CC BY
41
УДК 622.234.573+622.831.325.3
DOI: 10.18303/2618-981X-2018-6-188-196
ПРОППАНТ И РАБОЧИЕ ЖИДКОСТИ ДЛЯ СОЗДАНИЯ ДРЕНАЖНЫХ КАНАЛОВ В УГОЛЬНОМ ПЛАСТЕ МЕТОДОМ ГИДРОРАЗРЫВА
Сергей Владимирович Сердюков
Институт горного дела им. Н. А. Чинакала СО РАН, 630091, Россия, г. Новосибирск, Красный пр., 54, доктор технических наук., зав. лабораторией, тел. (913)745-30-03, e-mail: [email protected]
Татьяна Викторовна Шилова
Институт горного дела им. Н. А. Чинакала СО РАН, 630091, Россия, г. Новосибирск, Красный пр., 54, кандидат технических наук, научный сотрудник, тел. (923)708-97-29, e-mail: [email protected]
Рассмотрены особенности интенсификации дренирования угольных пластов методом интервального гидравлического разрыва. В работе приведены технические и технологические решения по получению проппанта нейтральной плавучести для расклинивания трещин, а также по рабочим жидкостям для интервального гидравлического разрыва низкотемпературных угольных пластов и очистки создаваемых дренажных каналов. Разработан легкий проппант для расклинивания трещин гидравлического разрыва в низкотемпературных угольных пластах. Проппант состоит из полых алюмосиликатных микросфер с полимерным покрытием из отвержденной эпоксидной смолы с вкраплениями термопласта и частиц магния. В работе предложены и описаны рабочие жидкости, последовательная закачка которых обеспечивает закрепление пачки проппанта в дренажном канале и его очистку от механических примесей и жидкостей гидравлического разрыва.
Ключевые слова: угольный пласт, предварительная дегазация, интервальный гидроразрыв, проппант, рабочая жидкость, кислотная обработка.
A PROPPANT AND WORKING FLUIDS FOR DRAINAGE CHANNELS FORMATION IN A COAL SEAM USING HYDRAULIC FRACTURING
Sergey V. Serdyukov
Chinakal Institute of Mining SB RAS, 54, Krasny Prospect St., Novosibirsk, 630091, Russia, D. Sc., Head of Laboratory, phone: (913)745-30-03, e-mail: [email protected]
Tatiana V. Shilova
Chinakal Institute of Mining SB RAS, 54, Krasny Prospect St., Novosibirsk, 630091, Russia, Ph. D., Researcher, phone: (923)708-97-29, e-mail: [email protected]
The paper studies features of intensification of coal seams' drainage using interval hydraulic fracturing. There are technical and technological solutions used to obtain a proppant of neutral buoyancy for crack wedging, and also solutions devoted to working fluids for interval hydraulic fracturing of low-temperature coal seams and to cleaning of the created drainage channels. A lightweight proppant for wedging of hydraulic fracturing cracks in low-temperature coal seams has been developed. The proppant consists of hollow aluminosilicate microspheres with a polymer coating of a solidified epoxy resin with impregnations of a thermoplastic and magnesium particles. The working fluids are proposed, the sequential injection of which assures that the proppant pack in the drainage channel is secured and cleaned of mechanical impurities and fracturing fluids.
Key words: coal seam, preliminary degassing, interval hydraulic fracturing, proppant, working agent, acid treatment.
Введение
Дегазация угольного пласта, неразгруженного от горного давления, заЛ
труднена его низкой проницаемостью -обычно не выше 0,1-5 мкм [1]. Для достижения приемлемых темпов и степени извлечения метана бурят плотную сетку скважин, удаленных друг от друга на 3-10 м. Снижение числа скважин возможно только за счет увеличения радиуса их влияния. Эффективным способом решения этой задачи является создание множества дренажных каналов методом интервального гидроразрыва [2-5].
Опыт применения этой технологии в нефтедобыче показывает, что для создания высокопроницаемого дренажного канала необходимо:
1) заполнить трещину гидроразрыва прочными гранулами (проппантом), которые препятствуют ее смыканию горным давлением;
2) обеспечить сцепление гранул проппанта в дренажном канале, чтобы предотвратить их вынос в скважину;
3) очистить пачку проппанта от коллоидных образований, мелкодисперсных частиц горных пород и разрушенных гранул.
Экспериментально установлено, что и в угольных пластах гидроразрыв без расклинивания трещины проппантом малоэффективен - лишь кратковременно увеличивает дебит газа (до 3 раз), но не оказывает значимого влияния на извлечение метана скважиной за полный период ее эксплуатации [6, 7]. Напротив, множественные дренажные каналы с раскрытием 3-4 мм и радиусом в несколько метров, расположенные на расстоянии 4-6 м друг от друга, увеличивают на несколько месяцев производительность дегазационной скважины в пластах проницаемостью 0,02-0,03 мкм в 5 раз, а в менее проницаемых пластах - до 180 раз [6]. Таким образом, расклинивание трещин проппантом является обязательным элементом интенсификации дегазации угля методом гидроразрыва.
Прочность и плотность проппанта для шахтного гидроразрыва
Основными эксплуатационными свойствами проппанта являются плотность, размер и форма гранул, их прочность (сопротивление раздавливанию), которая должна быть не ниже сжатия трещины вмещающими породами. Максимальное сжимающее напряжение в угольном пласте обычно направлено горизонтально (^я), а вертикальное горное давление ^является либо наименьшим,
либо средним главным напряжением [8, 9] и может служить оценкой снизу прочности проппанта для шахтного гидроразрыва. Полагая среднюю плотность толщи пород, покрывающей угольный пласт, равной 2,3-2,7 г/см3, получим, что для гидроразрыва пластов на глубине до 600 м прочность проппанта должна быть не ниже 16 МПа, а на глубинах от 600 до 800 м - 22 МПа [10].
Плотность проппанта должна обеспечивать его перенос рабочей жидкостью по гидравлическим каналам и в трещине. Гранулы переносятся потоком при условии, что скорость течения (У^) выше, чем у гравитационного осаждения гранул (У0) и минимальной скорости потока, требуемой для их перемещения (У^) вдоль горизонтальной плоскости. Скорость осаждения частиц при малых значениях параметра Рейнольдса ^е < 1) дается законом Стокса [11-13]:
= (РР -РР )• ё - <4 , (1)
18ц-рР
где р^, р^ - плотности, соответственно, проппанта и жидкости; g - ускорение свободного падения; &р - диаметр сферических частиц проппанта; ц - вязкость жидкости. Минимальная скорость потока, при которой происходит сдвиг частицы шарообразной формы по горизонтальной плоскости, дается выражением
[14]
=
Ч
2к• ё • -(рр-рр)
3рр -(1 - ооба)
где к - коэффициент трения проппанта по стенке канала; а - угол, под которым поток сходит с шарообразной частицы (а < 45°). Значения У^, У^ могут быть
снижены за счет уменьшения размеров гранул, разницы плотностей проппанта и жидкости, увеличения ее вязкости и плотности. Последний способ, широко применяемый в нефтедобыче, для интенсификации предварительной дегазации угля не используют из-за его дороговизны. В шахтных условиях гидроразрыв обычно выполняют водой.
Для наиболее распространенного в нефтедобыче сферического проппанта
-5
фракции 20/40 меш плотностью 2,6 г/см (кварцевый песок) по формулам (1),
-5
(2) при к = 0,5, а = 40° и р^ = 1 г/см (вода) получаем следующие значения критических скоростей: У^ = 0,62 м/с и У^ = 0,14 м/с. Максимальная из этих скоростей вместе с диаметром проходного сечения (О^) канала определяют нижний порог требуемой производительности насоса. При = 15 мм этот порог равен 6,5 л/мин, при О = 25мм - 18,3 л/мин. Чтобы избежать заиливания канала
в восстающей дегазационной скважине и обеспечить требуемую массовую скорость переноса проппанта производительность насоса должна быть примерно на порядок выше приведенных оценок.
С другой стороны, объем создаваемых в угольном пласте дренажных каналов невелик и может быть оценен по известному выражению для дискообраз-
9 2
ных трещин [15]. В угле с модулем упругости Е = 3.6*10 Н/м , коэффициентом Пуассона V = 0,17 [16] и вязкостью разрушения К1С = 0,3-1,2 МН*м1/2, объем
трещины радиусом 3 м составляет 5-20 л, 10 м - 100-400 л. Если ограничить продолжительность гидроразрыва 30 минутами, то для создания таких трещин было бы достаточно малогабаритного насоса производительностью 15 л/мин. Использование таких насосов возможно, если плотность проппанта приблизить к плотности воды. Тут возникает дилемма - что менее затратно: кварцевый песок и производительное насосное оборудование или более легкий, но дорогой керамический проппант вместе с маломощным насосом. При производстве небольших гидроразрывов в шахтных условиях второй подход, по нашему мнению, более предпочтителен.
Получение проппанта и рабочих жидкостей гидроразрыва
угольного пласта
Очевидно, что наилучшей способностью к переносу обладает проппант той же плотности, что и вода: Рр = Рр ^ VG = Vq = 0. Такой проппант создан
нами с использованием полых микросфер. С учетом требуемой прочности и рыночной стоимости полых микросфер (стеклянных, алюмосиликатных) для получения проппанта для расклинивания трещин гидроразрыва в угольном пласте нами выбраны алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500 из зольных отходов сжигания угля на тепловых электростанциях. Основная фракция этих микросфер (73-85 % по массе) состоит из частиц размером 100-250 мкм
Л
(60/140 меш), плотностью 0,58-0,69 г/см и прочностью 18-36 МПа [17].
Известно, что в трещинах, раскрытие которых в 5,5 раз и более превышает размеры гранул, пачка проппанта неустойчива и он выносится в скважину, снижая тем самым эффективность дренирования пласта [18]. Чем легче проп-панты, тем больше их вынос. Известным способом решения этой проблемы является повышение сцепления (слипание) частиц проппанта в трещине за счет нанесения слоя термореактивного полимера (термопласта) из фенолформальде-гидных смол [19]. Такие RCP проппанты (Resin Coated Proppant) работоспособны при температуре пород (T) выше 40-80 °С, которой достаточно для отверждения термопласта. В низкотемпературных угольных пластах (T < 40 °С) этот способ впрямую не применим.
Чтобы обойти эту проблему нами разработано техническое решение, которое предусматривает кислотную обработку проппантовой пачки в трещине. Отметим, что такая обработка широко применяется в практике гидроразрыва для очистки и повышения проводимости создаваемого дренажного канала. Поставленная задача закрепления пачки проппанта в низкотемпературном пласте решается тем, что в полимерное покрытие из отвержденной эпоксидной смолы (ЭС) вкраплены частицы термореактивной смеси, содержащей фенолформаль-дегидные смолы (ФФС) с соотношением масс ЭС и ФФС от 5 : 1 до 1 : 5 и частицы магния с размерами до 100 мкм [20].
Разработанный проппант состоит из полых микросфер внешним диаметром d и средней плотностью р < р^, полимерного покрытия толщиной
к = - ^ эффективной плотностью ре с вкрапленными частицами размером < - ^) средней плотностью > р^ , которые занимают £-долю объема полимерного покрытия. Нейтральная плавучесть гранул в суспензии достигается при выполнении следующего условия:
р/ • 4 -Ps • ^ = [(1 - к)-ре + к• рт]•(- ).
Магний берется в количестве достаточном для нагрева полимерного покрытия до температуры полного отверждения содержащихся в нем фенолфор-мальдегидных смол за счет экзотермической реакции с соляной кислотой
Mg+2НС1 ^ Мёрг2+н21 . (3)
Очистку пачки проппанта обычно проводят смешанным водным раствором, содержащим 12 % соляной (НС1) и 3 % плавиковой (НБ) кислот. Технологически проще и безопаснее вместо НБ применять раствор бифторида аммония ЫНфРИБ, дающий плавиковую кислоту при реакции с НС1
ЫН4 • т + НС1 = 2Н^ + ЫН4С1. (4)
На завершающей стадии гидроразрыва угольного пласта после снижения кислотности жидкости в дренажном канале до рН = 5-6 мы предлагаем закачивать водный раствор нитрита натрия (№N02), который в зоне разогрева реакции (3) вступает в реакцию с хлористым аммонием (продукт реакции (4)) с образованием газообразного азота, вытесняющего жидкость из дренажного канала в скважину
ЫаЫО? + ШлС1-—-ЫаО + 2Н?0 + N „Т. (5)
2 4 рН~5-М°С 22 ^
Это увеличивает проводимость канала по метану, давление которого в угольном пласте много ниже, чем в месторождениях природного газа. При низком давлении газа жидкость в трещинах существенно снижает темпы дегазации.
В целом, разработанная схема интенсификации предварительной дегазации угля включает: гидроразрыв водой, нагнетание водной суспензии легкого проппанта, кислотную обработку пачки проппанта раствором соляной кислоты и бифторида аммония, закачку водного раствора нитрита натрия.
Для экспериментальной проверки реализуемости разработанного решения был изготовлен экспериментальный образец проппанта. Для этого использовали фракцию 150-500 мкм алюмосиликатных полых микросфер АСПМ-500. Полимерное покрытие состоит из эпоксидной смолы ЭД-16 с включениями твердых частиц магния (порошок МПФ-4) и термореактивной порошковой смеси,
содержащей новолачную фенолформальдегидную смолу СФ-010 и отвердитель гексаметилентетрамина (ГМТА) в соотношении, рекомендованном производителем: количество ГМТА составляет 8-12 мас.% СФ-10. Смолу СФ-10 и гекса-метилентетрамин измельчали в мельнице с получением фракции с размером частиц менее 25 мкм. Для отверждения эпоксидной смолы использовали поли-этиленполиамин.
Нанесение покрытия на гранулы проводили при температуре 20-24 °С. Для этого в лопастной смеситель загружали 1 кг алюмосиликатных полых микросфер АСПМ-500 и добавляли 5 г аминопропилтриэтоксисилана, перемешивали в течение 5 мин, затем добавляли 40 г эпоксидной смолы и перемешивали в течение 5 мин, добавляли 10 г полиэтиленполиамина и продолжали перемешивание в течение еще 5 мин. Далее в смеситель вводили от 8 до 200 г измельченной ФФС и измельченный ГМТА в количестве 10 мас.% ФФС. Затем добавляли порошок магния МПФ-4 массой от 1 до 25 мас.% ФФС и перемешивали в течение 5 мин. Приготовленный таким образом проппант с полимерными покрытием выгружали в металлическую емкость и направляли на отверждение эпоксидной смолы при температуре 20-24 °С в течение 24 час. Затем полученные гранулы рассеивали в инерционном грохоте и использовали для изготовления цилиндрического образца пачки проппанта. Для этого брали 0,1 кг изготовленного проппанта и загружали в металлическую цилиндрическую форму из нержавеющей стали диаметром 60 мм с дренажными отверстиями для циркуляции кислотного раствора. В форму с набивкой проппантов вставляли пуансон и прикладывали к нему давление 6,3 МПа, имитирующее горное давление. Форму помещали в низкотемпературный термостат (криостат) с диапазоном регулирования температуры от -20 до +200 °С и выдерживали 30 мин при заданной температуре, после чего через дренажные отверстия подавали 15 % водный раствор соляной кислоты, охлажденной до заданной температуры, и выдерживали 30 минут.
По окончании кислотной обработки раствор соляной кислоты сливали и через дренажные отверстия промывали набивку проппантов водой в течение 1 час. Затем извлекали из термостата форму, из нее цилиндрический образец сцепленных проппантов и стандартным способом определяли его прочность на одноосное сжатие. Полученные в опытах значения прочности сцепления проп-пантов в зависимости от содержания в полимерном покрытии магния и температуры, усредненные по образцам проппантов с соотношением ЭС и ФСС в полимерном покрытии от 1 : 5 до 5 : 1 приведены в таблице.
По результатам испытаний проппантов с различным содержанием частиц магния в полимерном покрытии, приведенных в таблице, следует, что эффективная прочность сцепления между гранулами проппанта при низких пластовых температурах (до 40 °С) достигается при содержании частиц магния не менее 10 % от массы фенолформальдегидных смол.
Прочность сцепления проппантов при различных температурах и содержаниях магния в полимерном покрытии
Mg, %.мас. ФФС Прочность сцепления Н/см при температуре:
5 °С 10 °С 20 °С 30 °С 40 °С
1 11 5 21 17 23
5 27 44 26 29 34
10 166 158 192 187 197
20 187 198 231 207 191
25 209 207 244 217 235
Полученные результаты показывают реализуемость разработанного технического решения по получению проппантов нейтральной плавучести для шахтного гидроразрыва угольных пластов, удовлетворительные характеристики проппантов из полых алюмосиликатных микросфер с эпоксидным покрытием, содержащим термопласты и частицы магния, а также практическую пригодность химического способа разогрева проппанта для получения устойчивой их пачки в трещине гидроразрыва.
Заключение
Разработан легкий проппант для расклинивания трещин гидравлического разрыва в низкотемпературных угольных пластах. Проппант состоит из полых алюмосиликатных микросфер с полимерным покрытием из отвержденной эпоксидной смолы с вкраплениями термопласта и частиц магния.
Предложены рабочие жидкости, последовательная закачка которых обеспечивает закрепление пачки проппанта в дренажном канале и его очистку от механических примесей и жидкостей гидроразрыва.
Работа выполнена при финансовой поддержке Министерства образования и науки Российской Федерации (проект RFMEFI60417X0172).
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Pan Z., Connell L. D., Camilleri M. Laboratory characterisation of coal reservoir permeability for primary and enhanced coalbed methane recovery //International Journal of Coal Geology. - 2010. - Т. 82. - №. 3-4. - С. 252-261.
2. Курленя М. В., Сердюков С. В., Патутин А. В., Шилова Т. В. Интенсификация подземной дегазации угольных пластов методом гидроразрыва // ФТПРПИ. - 2017. - № 6. -С. 3-9.
3. Сердюков С. В., Дегтярева Н. В., Патутин А. В., Шилова Т. В. Технический комплекс для множественного локального гидроразрыва породного массива в необсаженных скважинах // ФТПРПИ. - 2016. - № 6. - С. 180-186.
4. Леконцев Ю. М., Сажин П. В., Ушаков С. Ю. Применение метода поинтервального гидроразрыва для разупрочнения породного прослойка в угольном пласте //Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых. - 2012. - № 3. - С. 136-144.
5. Клишин В. И., Опрук Г. Ю., Тациенко А. Л. Применение поинтервального гидроразрыва угольного пласта для интенсификации пластовой дегазации //Наукоемкие технологии разработки и использования минеральных ресурсов. - 2016. - №. 3. - С. 33-39.
6. Jeffrey R. G. and Boucher C. Sand propped hydraulic fracture stimulation of horizontal in-seam gas drainage holes at dartbrook coal mine / Coal Operators' Conference, Wollongong, Australia, 2004. - pp. 169-179.
7. Saldungaray P. M. et al. Hydraulic fracture optimization in unconventional reservoirs //SPE Middle East unconventional gas conference and exhibition. - Society of Petroleum Engineers, 2012.
8. Liu C. Distribution laws of in-situ stress in deep undeground coal mines // Procedia Engineering. - 2011. - 26. - pp. 909-917.
9. Thakur P. Advanced Reservoir and Production Engineering for Coal Bed Methane. - Gulf Professional Publishing, 2016.
10. Авдеев А. П., Баловнев В. П. и др. Угольная база России. Том II. Угольные бассейны и месторождения Западной Сибири (Кузнецкий, Горловский, Западно-Сибирский бассейны, месторождения Алтайского края и Республики Алтай). - М. : ООО «Геоинформцентр», 2003. - 604 с.
11. Liang F. et al. A comprehensive review on proppant technologies // Petroleum. - 2016. -Т. 2. - №. 1. - С. 26-39.
12. Mack M. et al. Quantifying proppant transport in thin fluids: theory and experiments // SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference. - Society of Petroleum Engineers, 2014.
13. Liang F. et al. Overview of existing proppant technologies and challenges // SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference. - Society of Petroleum Engineers, 2015
14. Гукасов Н. А., Брюховецкий О. С., Чихоткин В. Ф. Гидродинамика в разведочном бурении. - М. : Недра-Бизнесцентр, 2000. - 304 с.
15. Perkins T. K., Kern L. R. Widths of hydraulic fractures // J. Petrol. Technol. - 1961. -V. 13. - № 9. - pp. 937-949.
16. Шубин В. П. К вопросу об исследовании физико-механических свойств некоторых пород каменного угля шахт Кузбасса // Известия ТПИ. - 1951. - Т. 8. - Вып. 1. - С. 130-170.
17. Алюмосиликатные микросферы. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://ors.by/alyumosilikatnye-mikrosfery.html (дата обращения: 25.12.2017).
18. Губский. А. Технология концевого экранирования на месторождениях Западной Сибири. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.slb.com/~/media/Files/resources/ oilfield_review/russia00/aut00/tip_screenout.pdf (дата обращения: 25.12.2017).
19. Hughes E., Barmatov J., Geddes M., Fuller B., Drochon S., Makarychev-Mikhailov Delivery of Particulate Material Below Ground, US Patent Application No. 20120048554 (2012).
20. Патентная заявка РФ №2017143340. Проппант для гидравлического разрыва низкотемпературных горных пород / Сердюков С. В., Шилова Т. В., Патутин А. В. - дата поступл. 12.12.2017.
REFERENCES
1. Pan Z., Connell L. D., Camilleri M. Laboratory characterisation of coal reservoir permeability for primary and enhanced coalbed methane recovery //International Journal of Coal Geology. - 2010. - V. 82. - №. 3-4. - С. 252-261.
2. Kurlenya M.V., Serdyukov S.V., Patutin A.V., Shilova T.V. Enhancement of coal bed degassing by hydraulic fracturing // Journal of mining science. - 2017. - № 6.
3. Serdyukov S. V. et al. Open-hole multistage hydraulic fracturing system //Journal of Mining Science. - 2016. - V. 52. - №. 6. - С. 1210-1215.
4. Lekontsev Y. M., Sazhin P. V., Ushakov S. Y. Interval hydraulic fracturing to weaken dirt bands in coal //Journal of Mining Science. - 2012. - V. 48. - №. 3. - С. 525-532.
5. Klishin V. I., Opruk G. Y., Tatsienko A. L. Technology and means of a coal seam interval hydraulic fracturing for the seam degassing intensification //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2017. - V. 53. - №. 1. - С. 012019.
6. Jeffrey R. G. and Boucher C. Sand propped hydraulic fracture stimulation of horizontal in-seam gas drainage holes at dartbrook coal mine / Coal Operators' Conference, Wollongong, Australia, 2004. - pp. 169-179.
7. Saldungaray P. M. et al. Hydraulic fracture optimization in unconventional reservoirs //SPE Middle East unconventional gas conference and exhibition. - Society of Petroleum Engineers, 2012.
8. Liu C. Distribution laws of in-situ stress in deep undeground coal mines // Procedia Engineering. - 2011. - 26. - pp. 909-917.
9. Thakur P. Advanced Reservoir and Production Engineering for Coal Bed Methane. - Gulf Professional Publishing, 2016.
10. Avdeev A.P., Balovnev V.P. Coal base of Russia. VolumeII. Coal basins and deposits of Western Siberia (Kyznetskiy, Gorlovskiy, West-Siberian basins, deposits of Altai region and Republic of Altai). - M.: OOO «Geoinformcenter», 2003. - 604p.
11. Liang F. et al. A comprehensive review on proppant technologies //Petroleum. - 2016. -V. 2. - №. 1. - С. 26-39.
12. Mack M. et al. Quantifying proppant transport in thin fluids: theory and experiments //SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference. - Society of Petroleum Engineers, 2014.
13. Liang F. et al. Overview of existing proppant technologies and challenges //SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference. - Society of Petroleum Engineers, 2015
14. Gukasov N.A et al. Hydrodynamics in exploratory drilling. - M.: Nedra- Business Center, 2000. - 304 с.
15. Perkins T. K., Kern L. R. Widths of hydraulic fractures // J. Petrol. Technol. -1961. -V.13. -№ 9. - pp. 937-949.
16. Shubin V.P. To the question ofstudy of the physical and mechanical properties of some coals from the Kuzbass mines // Izvestiya TPI. -1951. - V. 8. - V. 1 - P. 130-170.
17. Aluminosilicate microspheres. [Electronic resource]. -http://ors.by/alyumosilikatnye-mikrosfery.html (date of the application: 25.12.2017).
18. Gybskii A. The technology of end shielding at the fields of Western Siberia [Electronic resource]. https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/russia00/aut00/tip_ screenout.pdf (date of the application: 25.12.2017).
19. Hughes, E. Barmatov, J. Geddes, M. Fuller, B. Drochon, S. Makarychev-Mikhailov, Delivery of Particulate Material Below Ground, US Patent Application No. 20120048554 (2012).
20. Patent application RF №2017143340. Proppant for hydraulic fracturing of low-temperature rocks/ Serdyukov S.V., Shilova T.V., Patutin A.V. - date of receipt. 12.12.2017.
© С. В. Сердюков, Т. В. Шилова, 2018
