WO2015069148A1

WO2015069148A1 - Hydraulic fracturing method using three fluids

Info

Publication number: WO2015069148A1
Application number: PCT/RU2014/000840
Authority: WO
Inventors: Сергей Серафимович НЕГОДЯЕВ; Иван Николаевич ЗАВЬЯЛОВ
Original assignee: "OIL&GAS CENTER MIPT" LLC
Current assignee: "OIL&GAS CENTER MIPT" LLC
Priority date: 2013-11-11
Filing date: 2014-11-07
Publication date: 2015-05-14
Anticipated expiration: 2016-05-11

Abstract

The invention relates to mining, and more particularly to increasing the effective permeability of a near-wellbore region of a formation. In nature, oil-bearing producing formations are always bordered by non-producing formations and are often bordered by water-bearing formations. Thus, in hydraulic fracturing operations, it is important that fractures develop actively predominantly inside an oil-bearing formation and slowly in other formations. Proposed is a method that makes it possible to carry out the hydraulic fracturing of a formation using three hydraulic fracturing fluids of different densities and viscosities, wherein two of the three fluids change properties over time, in order to create a barrier for the passage of hydraulic fracturing fluid. The barrier for the passage of hydraulic fracturing fluid slows the growth of a hydraulic fracture in an undesirable direction (i.e. into non-producing formations), thus making it possible to promote the efficient extraction of mineral products, including oil.

Description

МЕТОД ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА ТРЕМЯ ЖИДКОСТЯМИ HYDRAULIC FRACTURE METHOD BY THREE LIQUIDS

Изобретение относится к горному делу, может быть использовано для увеличения эффективности добычи полезных ископаемых, в том числе нефти, путем создания в пласте трещин с замедленным ростом в нежелательном направлении. The invention relates to mining, can be used to increase the efficiency of mining, including oil, by creating cracks in the reservoir with slow growth in an undesirable direction.

При нефтедобыче довольно часто нефтеносный пласт залегает рядом с водоносным. В этом случае при гидроразрыве пласта (ГРП) важно, чтобы трещина гидроразрыва развивалась внутри нефтеносного пласта, а не внутри водоносного, иначе будет очень высокая обводненность добываемой нефти. Наиболее распространены случаи залегания нефтеносного пласта выше водоносного, а плоскость раскрытия трещины ГРП обычно близка к вертикали, поэтому следует применять такие способы гидроразрыва пласта, которые ограничивают развитие трещин в нежелательном направлении по вертикали вниз. In oil production, the oil-bearing stratum quite often lies near the aquifer. In this case, during hydraulic fracturing (Fracturing) it is important that the hydraulic fracture develops inside the oil reservoir, and not inside the aquifer, otherwise there will be a very high water cut of the produced oil. The most common cases of occurrence of an oil-bearing formation above an aquifer, and the fracture opening plane is usually close to the vertical, therefore, methods of hydraulic fracturing should be applied that limit the development of fractures in an undesirable vertical direction downward.

В вертикальном направлении вверх от нефтенесущего пласта, как правило, располагается непродуктовый пласт и развитие трещин в нем также нежелательно, так как приводит к ненужным потерям ресурсов на проведение ГРП. In the vertical direction upwards from the oil-bearing formation, as a rule, a non-productive formation is located and the development of cracks in it is also undesirable, as it leads to unnecessary loss of resources for hydraulic fracturing.

Известен способ проведения гидроразрыва [1] с изоляцией вод в порово-трещиноватых коллекторах нефтяного пласта путем закачки селективного водоизолирующего полимерного состава, причем в качестве полимера закачивают суспензию водонабухающего вещества, при закачке суспензии и попадания ее в водонесущий пласт из-за контакта с водой частицы начинают набухать и создают водонепроницаемый барьер. Недостатком такого способа является невозможность управлять направлением раскрытия трещины гидроразрыва. A known method of hydraulic fracturing [1] with the isolation of water in pore-fractured reservoirs of an oil reservoir by injection of a selective water-insulating polymer composition, moreover, as a polymer, a suspension of a water-swelling substance is pumped, when the suspension is pumped and it enters the water-bearing formation due to contact with water, the particles begin swell and create a waterproof barrier. The disadvantage of this method is the inability to control the direction of opening of the fracture.

Известен способ проведения гидроразрыва пласта [2] путем закачивания в трещину гидроразрыва расклинивающего наполнителя - гранул проппанта, содержащих полимер, для предотвращения преждевременного оседания проппанта в трещине и выноса проппанта обратно в скважину. Недостатком данного способа является невозможность влиять на направление раскрытия трещины гидроразрыва. There is a method of hydraulic fracturing [2] by pumping proppant granules containing polymer into the hydraulic fracturing fracture to prevent premature proppant sedimentation in the fracture and proppant being carried back to the well. The disadvantage of this method is the inability to influence the direction of opening of the fracture.

Известен способ проведения гидроразрыва горных пород [3] путем закачивания в трещину жидкости гидроразрыва с частицами различного фракционного состава, способными тонуть или всплывать внутри жидкости гидроразрыва. При этом всплывая в верхнюю часть трещины или осаждаясь в нижнюю более мелкие частицы располагаются в промежутках между крупными и создают барьер для протекания жидкости гидроразрыва, тем самым замедляя вертикальный рост трещины A known method of fracturing rocks [3] by pumping a fracture fluid into a fracture with particles of various fractional composition, capable of sinking or floating inside the fracturing fluid. At the same time, floating up to the upper part of the crack or settling into the lower part, smaller particles are located in the intervals between large ones and create a barrier for hydraulic fracturing, thereby slowing the vertical growth of the crack

1 one

ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26) гидроразрыва. Основным недостатком такого способа является трудоемкость проведения операции гидроразрыва. SUBSTITUTE SHEET (RULE 26) hydraulic fracturing. The main disadvantage of this method is the complexity of the hydraulic fracturing operation.

Известен способ [4] проведения гидроразрыва с использованием двух жидкостей путем нагнетания в трещины гидроразрыва жидкостей с большей и меньшей плотностями. Недостатком такого способа является необходимость создания системы независимой закачки сразу двух жидкостей гидроразрыва и отсутствие направленного развития трещин гидроразрыва в зонах их раскрытия. A known method [4] of hydraulic fracturing using two liquids by injection into fractures of hydraulic fractures of higher and lower densities. The disadvantage of this method is the need to create an independent injection system of two hydraulic fracturing fluids at once and the absence of directed development of hydraulic fractures in the zones of their opening.

Наиболее близким является способ [5] проведения гидроразрыва пласта с использованием двух жидкостей, одна из которых полимеризуется, реализуется путём формирования трещин гидроразрыва нагнетанием в них жидкостей с большей и меньшей плотностями. The closest is the method [5] of hydraulic fracturing using two fluids, one of which is polymerized, is implemented by the formation of hydraulic fractures by injection of fluids with higher and lower densities.

Задачей заявленного способа является создание трещины гидроразрыва с замедленным ростом трещины гидроразрыва по заданному вертикальному направлению вниз и/или вверх. The objective of the claimed method is the creation of hydraulic fractures with slow growth of hydraulic fractures in a given vertical direction down and / or up.

Технический результат состоит в том, что заявленный способ позволяет снизить затраты на проведение операции гидроразрыва, замедлить или остановить рост трещины гидроразрыва по направлению вниз и/или вверх. The technical result consists in the fact that the claimed method allows to reduce the cost of hydraulic fracturing operations, to slow down or stop the growth of hydraulic fractures in the direction of down and / or up.

Поставленная задача решается следующим образом. В известном способе проведения гидроразрыва пласта с использованием двух жидкостей, одна из которых полимеризуется, формирование трещин гидроразрыва реализуется путём нагнетания в них жидкостей с большей и меньшей плотностями, согласно изобретению в трещины нагнетается третья жидкость, причём все три жидкости имеют разные плотности (наименьшую, наибольшую и промежуточную), а жидкости с наибольшей и наименьшей плотностями затвердевают с течением времени и имеют меньший коэффициент вязкости, чем у жидкости с промежуточной плотностью, что позволяет снизить затраты на проведение операции гидроразрыва и позволяет замедлить или остановить рост трещины гидроразрыва по нежилательному направлению вниз и/или вверх. The problem is solved as follows. In the known method of hydraulic fracturing using two fluids, one of which is polymerized, the formation of hydraulic fractures is realized by injecting fluids of higher and lower densities in them, according to the invention, a third fluid is injected into the fractures, all three fluids having different densities (lowest, highest and intermediate), and liquids with the highest and lowest densities harden over time and have a lower viscosity coefficient than liquids with an intermediate density, h This allows you to reduce the cost of the hydraulic fracturing operation and allows you to slow down or stop the growth of hydraulic fractures in the non-residential direction down and / or up.

Кроме того, жидкость с наибольшей плотностью находится в виде взвеси внутри жидкости с промежуточной плотностью, что упрощает проведение операции ГРП. In addition, the fluid with the highest density is in the form of a suspension inside the fluid with an intermediate density, which simplifies the hydraulic fracturing operation.

Кроме того, жидкость с наименьшей плотностью находится в виде взвеси внутри жидкости с промежуточной плотностью, что упрощает проведение операции ГРП. In addition, the fluid with the lowest density is in the form of a suspension inside the fluid with an intermediate density, which simplifies the hydraulic fracturing operation.

2 2

ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26) Кроме того, время закачки жидкостей гидроразрыва меньше времени изменения реологических свойств жидкости с наименьшей плотностью, что повышает надежность данного способа. SUBSTITUTE SHEET (RULE 26) In addition, the injection time of fracturing fluids is less than the time of changing the rheological properties of the fluid with the lowest density, which increases the reliability of this method.

Кроме того, время закачки жидкостей гидроразрыва меньше времени изменения реологических свойств жидкости с наибольшей плотностью, что повышает надежность данного способа. In addition, the injection time of fracturing fluids is less than the time of changing the rheological properties of the fluid with the highest density, which increases the reliability of this method.

Кроме того, закачку жидкостей гидроразрыва осуществляют через одну скважину, что упрощает и удешевляет операцию гидроразрыва. In addition, the injection of fracturing fluids is carried out through one well, which simplifies and cheapens the fracturing operation.

Изобретение иллюстрируется чертежами, где на фиг. 1 представлена предполагаемая форма трещины гидроразрыва, созданная при помощи заявленного способа, на фиг. 2 представлена лабораторная установка, на фиг.З представлены результаты эксперимента. The invention is illustrated by drawings, where in FIG. 1 presents the proposed fracture fracture shape created using the inventive method, FIG. 2 shows a laboratory setup, FIG. 3 shows the results of the experiment.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом. Рассмотрим форму трещины представленной на фиг. 1, где 1 - зона в трещине гидроразрыва, куда затекла затвердевающая жидкость с наибольшей плотностью на первой стадии реализации предлагаемого способа (заштрихована крестиками), 2 - забойная зона, 3 - зона трещины гидроразрыва, куда затекла жидкость с промежуточной плотностью на первой стадии реализации предлагаемого способа (не заштрихована), 4 - скважина, 5 - зона куда затекла затвердевающая жидкость с наименьшей плотностью (заштрихована черточками), 6 - граница трещины после второй стадии гидроразрыва, сделанного предлагаемым способом. The proposed method is implemented as follows. Consider the shape of the crack shown in FIG. 1, where 1 is the zone in the fracture, where the hardening fluid flowed with the highest density at the first stage of the proposed method (shaded with crosses), 2 - the bottomhole zone, 3 - the fracture zone, where the fluid with an intermediate density flowed at the first stage of the implementation of the proposed method (not shaded), 4 - well, 5 - zone where the hardening fluid flowed with the lowest density (shaded by dashes), 6 - fracture boundary after the second stage of hydraulic fracturing made by the proposed method.

Для реализации гидроразрыва требуется три жидкости: затвердевающая жидкость с наибольшей плотностью, затвердевающая жидкость с наименьшей плотностью и жидкость с промежуточной плотностью. Затвердевающая жидкость с большей плотностью в течении процесса закачки в скважину обладают большей плотностью и меньшим коэффициентом вязкости по сравнению с жидкостью с промежуточной плотностью, а также затвердевают с течением времени. Затвердевающая жидкость с меньшей плотностью в течении процесса закачки в скважину обладают меньшей плотностью и меньшим коэффициентом вязкости по сравнению с жидкостью с промежуточной плотностью, а также затвердевают с течением времени. Жидкость с промежуточной плотностью не изменяет своих свойств с течением времени. На первой стадии создания трещины, после подготовки жидкостей их либо одновременно, либо последовательно закачивают в скважину, причем за время з Fracturing requires three fluids: the hardening fluid with the highest density, the hardening fluid with the lowest density and the fluid with intermediate density. A hardening fluid with a higher density during the injection process into the well has a higher density and lower viscosity coefficient than a fluid with an intermediate density, and also hardens over time. A solidifying liquid with a lower density during the injection process into the well has a lower density and a lower viscosity coefficient than a liquid with an intermediate density, and also hardens over time. An intermediate-density fluid does not change its properties over time. In the first stage of creating a crack, after preparing the fluids, they are either simultaneously or sequentially pumped into the well, and during

ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26) меньшее, чем характерное время изменения реологических свойств затвердевающих жидкостей. Причём жидкости распределяются внутри созданной на первой стадии трещины следующим образом: затвердевающая жидкость с наибольшей плотностью затечет преимущественно в нижнюю часть трещины 1 (см. фиг.1), затвердевающая жидкость с наименьшей плотностью затечет преимущественно в верхнюю часть трещины 5, а жидкость с промежуточной плотностью преимущественно в центральную часть трещины 3. После этого закачку жидкостей гидроразрыва останавливают на время достаточное для затвердевания затвердевающих жидкостей. На этом заканчивается первая стадия создания трещины ГРП и начинается вторая. На второй стадии закачку жидкости с промежуточной плотностью возобновляют, и дальнейший рост трещины гидроразрыва будет ограничен по вертикальному направлению. Ожидается, что граница трещины ГРП примет форму похожую на ту, что приведена на фиг. 1 (пунктирная линия 6). SUBSTITUTE SHEET (RULE 26) shorter than the characteristic time of the change in the rheological properties of the hardening liquids. Moreover, the fluids are distributed inside the crack created in the first stage as follows: the hardening fluid with the highest density flows mainly into the lower part of the crack 1 (see Fig. 1), the hardening fluid with the lowest density flows mainly into the upper part of the crack 5, and the fluid with an intermediate density mainly in the central part of the crack 3. After that, the injection of fracturing fluids is stopped for a time sufficient to harden the hardening fluids. This ends the first stage of creating a hydraulic fracture and the second begins. In the second stage, the injection of liquid with an intermediate density is resumed, and further growth of the fracture will be limited in the vertical direction. The fracture boundary is expected to take a shape similar to that shown in FIG. 1 (dashed line 6).

Для демонстрации осуществления заявленного способа был поставлен лабораторный эксперимент. Лабораторная установка представлена на фиг. 2, где 7 - прозрачные пластины, 8 - эластичная емкость с водой, 9 - резиновая прокладка, 10 - зона для моделирования трещины ГРП, 11 - трубки для закачки жидкостей, моделирующих жидкости гидроразрыва. Две прозрачные пластины 7 скрепляют так, чтобы они с усилием сжимали емкость с водой 8 и резиновую прокладку 9, эластичная емкость с водой 8 давит на резиновую прокладку 9 с одинаковым по всей плоскости давлением. Таким образом, резиновая прокладка 9 прижимается с одинаковым давлением по плоскости к одной из прозрачных пластин 7. Через трубки 11 в зону между резиновой прокладкой 9 и одной из прозрачных пластин 7, закачиваются жидкости гидроразрыва, которые растекаясь между пластиной 7 и прокладкой 9, моделируют раскрытие трещины гидроразрыва. To demonstrate the implementation of the claimed method, a laboratory experiment was performed. The laboratory setup is shown in FIG. 2, where 7 are transparent plates, 8 is an elastic container with water, 9 is a rubber gasket, 10 is a zone for modeling a hydraulic fracture, 11 is a tube for pumping fluids simulating fracturing fluids. Two transparent plates 7 are fastened so that they forcefully compress the container with water 8 and the rubber gasket 9, the elastic container with water 8 presses on the rubber gasket 9 with the same pressure across the entire plane. Thus, the rubber gasket 9 is pressed with the same pressure along the plane to one of the transparent plates 7. Through the tubes 11 into the area between the rubber gasket 9 and one of the transparent plates 7, fracturing fluids are pumped, which spread between the plate 7 and the gasket 9, simulate the opening hydraulic fractures.

В ходе эксперимента использовалось только две жидкости: жидкость с наибольшей плотностью и жидкость с промежуточной плотностью. Поведение жидкости с наименьшей плотностью аналогично поведению жидкости с наибольшей плотностью, только ее скопление должно наблюдаться в верхней части трещины. Давление необходимое для начала образования трещины ГРП, как правило, очень близко к пластовому давлению, то есть трещина раскрывается, а не растрескивается, именно этот процесс моделируется в лабораторной установке. В такой постановке эксперимента отсутствует потеря жидкости ГРП на фильтрацию в пласт, так как раскрытие происходит между непроницаемыми стенками. During the experiment, only two liquids were used: the liquid with the highest density and the liquid with intermediate density. The behavior of the fluid with the lowest density is similar to the behavior of the fluid with the highest density, only its accumulation should be observed in the upper part of the crack. The pressure necessary to start the formation of a hydraulic fracture is usually very close to the reservoir pressure, that is, the crack opens, and does not crack, it is this process that is modeled in a laboratory setup. In this design of the experiment, there is no loss of hydraulic fracturing fluid to filter into the formation, since the opening occurs between impermeable walls.

4 four

ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26) Однако, несмотря на указанные ограничения, установка демонстрирует осуществимость заявленного способа, т.е. процесс движения жидкостей между прозрачной пластиной 5 и резиновой прокладкой 7, которая с одинаковым давлением по площади прижата к прозрачной пластине, адекватно моделирует процесс раскрытия трещины ГРП и движение жидкостей внутри ГРП. А распределение внутри трещины жидкости с наибольшей и промежуточной плотностями адекватно демонстрирует реализуемость заявленного способа, так как поведение жидкости с наименьшей плотностью будет похоже на поведение жидкости с наибольшей плотностью, но скапливаться жидкость с наименьшей плотностью будет в верхней части модельной трещины, а не в нижней части, где скопилась жидкость с наибольшей плотностью. SUBSTITUTE SHEET (RULE 26) However, despite these limitations, the installation demonstrates the feasibility of the claimed method, i.e. the process of fluid movement between the transparent plate 5 and the rubber gasket 7, which is pressed against the transparent plate with the same pressure over the area, adequately simulates the process of opening a hydraulic fracture and the movement of fluids inside the hydraulic fracturing. And the distribution inside the fluid crack with the highest and intermediate densities adequately demonstrates the feasibility of the claimed method, since the behavior of the fluid with the lowest density will be similar to the behavior of the fluid with the highest density, but the fluid with the lowest density will accumulate in the upper part of the model crack, and not in the lower part where the liquid with the highest density has accumulated.

В ходе лабораторного моделирования в качестве затвердевающей жидкости (с наибольшей плотностью использовался двухкомпонентный герметик macroplast UK 8103, способный со временем затвердевать, а в качестве жидкости с промежуточной плотностью использовалась смесь из церезина и вазелинового масла в пропорции 50/50. Результаты эксперимента представлены на фиг. 3, где представлена последовательность фотоснимков (А, Б, В, Г, Д) отображающих процесс моделирования гидроразрыва согласно изобретению, где 12 - зона модельной трещины гидроразрыва, куда попадает затвердевающая жидкость с наибольшей плотностью, 13 - зона модельной трещины, куда попадает жидкость с промежуточной плотностью, 14 - зона, куда проникает жидкость с промежуточной плотностью за счет капиллярного эффекта с течением времени, 15 - нижняя граница модельной трещины гидроразрыва. Граница раздела жидкостей внутри модельной трещины на снимке очерчены, так как использованные жидкости недостаточно контрастны, однако общие границы развития трещины видны достаточно отчетливо. Первая стадия развития модельной трещины гидроразрыва иллюстрируется фотографиями «А и Б». Окончание затвердевания затвердевающей жидкости представлено на снимке «В». На снимке «В» видно, что за счет капиллярного эффекта жидкость с промежуточной плотностью распространяется между резиновой прокладкой 9 и прозрачной пластиной 7, но толщина проникшего слоя жидкости тонка, поэтому проникшую жидкость за счет капиллярного эффекта можно не учитывать. На снимках «Г» и «Д» представлен дальнейший рост модельной трещины гидроразрыва за счет закачки жидкости с промежуточной плотностью. На этих двух снимках («Г» и «Д») видно, что площадь трещины растет по горизонтали и по направлению вверх, и совершенно не растет по направлению вниз, то есть нижняя During laboratory modeling, a two-component macroplast UK 8103 sealant capable of hardening was used as the hardening liquid (with the highest density), and a mixture of ceresin and liquid paraffin in the ratio 50/50 was used as the intermediate-density liquid. The experimental results are shown in Fig. 3, where a sequence of photographs (A, B, C, D, D) representing the fracturing modeling process according to the invention is presented, where 12 is the model fracturing fracture zone, where h is the hardening liquid with the highest density, 13 is the zone of the model crack where the liquid with the intermediate density enters, 14 is the zone where the liquid with the intermediate density penetrates due to the capillary effect over time, 15 is the lower boundary of the model hydraulic fracture. The model cracks in the image are outlined, since the fluids used are not sufficiently contrasted, however, the general boundaries of the crack development are quite clearly visible. The first stage of development of a model hydraulic fracture is illustrated by photographs “A and B”. The end of the hardening of the hardening liquid is shown in the picture "B". In the picture "B" it is seen that due to the capillary effect, a liquid with an intermediate density spreads between the rubber pad 9 and the transparent plate 7, but the thickness of the penetrated layer of liquid is thin, therefore, the penetrated liquid due to the capillary effect can be ignored. Pictures “G” and “D” show the further growth of a model hydraulic fracture due to injection of a fluid with an intermediate density. In these two pictures (“G” and “D”) it can be seen that the crack area grows horizontally and upward, and does not grow downward at all, that is, the bottom

5 5

ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26) граница модельной трещины 15 не перемещается, несмотря на перемещение других границ. SUBSTITUTE SHEET (RULE 26) the boundary of the model crack 15 does not move, despite the movement of other boundaries.

Затвердевающие жидкости, при закачке могут находиться во взвешенном состоянии суспензии внутри жидкости с промежуточной плотностью, которая не изменяет свои свойства. Попадание затвердевающих жидкостей в нижнюю или верхнюю части трещины гидроразрыва будет происходить за счет гравитационного осаждения/всплытия взвешенных капель затвердевающих жидкостей. Такой способ закачки жидкостей через одну скважину проще, чем попеременное закачивание. Hardening liquids, when injected, can be in suspension suspension inside the fluid with an intermediate density that does not change its properties. The hardening fluids will enter the lower or upper parts of the hydraulic fracture due to gravitational deposition / ascent of suspended drops of hardening fluids. This method of pumping fluids through one well is simpler than alternating pumping.

Список литературы. Bibliography.

1. Патент РФ 2187620 «СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОД В ПОРОВО- ТРЕЩИНОВАТЫХ КОЛЛЕКТОРАХ НЕФТИ». 1. RF patent 2187620 “METHOD FOR WATER INSULATION IN PORO-CRACKED OIL COLLECTORS”.

2. Патент РФ JTs2375563 «ПРОППАНТ СО СМОЛИСТОЙ ПОВЕРХНОСТЬЮ И СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ВЫНОСА ПРОППАНТА ИЗ ТРЕЩИНЫ ГИДРОРАЗРЫВА» 2. RF patent JTs2375563 “PROPPANTS WITH A RESINY SURFACE AND A METHOD FOR PREVENTING THE CARRYING OUT OF THE PROPPANTS FROM A HYDRAULIC FRACTURE”

3. Патент США JV°4478282 «НЕЮНТ CONTROL TECHNIQUE IN HYDRAULIC FRACTURING TREATMENTS)). 3. US Patent JV ° 4478282 "NAYUNT CONTROL TECHNIQUE IN HYDRAULIC FRACTURING TREATMENTS)).

4. Патент США 5363919 «SIMULTANEOUS HYDRAULIC FRACTURING USING FLUIDS WITH DIFFERENT DENSITIES)). 4. US patent 5363919 "SIMULTANEOUS HYDRAULIC FRACTURING USING FLUIDS WITH DIFFERENT DENSITIES)).

5. Патент РФ j\°2496977 «СПОСОБ УЛУЧШЕНИЯ ОБРАБОТКИ ПОДЗЕМНОГО ПЛАСТА ЧЕРЕЗ СКВАЖИНУ И СПОСОБ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА ЧЕРЕЗ СКВАЖИНУ». 5. RF patent j \ ° 2496977 “METHOD FOR IMPROVING TREATMENT OF UNDERGROUND STRESS THROUGH A WELL AND METHOD OF HYDRAULIC FRACTURING THROUGH A WELL”.

6 6

ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26) SUBSTITUTE SHEET (RULE 26)

Claims

Claim:

1. The method of hydraulic fracturing using two fluids, one of which is polymerized, is implemented by forming hydraulic fractures by injecting fluids with higher and lower densities in them, characterized in that a third fluid is injected into the fractures, all three fluids having different densities (the lowest , the largest and intermediate), the liquids with the highest and lowest densities harden over time and have a lower viscosity coefficient than liquids with an intermediate density.

2. The method according to claim 1, characterized in that the liquid with the highest density is in the form of a suspension inside the liquid with an intermediate density.

3. The method according to claim 1, characterized in that the liquid with the lowest density is in the form of a suspension inside the liquid with an intermediate density.

4. The method according to claim 1, characterized in that the injection time of the fracturing fluids is less than the time of changing the rheological properties of the fluid with the lowest density.

5. The method according to claim 1, characterized in that the injection time of the fracturing fluids is less than the time of changing the rheological properties of the fluid with the highest density.

6. The method according to claim 1, characterized in that the injection of fracturing fluids is carried out through one well.

7

SUBSTITUTE SHEET (RULE 26)