CC BY
66
ДОБЫЧА
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-8-87-92
УДК 608 I Научная статья
Поиск оптимальной массы проппанта
при проведении многостадийных гидроразрывов
пласта в горизонтальных скважинах
Жаркова К.В., Пупков Н.В.
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия kvzharkova@tnnc.rosneft.ru
Аннотация
В данной статье рассмотрен инженерный подход к обоснованию оптимальной массы закачиваемого проппанта для горизонтальных скважин с МГРП.
Объектом исследования является классический низкопроницаемый пласт с характерной для района проницаемостью и применением технологии МГРП для вовлечения запасов в разработку. Объемы закачиваемого в пласт проппанта на каждой стадии гидроразрыва определены опытным путем.
В ходе работы подобран подход на основании статистического анализа и осреднении данных большого объема проведенных ГРП.
В работе разработана система инженерного обоснования предельной массы закачиваемого в пласт проппанта и установлен экономический предел рентабельности увеличения объема трещин.
Материалы и методы
Обобщен опыт проведения ГРП на месторождении, обоснована оптимальная масса проппанта для достижения лучших ТЭП скважин, изучены и проанализированы фактические операции гидроразрыва пласта, проведенные на месторождении, установлены зависимости параметров геометрии трещины от массы проппанта, позволяющие корректно смоделировать параметры трещины, и определены
лучшие параметры для различных зон насыщения объекта по технико-экономическим показателям.
Ключевые слова
низкая проницаемость, многостадийный гидроразрыв пласта, горизонтальная скважина, проппант
Для цитирования
Жаркова К.В., Пупков Н.В. Поиск оптимальной массы проппанта при проведении многостадийных гидроразрывов пласта в горизонтальных скважинах // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 8. С. 87-92. Р01: 10.24412/2076-6785-2022-8-87-92
Поступила в редакцию: 10.11.2022
OIL PRODUCTION UDC 608 I Original paper
Search for the optimal proppant weight when carrying out multi-stage hydraulic fracturing in horizontal wells
Zharkova K.V., Pupkov N.V.
"Tyumen petroleum research center" LLC, Tyumen, Russia kvzharkova@tnnc.rosneft.ru
Abstract
This article discusses an engineering approach to substantiate the optimal mass of injected proppant for horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing.
The object of study is a classic low-permeability reservoir with permeability characteristic of the area and the use of multi-stage hydraulic fracturing technology to bring reserves into development. The volumes of proppant injected into the reservoir at each stage of hydraulic fracturing are determined empirically.
In the course of the work, an approach was selected based on static analysis and averaging of data from a large volume of hydraulic fracturing. In this work, a system of engineering justification of the maximum mass of proppant injected into the reservoir has been developed and the economic profitability limit of increasing the volume of fractures has been established.
Materials and methods
The experience of hydraulic fracturing at the field was summarized, the optimal proppant mass was substantiated to achieve the best TEC of wells, the actual hydraulic fracturing operations performed at the field were studied and analyzed, the dependences of the fracture geometry parameters on the proppant mass were established, allowing to correctly model the fracture parameters and the best parameters for
various zones were determined saturation of the object according to technical and economic indicators.
Keywords
low permeability, multi-stage hydraulic fracturing, horizontal well, proppant
For citation
Zharkova K.V., Pupkov N.V. Search for the optimal proppant weight when carrying out multi-stage hydraulic fracturing in horizontal wells . Exposition Oil Gas, 2022, issue 8, P. 87-92. (In Russ). DOI: 10.24412/2076-6785-2022-8-87-92
Received: 10.11.2022
Введение
Гидроразрыв пласта остается одним из самых популярных методов интенсификации притока в России и Западной Сибири, в то же время оставаясь самым эффективным методом. В настоящее время в связи с переходом на преимущественное бурение горизонтальных скважин, в том числе и на низкопроницаемые пласты, активно применяется технология многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП). Ввиду широкого применения МГРП на практике и в связи с большими затратами на проведение операций возрастает роль планирования массы закачки проппан-та для достижения максимальной эффективности [2]. Масса закачиваемого проппанта -один из ключевых показателей, влияющий на параметры трещины и экономическую эффективность ГРП.
В эпоху запуска первых скважин с гидроразрывом пласта масса закачиваемого проп-панта не превышала 5 т (90-е годы). Такие объемы ГРП были обусловлены техническим потенциалом и высокой стоимостью работ на тот момент. С каждым годом технологии проведения ГРП совершенствуются, снижается стоимость операций и, как следствие, увеличиваются объемы закачек проппанта в пласт. Масса проппанта при проведении ГРП ежегодно растет и достигает на сегодняшний день 100-120 т на одну стадию, в исключительных случаях закачивается до 250 т проппанта — такие работы являются уникальными на сегодня.
В настоящий момент текущие параметры ГРП считаются оптимальными, как и 5-7 лет назад оптимальной считалась масса 40-60 т проппанта на стадию. Действующий опыт применения ГРП основан на имеющемся факте, но не предусматривает оценку предельных объемов закачки. Выполненный обзор литературы также указывает на отсутствие публикаций по поиску оптимальной массы проппанта, закачиваемого в пласт.
Учитывая тренды удешевления технологий, в работе поставлена задача поиска оптимальных предельных параметров ГРП, определяющих направление развития технологии ГРП на конкретном месторождении.
Исходные данные
На сегодняшний день все скважины, вводимые на одном из месторождений Западной Сибири, предполагают вовлечение запасов с ГРП (МГРП), целевая масса проппанта не имеет предельного ограничения «сверху» — а ограничена лишь промысловым фактическим опытом.
Разрабатываемый объект ЮВ1 представлен двумя терригенными пластами (ЮВ1(1) и ЮВ1(2+3)) со сложным геологическим строением. Горизонт ЮВ1 характеризуется резкой литологической изменчивостью, наклонными поверхностями ВНК, сложной морфологией ловушек и наличием дизъюнктивной тектоники, средняя проницаемость пласта составляет 4,7 мД, коэффициент нефтенасыщенно-сти — 0,49 д. ед. Пласты ЮВ1(1) и ЮВ1(2+3) перекрываются на 60 % нефтенасыщенной площади, в зонах перекрытия выделяется три характерных вида разреза (рис. 2):
• чисто нефтяная зона (ЧНЗ) для объекта в целом;
• ЧНЗ по пласту ЮВ1(1) и водонефтяная зона (ВНЗ) по пласту ЮВ1(2+з);
• ЧНЗ по пласту ЮВ1(1) и водонасыщенный пласт ЮВ1(2+3).
Наибольшая по площади и запасам — зона № 2.
В действующем проектном документе на объекте была заложена однорядная система разработки с добывающими рядами горизонтальных скважин (ГС) и закачкой в наклонно направленные скважины (ННС).
В настоящее время оптимальная масса закачки проппанта остается неопределенной.
На объекте ЮВ1 утверждено бурение 1 030 скважин (из них 378 ГС с МГРП).
Гидроразрыв пласта на месторождении Западной Сибири вводится с 2005 года. Первые операции были малообъемными, тоннаж составлял 5-30 т/операцию. Далее, в процессе технологического совершенствования масса проппанта увеличивалась до 40, 50 и даже 100 т. Максимальная масса проппанта составила 149,5 т.
Методика расчетов
Для определения оптимальной массы проппанта на стадию предполагается следующий подход:
• определить аналитические зависимости;
• выполнить имитационные расчеты для различных зон, ограничивающих технологию;
• провести экономическую оценку в текущих макроусловиях;
Рис. 1. Объект ЮВ1 месторождения Западной Сибири на карте ННТ
Fig. 1. Object YuV1 of the West Siberian field on the map of the initial oil-saturated thicknesses
геологическая зона 1 — ЧНЗ ЮВ1 __
geological zone 1 - oil area YuVl
геологическая зона 2 - ЧНЗ ЮВ1(1), ВНЗ ЮВ1(2+3) geological zone YuV 2 - oil area YuVl(l), water-oil zone YuVl(2+3) геологическая зона 3 - ЧНЗ ЮВ1(1), ЮВ1(2+3) - вода geological zone 3 - oil area YuVl(l), YuVl(2+3) -water
Рис. 2. Геологические зоны объекта ЮВ1 месторождения Западной Сибири Fig. 2. Geological zones of object YuV1 of the West Siberian field
• выбрать оптимальные целевые тоннажи ГРП в абсолюте (по технологии) и при текущих экономических параметрах.
Аналитические зависимости
В первую очередь требуется получить зависимость массы проппанта — параметра трещины ГРП.
В основу данного исследования легла методология проектирования М. Экономи-деса — «Унифицированный дизайн ГРП» [1]. В которой утверждается: «Ключ к технической оптимизационной задаче состоит в том, что величина вскрытия трещины и безразмерная проводимость трещины соревнуются за один и тот же ресурс: расклиненный объем». Поскольку свойства пласта и проппанта, а также объем проппанта — величины фиксированные, то приходится искать оптимальный компромисс между шириной и длиной трещины. Но для принятия окончательного решения требуется оптимизация массы закачанного проппанта и необходима экономическая оценка.
Мы имеем средство проектировать и получать трещины, которые удовлетворяют условиям оптимума по безразмерному
индексу продуктивности, приведенному на рисунках 3-4.
Учитывая накопленный опыт проведения МГРП на пласте (более 700 операций), построены зависимости объема, полудлины и ширины трещины от массы проппанта, которые используются в дальнейшем для прогноза параметров трещины и применялись при создании ГРП в моделях. Технологические параметры проведения операций гидроразрыва (скорость закачки, давления и расход), а также размерность зерен проппанта приняты неизменными для всех выполненных операций, т.к. применены стандартные технологии (ГРП на водной основе) (фракция проппанта 20/40), работы выполнены одним подрядчиком. Возможное влияние изменения технологии проведения ГРП на дизайн и параметры трещин в данной работе не учтено.
Полученные зависимости (рис. 5) соответствуют оптимальным значениям параметров трещины. Отмечается разброс параметров трещин для одного значения Мпроппанта. Предположительно, он связан с неоднородностью геологического строения пласта и изменчивостью распространения коллектора по площади. Несмотря на изменчивость в построенных зависимостях прослеживается тренд с высокой степенью корреляции, т.е. полученные параметры будут характеризовать «среднюю» скважину рассматриваемого пласта.
В рамках данного исследования рассматриваются неразбуренные зоны, где изменения пластового давления еще не произошли.
Необходимо дальнейшее изучение для определения оптимальной массы проппанта в зонах с изменением пластового давления.
В случае активного повторного ГРП или ГРП в зонах пониженного пластового давления, необходим учет изменения напряжений.
Имитационные расчеты
Далее необходимо выполнить серию имитационных расчетов с различной массой проппанта на стадию ГРП, определить предельную величину массы проппанта - с позиции экономической эффективности, то есть определить технологический предел увеличения массы проппанта.
Для каждой из трех выделенных на рисунке 2 зон определены типовые участки (секторные модели) и проведены многовариантные расчеты для оценки технологического эффекта от увеличения трещин ГРП/повышения массы проппанта (табл. 1). Каждый выделенный сектор содержал промысловые данные по добыче, позволившие предварительно настроить модель на продуктивность и динамику обводненности по фактическим скважинам.
В дальнейшем на построенных секторных моделях отключены фактические скважины и проведены расчеты со следующими параметрами сетки скважин и ГРП: • добывающие скважины — ГС 1 000 м с восьмистадийным ГРП (исключено возможное смыкание трещин ГРП), угол поворота трещин соответствует линии максимального напряжения 10 град., Рзаб = 110 атм;
• нагнетательные скважины — ННС с ГРП (1 стадия), Рзаб = 250 атм, целевая компенсация закачкой 100 %.
Результаты и экономическая оценка
По результатам расчетов на гидродинамических моделях выполнена экономическая оценка показателей работы скважин, выбраны варианты с максимальной экономической эффективностью. Для каждой из зон обоснована рекомендуемая масса проппанта, основным критерием для определения оптимальной массы являлся накопленный NPV.
В основу экономического расчета заложены удельные показатели стоимости проведения ГРП с линейным удорожанием стоимости проведения операций и неизменной стоимостью 1 т проппанта, удельной стоимостью транспортировки 1 т проппанта до места проведения ГРП и т.д.
Для геологической зоны № 1 (ЧНЗ по обоим пластам) увеличение массы проп-панта имеет незначительный прирост накопленной добычи и максимальную прибыль при применении ГРП с массой проппанта 120-160 т/операцию (рис. 6-8, табл. 2).
Выполненная экономическая оценка позволяет оптимизировать параметры ГРП для 58 проектных добывающих скважин (оптимальные параметры трещины должны составить: полудлина трещины — 175-200 м, высота — 50-53 м, ширина — 4,58-5,37 мм, масса проппанта — 120-170 т). Предварительная оценка результатов оптимизации массы закачиваемого проппанта позволит повысить
Рис. 4. Формулы расчетов безразмерного индекса продуктивности и проводимость трещины
Fig. 4. Formulas for calculating dimensionless productivity index and fracture conductivity
Рис. 5. Зависимости параметров трещины от массы пропанта Fia. 5. OeDendences of fracture Darameters on DroDDant mass
Рис. 6. График показателей добычи нефти в зависимости от массы проппанта
Fig. 6. Graph of oil production indicators depending on the mass of proppant
Рис. 7. График накопленной добычи нефти в зависимости от массы проппанта
Fig. 7. Graph of cumulative oil production depending on the mass of proppant
Табл. 1. Прогнозные параметры трещин Tab. 1. Predicted fracture parameters
Мпр, т Полудлина,м Высота, м Ширина, мм Объем трещины, м3
10 75 15 2,56 6
20 100 27 2,63 14
40 125 36 3,13 28
70 150 43 3,8 50
120 175 50 4,58 80
170 200 53 5,37 114
220 225 53 6,31 151
280 250 53 7,29 193
360 275 53 8,3 242
440 300 53 9,35 297
Рис. 8. График расчета ЧДД в зависимости от массы проппанта Fig. 8. NPV calculation schedule depending on the proppant mass
охват запасов по площади и интенсивность их выработки и обеспечить дополнительные 1,1 млрд рублей прибыли.
По результатам расчетов зоны № 2, представленным на рисунках 9-10, накопленная добыча, , так же как и по зоне № 1, при увеличении объема проппанта стремится к асимптоте. В таблице 3 видно,что при увеличении массы проппанта трещина распространяется в воду. Оценка высоты трещины и возможности ее развития в водонасыщенные пропластки рассмотрена для используемой в настоящее время технологии проведения ГРП и не предполагает изменения технологии и, соответственно, зависимости Мпроппанта от высоты трещины.
Прогноз добычи нефти трещины указывает на необходимость проведения экономического расчета для выявления предела
Табл. 2. Результаты гидродинамических расчетов по зоне № 1 Tab. 2. Results of hydrodynamic calculations for zone № 1
Мпр, т Полудлина,м Высота, м Ширина, мм Накопленная добыча, тыс. т Дебит нефти на запуске,т/сут
10 75 15 2,56 234 138
20 100 27 2,63 307 183
40 125 36 3,13 339 231
70 150 43 3,8 362 261
120 175 50 4,58 374 286
170 200 53 5,37 381 307
220 225 53 6,31 386 335
280 250 53 7,29 391 361
360 275 53 8,3 395 387
440 300 53 9,35 399 412
i I 350
Масса проппанта, т Proppant weigth, t
Рис. 9. График показателей добычи нефти в зависимости от массы проппанта
Fig. 9. Graph of oil production indicators depending on the mass of proppant
Рис. 10. График накопленной добычи нефти в зависимости от массы проппанта
Fig. 10. Graph of cumulative oil production depending on the mass of proppant
рентабельности количества заканчиваемого проппанта.
Выполненная экономическая оценка (рис. 11) позволяет оптимизировать параметры ГРП для 227 добывающих ГС с МГРП (оптимальные параметры трещины должны составить: полудлина трещины — 150 м, высота — 43 м, ширина — 3,8 мм, масса проппанта — 70 т). Предварительная оценка результатов оптимизации массы закачиваемого проппанта позволит повысить охват запасов по площади и интенсивность их выработки и обеспечить дополнительные 3,3 млрд рублей прибыли.
По результатам расчетов зоны № 3, представленным на рисунках 12-13 и в таблице 4, накопленная добыча при увеличении объема проппанта не изменяется.
Необходимо создание трещины с большей проводимостью.
В таблице 4 видно, что при увеличении массы проппанта трещина, как и в зоне № 2 распространяется в воду. Оценка высоты трещины и возможности ее развития в водо-насыщенные пропластки рассмотрена для используемой в настоящее время технологии проведения ГРП и не предполагает изменения технологии и, соответственно, зависимости Мпроппанта от высоты трещины.
Выполненная экономическая оценка (рис. 14) позволяет оптимизировать параметры ГРП для 93 проектных добывающих скважин (оптимальные параметры трещины составляют: полудлина трещины — 75 м, высота — 15 м, ширина — 2,56 мм, масса проппанта — 10 т).
Итоги
• Вопрос оценки предельных объемов закачиваемого в пласт проппанта сегодня не раскрыт. Компании неохотно идут на изменение технологий и пересмотр принятых решений.
• Выполненная работа посвящена поиску предельной массы проппанта и заключается в определении «средних» параметров трещин ГРП для типовых скважин и технико-экономической оценки работы скважин, что позволяет установить экономический предел рентабельности увеличения объема трещин.
• Результаты технико-экономических расчетов показали потенциал увеличения массы проппанта для скважин, расположенных в невовлеченных в разработку
Табл. 3. Результаты гидродинамических расчетов по зоне № 2 Tab. 3. Results of hydrodynamic calculations for zone № 2
Мпр, т Полудлина, м Высота, м Ширина, мм Накопленная добыча, тыс. т Дебит нефти на запуске,т/сут
10 75 15 2,56 124 105
20 100 27 2,63 136 125
40 125 36 3,13 184 138
70 150 43 3,8 255 194
120 175 50 4,58 263 217
170 200 53 5,37 273 231
220 225 53 6,31 276 244
280 250 53 7,29 281 254
360 275 53 8,3 285 256
440 300 53 9,35 288 258
Рис. 11. График расчета ЧДД в зависимости от массы проппанта Fig. 11. NPVcalculation schedule depending on proppant mass
Рис. 12. График показателей добычи нефти в зависимости от массы проппанта
Fig. 12. Graph of oil production indicators depending on the mass of proppant
Рис. 13. График накопленной добычи нефти в зависимости от массы проппанта
Fig. 13. Graph of cumulative oil production depending on the mass of proppant
Табл. 4. Результаты гидродинамических расчетов по зоне № 3 Tab. 4. Results of hydrodynamic calculations for zone № 3
Мпр, т Полудлина, м Высота, м Ширина, мм Накопленная добыча, тыс. т Дебит нефти на запуске,т/сут
10 75 15 2,56 158 205
20 100 27 2,63 154 109
40 125 36 3,13 153 82
70 150 43 3,8 153 66
120 175 50 4,58 154 58
170 200 53 5,37 154 55
220 225 53 6,31 154 43
280 250 53 7,29 153 50
360 275 53 8,3 153 49
440 300 53 9,35 152 48
120 100 ^ 80 1 60 > 40
o_
2 20
0 -T-T-T-T-,
0 100 200 300 400 500 Масса проппанта, т Proppant weigth, t
Рис. 14. График расчета ЧДД в зависимости от массы проппанта Fig. 14. NPV calculation schedule depending on proppant mass
зонах. Так, для зоны № 1 — полудлина трещины — 175-200 м, высота — 50-53 м, ширина - 4,58-5,37 мм, масса проппан-та — 120-170 т. Для зоны № 2 — оптимальные параметры трещины составляют: полудлина трещины — 150 м, высота — 43 м, ширина — 3,8 мм, масса проппанта — 70 т. Для зоны № 3 — оптимальные параметры трещины составляют: полудлина трещины — 75 м, высота — 15 м, ширина — 2,56 мм, масса проппанта — 10 т. Оптимизация ГРП в соответствии с проведенной работой позволит получить дополнительно около 4,4 млрд. рублей на данном месторождении.
Проведенная работа имеет ряд ограничений:
• рассмотрены только неразбуренные зоны, не учтено изменение градиента давления;
• технологические параметры проведения операций гидроразрыва (скорость закачки, давления и расход) приняты неизменными для всех выполненных операций;
• статистические зависимости имеют разброс показателей трещин для одинаковых масс проппанта, предположительно, связанных с различием в геологическом строении;
• в основу экономического расчета заложены удельные показатели стоимости проведения ГРП с линейным удорожанием стоимости проведения операций и неизменной стоимостью 1 т проппанта, удельной стоимостью транспортировки 1 т проппанта до места проведения ГРП и т.д.
Выводы
Проведенная работа в дальнейшем имеет потенциал тиражирования на другие месторождения и объекты, позволит повысить экономическую и технологическую эффективность разработки месторождений. Также возможна кластеризация таких работ по группам пластов со схожими прочностными характеристиками и, предположительно, схожими зависимостями роста трещин от объемов закачиваемого в пласт проппанта.
Литература
1. Экономидес М., Олайни Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта. Наведение мостов между теорией и практикой. Орса Пресс, Алвин,
шт. Техас, 2004. 316 с.
2. Гайфуллин Р.Р., Горин В.В., Грищенко А.С., Котельников А.Ю., Кудря С.С.,
Харисов В.Р. Развитие технологии многостадийного гидроразрыва пласта в ОАО «Самотлорнефтегаз» // Научно-технический вестник ОАО НК «Роснефть» 2014. № 2. С. 23-30.
3. Бархатов Э.А., Яркеева Н.Р. Эффективность применения многозонного гидроразрыва пласта
в горизонтальных скважинах // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2017. № 10. С. 50-58.
4. Верховцев П.Н., Елесин М.В., Исламгалиев Р.Ф. Опыт проведения многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах ОАО «РН-Няганьнефтегаз» // Научно-технический вестник ОАО НК «Роснефть» 2014. № 2. С. 19-22.
5. Хохлов Д.И., Чернокалов К.А., Фаткулин С.А. Применение многостадийного гидроразрыва пласта на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении // Научно-технический вестник
ОАО НК «Роснефть». 2014. № 2. С. 31-35.
ENGLISH
Results
• The issue of evaluating the limiting volumes of proppant injected into the reservoir has not been disclosed today. Companies are reluctant to change technologies and revise their decisions.
• The performed work is devoted to the search for the limiting mass of proppant and consists in determining the "average" parameters of hydraulic fractures for typical wells and a technical and economic assessment of well operation, which makes it possible to establish the economic margin of profitability of increasing the volume of fractures.
• The results of feasibility studies showed the potential for increasing the mass of proppant for wells located in non-development zones. So, for zone № 1 - fracture half-length - 175-200 meters, height -50-53 meters, width - 4,58-5,37 mm, proppant weight - 120-170 tons. For zone № 2, the optimal fracture parameters are: fracture half-length - 150 meters, height - 43 meters, width - 3,8 mm, proppant weight - 70 tons. For zone № 3, the optimal fracture parameters are: fracture half-length - 75 meters, height - 15 meters, width - 2,56 mm, proppant weight - 10 tons.
• Optimization of hydraulic fracturing in accordance with the work carried out will provide an additional 4,4 billion rubles at this field.
• The work carried out has a number of limitations:
- only undrilled zones are considered, the pressure gradient change is not taken into account;
- technological parameters of hydraulic fracturing operations (injection rate, pressure and flow rate) are taken unchanged for all operations performed;
- statistical dependences have a spread of fracture indices for the same proppant masses, presumably related to the difference in the geological structure;
- the economic calculation is based on specific indicators of the cost of hydraulic fracturing with a linear increase in the cost of operations and a constant cost of 1 ton of proppant, the specific cost of transporting 1 ton of proppant to the hydraulic fracturing site, etc.
Conclusions
The work carried out, in the future, has the potential to be replicated to other fields and facilities, will improve the economic and technological efficiency of field development. It is also possible to cluster such works into groups of reservoirs with similar strength characteristics and, presumably, similar dependences of fracture growth on the volume of proppant injected into the reservoir.
References
1. Economides M., Olainy R., Valko P. Unified hydraulic fracturing design. Orsa Press, Alvin, Texas, 2004, 316 p. (In Russ).
2. Gaifullin R.R., Gorin V.V., Grishchenko A.S., Kotelnikov A.Yu., Kudrya S.S., Kharisov V.R. Development of the technology of multistage hydraulic fracturing in
OJSC Samotlorneftegaz. Scientific and technical bulletin of "NK "Rosneft" OJSC, 2014,
issue 2, P. 23-30. (In Russ).
3. Barkhatov E.A., Yarkeeva N.R. Efficiency of multi-zone hydraulic fracturing
in horizontal wells. Proceedings of the Tomsk Polytechnic University. Engineering of Georesources, 2017, issue 10, P. 50-58. (In Russ).
4. Verkhovtsev P.N., Elesin M.V., Islamgaliev R.F. Experience of multi-stage hydraulic fracturing in horizontal wells of "RN-Nyaganneftegaz"
OJSC. Scientific and technical bulletin
of "NK "Rosneft" OJSC,
2014, issue 2, P. 19-22. (In Russ).
5. Khokhlov D.I., Chernokalov K.A.,
Fatkulin S.A. Application of multi-stage hydraulic fracturing at the Verkhnechonskoye oil and gas condensate field. Scientific and technical bulletin of "NK "Rosneft" OJSC, 2014, issue 2, P. 31-35. (In Russ).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ I INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Жаркова Ксения Викторовна, специалист управления геологии и разработки месторождений Ямал,
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия Для контактов: kvzharkova@tnnc.rosneft.ru
Пупков Николай Владимирович, начальник управления
геологии и разработки месторождений Ямал,
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия
Zharkova Kseniia Viktorovna, specialist of the department of oil and gas fields development Yamal, "Tyumen petroleum research center" LLC, Tyumen, Russia Corresponding author: kvzharkova@tnnc.rosneft.ru
Pupkov Nikolai Vladimirovich, head of the department of oil
and gas fields development Yamal,
"Tyumen petroleum research center" LLC, Tyumen, Russia
