды, исключая обводнение скважины. В результате повышается эффективность изоляции трещины от перетока по ней в скважину 1 попутной и/или подошвенной воды.
[81]Покрытие проппанта - это модифицированное покрытие ВНР-400 (отношение массовых частей В50Э к каучуку - 400/100) резинополимерной композицией на основе бутадиен-нитрильного каучука марки БНКС-28АМН и водонабухающего полиакриламида марки В-50Э. Водонабухающей резинополимерной композицией покрывают исходную фракцию проппанта (см. табл.), при этом толщина самого слоя этой композиции составляет примерно 0,4 мм, что получено опытным путем.
[82]
[83]По окончании крепления трещины стравливают давление из скважины 1, распакеровывают пакер 14 и извлекают его с колонной НКТ 3 из скважины 1. Процесс ГРП закончен.
[84]Предлагаемый способ ГРП позволяет:
[85]- повысить эффективность изоляции трещины от попутной и/или подошвенной воды;
[86]- повысить проводимость трещины и надежность реализации способа;
[87]- повысить качество крепления призабойной зоны пласта;
[88]- снизить дополнительные затраты, отказавшись от привлечения геофизической партии.
с концентрацией 600 кг/м3 и наполнителем стекловолокном 18 в количестве 1,0% от веса проппанта, т.е. 
, а также порции гелированной нефти объемом 
проппанта 19 фракции 20/40 меш с концентрацией 200 кг/м3.
с концентрацией 600 кг/м3 и наполнителем стекловолокном в количестве 1,2% от веса проппанта, т.е. 
, а также порции гелированной нефти объемом 
с проппантом 19 фракции 20/40 меш с концентрацией 400 кг/м3.
с концентрацией 600 кг/м3 и наполнителем стекловолокном в количестве 1,4% от веса проппанта, т.е. 
, а также порции гелированной нефти объемом 
с проппантом 19 фракции 20/40 меш с концентрацией 600 кг/м3.
с концентрацией 600 кг/м3 и наполнителем стекловолокном в количестве 1,6% от веса проппанта, т.е. 
, а также порции гелированной нефти объемом: 
с проппантом 19 фракции 20/40 меш с концентрацией 800 кг/м3.
с концентрацией 600 кг/м3 и наполнителем стекловолокном в количестве 1,8% от веса проппанта, т.е. 
, а также порции гелированной нефти объемом: 
с RSP-проппантом 20 фракции 12/18 меш с концентрацией 1000 кг/м3.
