Способ химического закрепления проппанта в трещине гидравлического разрыва пласта газовых скважин Российский патент 2023 года по МПК E21B43/267 E21B43/22 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к нефтегазовой области, а именно к эксплуатации газовых скважин с возможностью интенсификации добычи нефти путем проведения гидравлического разрыва в интервале продуктивного пласта для создания условий эффективной и безопасной эксплуатации газовых скважин с гидравлическим разрывом пласта с учетом повышения их добычных возможностей.

Уровень техники

Известен проппант и способ его получения, при этом проппант, содержащий керамические гранулы с полимерным покрытием из отвержденной эпоксидной смолы, отличающийся тем, что на поверхности керамической магнийсиликатной гранулы выполнены выступы высотой 5-30 мкм каждый из того же состава или из состава с большей огнеупорностью в количестве 0,5-1,5% от ее веса, полимерное покрытие выполнено в один слой, в котором вкраплена смесь частиц гексаметилентетрамина и фенолформальдегидной смолы размером 5-100 мкм при соотношении фенолформальдегидной смолы и эпоксидной смолы от 1:5 до 5:1.

2. Проппант по п. 1, при этом смесь частиц фенолформальдегидной смолы и гексаметилентетрамйда дополнительно содержит неорганический модификатор в количестве 0,5-20 мас. % от массы фенолформальдегидной смолы.

3. Способ изготовления проппанта по п. 1, включающий формование керамических гранул, формирование на их поверхности указанных выступов, обжиг, нанесение полимерного покрытия из эпоксидной смолы с отвердителем - полиэтилентетрамином - ПЭПА и смеси указанных частиц с последующим отверждением до получения полимерной пленки.

4. Способ по п. 3, при этом нанесение полимерного покрытия осуществляют путем перемешивания суспензии указанных частиц в эпоксидной смоле и ПЭПА с указанными гранулами.

5. Способ по п. 3, при этом нанесение полимерного покрытия осуществляют путем перемешивания суспензии указанных частиц в ПЭПА и растворителе с указанными гранулами, на которые предварительно нанесена эпоксидная смола.

6. Способ по п. 3, при этом нанесение полимерного покрытия осуществляют путем опудривания указанными частицами указанных гранул со свеженанесенНой смолой с ПЭПА.

7. Способ по любому из пп. 3-6, при этом смесь частиц фенолформальдегидной смолы и гексаметилентетрамина дополнительно содержит неорганический модификатор в количестве 0,5-20 мас. % от массы фенолформальдегидной смолы.

8. Способ по любому из пп. 3-7, при этом указанное отверждение эпоксидной смолы до получения пленки осуществляют при температуре 5-30°С (см. пат. RU №2318856, МПК С09К 8/80, опубл. 10.03.2008 г., Бюл. №7).

Недостатком данного способа является то, что в условиях применения пониженных пластовых температур (ниже 50°С) обработанный в заводских условиях проппант не образует консолидированную матрицу с требуемыми по прочности параметрами. Для обеспечения заданного эффекта необходимы дополнительные мероприятия по повышению температуры в зоне обработки свыше 60°С.

Известны устойчивая суспензия и способ обработки углеводороднесущих подземных геологических формаций (варианты), при этом устойчивая при хранении суспензия, включающая ксантановую смолу или модификации ксантана, сверхлегкие макрочастицы и воду, дополнительно включает отличающийся от ксантана полисахарид, выбранный из группы, состоящей из гидрофильных полимеров и натуральных смол при общем содержании полисахарида и ксантана или модификации ксантана 1,2-7,2 г/л и при соотношении полисахарида и ксантана или модификации ксантана 8:1-1:8 и кажущийся удельный вес сверхлегких макрочастиц меньше или равен 2,45 при их содержании 60-959 г/л.

2. Суспензия по п. 1, при этом она характеризуется устойчивостью к осаждению макрочастиц по меньшей мере в течение трех дней после изготовления.

3. Суспензия по п. 2, при этом по истечении семи дней после изготовления она характеризуется наличием менее чем 10% частиц в осажденном состоянии.

4. Суспензия по п. 1, при этом вязкость жидкости-носителя при скорости сдвига 0,1 с^-1 составляет величину от приблизительно 4000 до приблизительно 30000 сП.

5. Суспензия по п. 1, при этом ксантан представляет собой немодифицированную ксантановую смолу.

6. Суспензия по п. 1, при этом полисахарид выбран из группы, состоящей из гуара, карагенана, аравийской камеди, смолы гхати, камеди карайи, трагакантовой камеди, пектина, крахмала, смолы рожкового дерева, склероглюкана, тамаринда и их производных.

7. Суспензия по п. 6, при этом полисахарид выбран из группы, состоящей из гуаровой смолы, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксипропилгуара.

8. Суспензия по п. 1, при этом количественное соотношение полисахарид: ксантан составляет от приблизительно 4:1 до приблизительно 1:1.

9. Суспензия по п. 1, при этом модификация ксантана выбрана из группы веществ, состоящей из неацетилированной ксантановой смолы, непирувилированной ксантановой смолы и неацетилированной непирувилированной ксантановой смолы.

10. Суспензия по п. 1, при этом сверхлегкие макрочастицы имеют кажущийся удельный вес, меньший или равный 1,75.

11. Суспензия по п. 10, при этом сверхлегкие макрочастицы имеют кажущийся удельный вес, меньший или равный 1,25.

12. Суспензия по п. 1, при этом по меньшей мере часть сверхлегких макрочастиц выбрана из группы, состоящей из молотых или дробленых скорлуп орехов, молотой или дробленой семенной шелухи, молотых или дробленых фруктовых косточек, обработанной древесины или их смеси, по выбору по меньшей мере частично покрытой по меньшей мере одним слоем защитного или укрепляющего покрытия.

13. Суспензия по п. 1, при этом по меньшей мере часть сверхлегких макрочастиц выбрана из группы, состоящей из пористой керамики, органических полимерных материалов и загустителей для обработки скважины, по выбору обработанных непроницаемыми пропитывающим материалом, слоем покрытия и/или слоем глазури.

14. Суспензия по п. 1, при этом она дополнительно содержит комплексообразующий агент.

15. Суспензия по п. 1, при этом макрочастицы представляют собой пропант.

16. Способ обработки углеводороднесущих подземных геологических формаций, в котором в подземную формацию закачивают суспензию, отличающийся тем, что используют суспензию по п. 1.

17. Способ по п. 16, при этом перед закачиванием в подземную геологическую формацию суспензию разбавляют водой.

18. Способ по п. 16, при этом перед закачиванием в подземную геологическую формацию к суспензии добавляют вспенивающий агент и газ или газонесущую жидкость.

19. Способ по п. 18, при этом вспенивающий агент добавляют к суспензии в количестве, достаточном для создания пены, содержащей от приблизительно 30 до приблизительно 98 мас. % газовой фазы.

20. Способ по п. 18, при этом вспенивающий агент представляет собой анионный ПАВ, выбранный из группы, состоящей из альфа-олефин-сульфонатов и эфира алкилсульфатов или их аммонийных солей.

21. Способ по п. 20, при этом анионный ПАВ представляет собой алкилполиэфирсульфат, алкильный участок которого содержит от приблизительно 8 до приблизительно 16 атомов углерода.

22. Способ по п. 20, при этом анионный ПАВ представляет собой аммонийную соль сульфоната.

23. Применение способа по п. 16 для гидравлического разрыва углеводороднесущей подземной геологической формации, при этом суспензию по п. 1 изготавливают предварительно, при этом в воду добавляют полисахарид и ксантановую смолу или модификации ксантановой смолы и затем вводят сверхлегкие макрочастицы в качестве пропанта (см. пат. RU №2344157, МПК С09К 8/90, С09К 8/56, Е21В 43/22, Е21В 43/267, конвенц. пр-т 19.10.2005 г., US 11/253, 534, опубл. 20.01.2009 г., Бюл. №2).

Недостатком данного способа является то, что после закачки проппанта не весь гель подвергается равномерной деструкции, в связи с чем, остаются заблокированные зоны, преимущественно на периферии трещины ГРП. Это, в свою очередь затрудняет вывод скважины на режим и, зачастую требует проведения дополнительных мероприятий по разрушению локальных блокад интенсификации притока.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому положительному эффекту и принятый авторами за прототип является способ (опыт) закрепления проппанта в условиях верхнечонского горизонта, где испытание технологии химического закрепления проппанта со смоляным покрытием показало ее эффективность в условиях низких температур верхнечонского горизонта ВЧНГКМ. Технология планируется к внедрению в каждой скважине с ГРП. В горизонтальных скважинах с низким пластовым давлением из-за, сложности прогнозирования направления развития трещины при расчете массы низкотемпературного химически закрепляемого RCP-проппанта необходимо учитывать объем горизонтального ствола для обеспечения достаточного количества проппанта в трещине ГРП. Отсутствие модели расчета необходимого количества RCP-проппанта вне зависимости от его марки требует привлечения практических данных его применения: от 15 до 40% общей массы проппанта, размещенного в трещине ГРП. При недостаточном количестве закачанного проппанта эффективного закрепления RCP-проппантом Не происходит. В скважинах с пониженным пластовым давлением, где наблюдается поглощение раствора в процессе освоения и промывки, необходимо добиться полной очистки ствола скважины с применением, например, высоковязких пен, имеющих меньшую плотность, но достаточную песконесущую способность (см. статья «Опыт закрепления проппанта в условиях верхнечонского горизонта», ж-л «Научно-технический Вестник ОАО «НК «Роснефть» (№4, 2016 года, стр. 56-59; ISSN 2074-2339).

Недостатком данного способа является невозможность учесть риски в случае преждевременного получения режима «стоп» при закачке проппанта.

Если в процессе проведения ГРП, предусматривающем, как правило на завершающем этапе, закачку закрепляющей порции проппанта с полимерным покрытием (RCP-проппанта) возникает ситуация, при которой текущее давление превышает давление закачки то закачка закрепляющей пачки в трещину становится недостаточной или невозможной. В такой ситуации надежного крепления основного проппанта в трещине ГРП не происходит, а при освоении возникает обратный вынос.

Раскрытие изобретения

Задачей предлагаемого изобретения является разработка способа химического закрепления проппанта в трещине гидравлического разрыва пласта газовых скважин в интервале продуктивного горизонта, обеспечивающего формирование в трещине гидравлического разрыва пласта газовых скважин консолидированной матрицы заданной проницаемости из проппанта, песка и других материалов, с гидрофобной поверхностью порового пространства.

Технический результат, который может быть получен с помощью предлагаемого изобретения, сводится к повышению эффективности проведения разработки способа химического закрепления проппанта в трещине гидравлического разрыва пласта газовых скважин, а именно, в предупреждении выноса проппанта из трещины в процессе эксплуатации посредством предварительного химического скрепления, повышении эффективности работы газовых скважин в широком диапазоне технологических режимов за счет увеличения предельного градиента депрессии на пласт, а также снижения водопритока по трещине гидравлического разрыва пласта при достижении разности фазовых скоростей - меньшей по воде и больше - по газу, при движении скважинной продукции по гидрофобным каналам в закрепленной трещине и снижении затрат на проведение ремонтных работ, увеличении межремонтного периода и повышении эксплуатационной надежности газовых скважин с гидравлическим разрывом пласта.

Указанный технический результат достигается с помощью способа химического закрепления проппанта в трещине гидравлического разрыва пласта газовых скважин, в интервале продуктивного пласта, включающий бурение или подбор уже пробуренной вертикальной или наклонно-направленной скважины, проведение в скважине ГРП с использованием полимерного геля для ГРП, определение зоны распространения трещины ГРП, закрепление трещины ГРП проппантом, обработку проппанта, при этом перед проведением обработки проппанта закачивают в трещину ГРП через насосно-компрессорные трубы НКТ брейкирующий состав «Полипрон», включающий неконцентрированный раствор кислоты HCI или НСООН, энзим или окислитель, выбранный из группы: персульфат аммония или калия, пироксид магния, перкабонат натрия, для деструкции полимерного геля для ГРП, затем в трещину ГРП закачивают промывочный состав «ПолиРИР-НФ-АС (НФАС)», включающий смесь ортоксилола и изопроиплового спирта, для продавки брейкирующего состава, очистки порового пространства и удаления остатков воды, закрывают скважину на реакцию, производят продавку инертным газом - азотом с последующей продувкой азотом до выравнивания давления закачки газа на уровне значений пластового давления, затем в трещину ГРП через НКТ закачивают адгезионный состав «ПолиРИР-НФ-А», включающий раствор аминосилана в ортоксилоле, в объеме свободного порового пространства набивки трещины ГРП, производят продавку азотом с последующей продувкой азотом до выравнивания давления закачки газа на уровне значений пластового давления, обработку проппанта осуществляют в два этапа следующим образом: на первом этапе спускают гибкую НКТ- колтюбинг, оснащенную распыляющей насадкой, на глубину начала обработки - до нижней границы интервала перфорации или уровня нижней границы трещины ГРП, через колтюбинг в распыляющую насадку подают скрепляющий состав «Полискреп-реагент-1», включающий смесь раствора кремнийорганических смол - полиметил-, полиметилфенил-, полиэтилфенил- и полифенилсилоксановых смол, модифицированных полиэфирами в растворителе - ортоксилоле с отвердителем - амионсиланом, и одновременно в НКТ, в межтрубное пространство НКТ и колтюбинга, закачивают азот, в процессе закачки посредством колтюбинга выполняют перемещение насадки снизу-вверх и сверху-вниз в пределах обрабатываемого интервала для образования в призабойной зоне газожидкостной смеси, продувают азотом, на втором этапе через колтюбинг в распыляющую насадку подают докрепляющий состава «Полискреп-реагент-2», включающий смесь эпоксидной смолы с ароматическими полиаминами разбавленную ортоксилолом, и одновременно в НКТ, в межтрубное пространство НКТ и колтюбинга, закачивают азот, в процессе закачки посредством колтюбинга выполняют перемещение насадки снизу-вверх и сверху-вниз в пределах обрабатываемого интервала для образования в призабойной зоне газожидкостной смеси, продувают азотом, производят подъем и демонтаж колтюбинга и приступают к освоению скважины.

Краткое описание чертежей и иных материалов

В таблице даны наименования реагентов и общее описание составов.

Осуществление изобретения

Способ химического закрепления проппанта в трещине гидравлического разрыва пласта газовых скважин осуществляют следующим образом. Способ обработки предусматривает, перед проведением обработки проппанта после проведения гидравлического разрыва пласта, предварительную закачку брейкирующего состава для деструкции остаточных объемов полимеров, затем в трещину закачивается промывочный состав для очистки порового пространства и удаления остатков воды. Продавка производится инертным газом (азотом) с последующей продувкой до выравнивания давления закачки газа на уровне значений пластового давления. Далее осуществляется закачка адгезионного состава, также с продавкой инертным газом и последующей продувкой инертным газом до выравнивания давления закачки газа на уровне значений пластового давления. Затем производится обработка трещины скрепляющим и докрепляющим составами «Полискреп-реагент-1» и «Полискреп-реагент-2», соответственно, в виде газожидкостных смесей, с продувкой инертным газом после закачки расчетного объема каждого реагента.

Сущность заявляемого способа заключается в следующем. При планировании проведения гидравлического разрыва пласта выполняются контрольные лабораторные испытания по скреплению насыпных моделей из предлагаемого к применению в каждом конкретном случае проппанта с использованием состава «Полискреп». По результатам испытаний определяются значения снижения базовой (абсолютной) проницаемости при обработке, прочностные характеристики образцов по данным геомеханических исследований, а также параметры фазовых проницаемостей на модельных скважинных флюидах. Кроме этого, на пробах сшитого полимера, предлагаемого к использованию для приготовления остаточного объема полимеров гидравлического разрыва пласта, подбирают рецептуру брейкирующего состава, а также время и параметры выдержки в условиях приближенных к пластовым для последующей обработки. После анализа лабораторных данных подбирается размер проппанта, уточняется дизайн гидравлического разрыва пласта, рассчитываются необходимые объемы закачки требуемых реагентов й время обработай.

Обработка выполняется следующим образом. В трещину гидравлического разрыва пласта (ГРП), через насосно-компрессорные трубы (НКТ) закачивается расчетное количество брейкирующего состава и промывочного состава. При этом объем брейкирующего состава соответствует свободному объему порового пространства набивки трещины. Продавка брейкирующего состава осуществляется промывочным составом, в объеме, не менее количества закачанного брейкирующего состава. После про давки брейкирующего состава в трещину, скважина закрывается на расчетное время реакции. По завершении, осуществляется продавка в пласт помывочного состава инертным газом с последующей продувкой до выравнивания значения давления закачки эквивалентного пластовому.

Далее, с целью активизации центров сорбирования полимеров скрепляющих полимеров, в насосно-компрессорные трубы производится закачка расчетного количества адгезионного состава, в объеме соответствующем свободному объему порового пространства обрабатываемой трещины. Закачка реагентов производится через ГНКТ (Гибкая насосно-компрессорная труба), оснащенной распыляющей насадкой.

Продавка адгезионного состава в пласт осуществляется инертным газом, в течение времени, необходимого до снижения давления закачки до выравнивания или близким к пластовому.

После спуска колтюбинга на заданную глубину начала обработки (до нижней границы интервала перфорации или уровня нижней границы трещины гидравлического разрыва пласта) выполняется первый этап обработки, скрепляющим составом «Полискреп-реагент-1». Обработка выполняется следующим образом. Через колтюбинг в распыляющую насадку подается «Полискреп-рагент-1», а в насосно-компрессорные трубы, в межтрубное пространство, производится одновременная закачка инертного газа. При этом, в процессе закачки, посредством колтюбинга выполняется перемещение насадки снизу-вверх и сверху-вниз в пределах обрабатываемого интервала. Проведение обработки с одновременной подачей скрепляющего состава через колтюбинг в специальную распыляющую насадку и инертного газа в насосно-компрессорные трубы создает условия образования в призабойной зоне газожидкостной смеси (аэрозоля), что обеспечивает плавное равномерное нанесение состава на поровую поверхность обрабатываемого пространства, снижение рабочего давления закачки из-за снижения вязкости реагентов за счет аэрации, отсутствие риска возникновения значительных гидроударов, минимизации снижения проницаемости и сокращению расхода материалов.

По завершении закачки расчетного объема «Полискреп-реагент-1» зону обработки продувают инертным газом с условно минимальным расходом, соответствующим значению производительности компрессора на завершающем этапе обработки. Время продувки определяется скважинными условиями, типом и характеристиками проппанта, дизайном гидравлического разрыва пласта и параметрами полимеризации скрепляющего состава. На данном этапе обработки достигается первичная консолидация набивки трещины в матрицу с прочностью, обеспечивающей устойчивость к выносу проппанта в технологическом диапазоне депрессий на пласт в режиме эксплуатации скважины, а также гидрофобизация фильтрующей поверхности порового пространства, обеспечивающей заданную разность фазовых скоростей потока скважинных флюидов.

Вторым этапом обработки является закачка докрепляющего состава «Полискреп-реагент-2». Технология закачки аналогична способу обработки скрепляющим составом - «Полискреп-реагент-1», в части перемещения распыляющей насадки в пределах обрабатываемого интервала одновременной подачей реагента через ГНКТ и инертного газа в насосно-компрессорные трубы, для образования газожидкостнои смеси, с разницей в том, что производительность компрессора (расход газа) остается постоянной. Объем докрепляющего состава определяется с учетом расчетной глубины пропитки призабойной зоны трещины из условия минимизации фильтрационных сопротивлений при движении газа в процессе эксплуатации. Расчетная глубина пропитки докрепляющим составом определяется значением необходимой прочности матрицы в призабойной зоне трещины, соответствующей пиковым напряжениям при перепаде давлений, возникающем в процессе проведения различных технологических операций. По окончании закачки расчетного объема докрепляющего состава осуществляют продувку инертным газом. Время продувки, также определяется скважинными условиями, типом и характеристиками проппанта, дизайном гидравлического разрыва пласта и параметрами полимеризации скрепляющего состава. После завершения продувки производят подъем и демонтаж колтюбинга и приступают к освоению скважины.

Предлагаемое изобретение по сравнению с прототипом и другими известными техническими решениями имеет следующие преимущества:

- повышение эффективности химического закрепления проппанта в трещине гидравлического разрыва пласта газовых скважин;

- предупреждение выноса проппанта из тещины в процессе эксплуатации;

- повышении эффективности работы газовых скважин в широком диапазоне технологических режимов за счет увеличения предельного градиента депрессии на пласт;

- снижении водопротока по трещине ГРП при достижении разности фазовых скоростей - меньшей по воде и большей по газу, при движении скважинной продукции по гидрофобным каналам в закрепленной трещине;

- снижение затрат на проведение ремонтных работ;

- увеличении межремонтного периода;

- повышении эксплуатационной надежности газовых скважин с ГРП.

Изобретение относится к нефтегазовой области. Технический результат - предупреждение выноса проппанта из трещины, повышение эффективности работы газовых скважин в широком диапазоне технологических режимов, снижение водопротока по трещине гидравлического разрыва пласта, увеличение межремонтного периода и повышение эксплуатационной надежности газовых скважин с гидравлическим разрывом пласта. Способ химического закрепления проппанта в трещине гидравлического разрыва пласта ГРП газовых скважин включает проведение в скважине ГРП с использованием полимерного геля для ГРП, закрепление трещины ГРП проппантом, обработку проппанта. Перед проведением обработки проппанта закачивают в трещину ГРП через насосно-компрессорные трубы НКТ брейкирующий состав «Полипрон», включающий неконцентрированный раствор кислоты HCI или НСООН, энзим или окислитель, выбранный из группы: персульфат аммония или калия, пироксид магния, перкабонат натрия, для деструкции полимерного геля для ГРП. Затем в трещину ГРП закачивают промывочный состав «ПолиРИР-НФ-АС (НФАС)», включающий смесь ортоксилола и изопропилового спирта, закрывают скважину на реакцию, производят продавку инертным газом - азотом с последующей продувкой азотом до выравнивания давления закачки газа на уровне значений пластового давления. Затем в трещину ГРП через НКТ закачивают адгезионный состав «ПолиРИР-НФ-А», включающий раствор аминосилана в ортоксилоле, в объеме свободного порового пространства набивки трещины ГРП, производят продавку азотом с последующей продувкой азотом до выравнивания давления закачки газа на уровне значений пластового давления. Обработку проппанта осуществляют в два этапа. На первом этапе спускают гибкую НКТ - колтюбинг, оснащенную распыляющей насадкой, на глубину начала обработки - до нижней границы интервала перфорации или уровня нижней границы трещины ГРП, через колтюбинг в распыляющую насадку подают скрепляющий состав «Полискреп-реагент-1», включающий смесь раствора кремнийорганических смол - полиметил-, полиметилфенил-, полиэтилфенил- и полифенилсилоксановых смол, модифицированных полиэфирами в растворителе - ортоксилоле с отвердителем - аминосиланом, и одновременно в НКТ, в межтрубное пространство НКТ и колтюбинга, закачивают азот. В процессе закачки посредством колтюбинга выполняют перемещение насадки снизу вверх и сверху вниз в пределах обрабатываемого интервала для образования в призабойной зоне газожидкостной смеси, продувают азотом. На втором этапе через колтюбинг в распыляющую насадку подают докрепляющий состав «Полискреп-реагент-2», включающий смесь эпоксидной смолы с ароматическими полиаминами, разбавленную ортоксилолом, и одновременно в НКТ, в межтрубное пространство НКТ и колтюбинга, закачивают азот. В процессе закачки посредством колтюбинга выполняют перемещение насадки снизу вверх и сверху вниз в пределах обрабатываемого интервала для образования в призабойной зоне газожидкостной смеси, продувают азотом, производят подъем и демонтаж колтюбинга и приступают к освоению скважины. 1 табл.

Способ химического закрепления проппанта в трещине гидравлического разрыва пласта ГРП газовых скважин в интервале продуктивного пласта, включающий бурение или подбор уже пробуренной вертикальной или наклонно-направленной скважины, проведение в скважине ГРП с использованием полимерного геля для ГРП, определение зоны распространения трещины ГРП, закрепление трещины ГРП проппантом, обработку проппанта, отличающийся тем, что перед проведением обработки проппанта закачивают в трещину ГРП через насосно-компрессорные трубы НКТ брейкирующий состав «Полипрон», включающий неконцентрированный раствор кислоты HCI или НСООН, энзим или окислитель, выбранный из группы: персульфат аммония или калия, пироксид магния, перкабонат натрия, для деструкции полимерного геля для ГРП, затем в трещину ГРП закачивают промывочный состав «ПолиРИР-НФ-АС (НФАС)», включающий смесь ортоксилола и изопропилового спирта, для продавки брейкирующего состава, очистки порового пространства и удаления остатков воды, закрывают скважину на реакцию, производят продавку инертным газом - азотом с последующей продувкой азотом до выравнивания давления закачки газа на уровне значений пластового давления, затем в трещину ГРП через НКТ закачивают адгезионный состав «ПолиРИР-НФ-А», включающий раствор аминосилана в ортоксилоле, в объеме свободного порового пространства набивки трещины ГРП, производят продавку азотом с последующей продувкой азотом до выравнивания давления закачки газа на уровне значений пластового давления, обработку проппанта осуществляют в два этапа следующим образом: на первом этапе спускают гибкую НКТ - колтюбинг, оснащенную распыляющей насадкой, на глубину начала обработки - до нижней границы интервала перфорации или уровня нижней границы трещины ГРП, через колтюбинг в распыляющую насадку подают скрепляющий состав «Полискреп-реагент-1», включающий смесь раствора кремнийорганических смол - полиметил-, полиметилфенил-, полиэтилфенил- и полифенилсилоксановых смол, модифицированных полиэфирами в растворителе - ортоксилоле с отвердителем - аминосиланом, и одновременно в НКТ, в межтрубное пространство НКТ и колтюбинга, закачивают азот, в процессе закачки посредством колтюбинга выполняют перемещение насадки снизу вверх и сверху вниз в пределах обрабатываемого интервала для образования в призабойной зоне газожидкостной смеси, продувают азотом, на втором этапе через колтюбинг в распыляющую насадку подают докрепляющий состав «Полискреп-реагент-2», включающий смесь эпоксидной смолы с ароматическими полиаминами, разбавленную ортоксилолом, и одновременно в НКТ, в межтрубное пространство НКТ и колтюбинга, закачивают азот, в процессе закачки посредством колтюбинга выполняют перемещение насадки снизу вверх и сверху вниз в пределах обрабатываемого интервала для образования в призабойной зоне газожидкостной смеси, продувают азотом, производят подъем и демонтаж колтюбинга и приступают к освоению скважины.